2.5.2. Деблокирование пласта

И ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

При взаимодействии соляной кислоты с химически осажденным мелом образуется водный раствор хлористого кальция (СаС1₂) и углекислый газ (СО₂), легко удаляемые из пор пласта в процессе освоения. Реакция протекает по следующей схеме:

СаСО₃ + 2НСl = СаСl₂ + Н₂О + СО₂.

Хлористый кальций (СаСl₂) хорошо растворим в воде. При температуре 100°С растворимость его достигает 180 г на 100 г воды. Вязкость 20 %-ного раствора СаСl₂ не превышает 16 с. (по ПВ-5).

Учитывая критические константы для углекислоты (давление Р_кр = 7,29 МПа, температура Т_кр = + 31,3°С), можно утверждать, что во всех случаях, когда кислота взаимодействует с мелом при температуре выше 31,3°С, реакция при любом давлении происходит с выделением СО₂ в виде газовой фазы. Выделяющийся углекислый газ создает дополнительную энергию, способствующую процессу освоения.

Технология деблокирования призабойной зоны выбирается с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины и процесса блокирования при глушении. Возможны следующие варианты:

1. Обработка пласта кислотой в скважине, заполненной природным газом или воздухом. По первому варианту скважину перед освоением тщательно промывают водой, доставляют необходимое количество кислоты в интервал фильтра и в момент появления ее у верхних отверстий фильтра закрывают затрубное пространство. При этом после кислоты в общем объеме продавливающей жидкости закачивается 3 - 4 м³ газового конденсата (для предотвращения контактирования воды с породами пласта). При пластовых давлениях в 3 - 4 раза меньше гидростатических в качестве рабочей жидкости при блокировании и деблокировании желательно использовать стабильный конденсат. После этого созданием избыточного давления с помощью агрегата (например, ЦА-320) кислота задавливается в пласт. Чтобы избежать прорыва кислоты на отдельном участке фильтра и ухода ее в глубь пласта, задавку кислоты необходимо вести интенсивно, с поддержанием начального давления до окончания процесса.

По окончании деблокирования пласта немедленно приступают к освоению скважины методом аэрации, так как кислота реагирует с химически осажденным мелом очень быстро, и времени, затрачиваемого для аэрации жидкости в скважине, вполне достаточно для полной реакции. Промедление в начале освоения может привести к поглощению пластом продуктов реакции и части рабочей жидкости и снижению эффективности способа. Следует иметь в виду, что способ оттеснения продуктов реакции в глубь пласта, часто применяемый при кислотных обработках на более раннем этапе разработки, совершенно не приемлем на завершающей стадии, когда чувствительность скважин к засорению пласта резко возрастает.

Процесс освоения скважины способом аэрации целесообразно проводить в такой последовательности.

1. При открытой факельной линии начать закачку в затрубное пространство воды, обработанной сульфонолом (0,1 % концентрации, здесь и далее в пересчете на активное вещество), и воздуха. Агрегат ЦА-320 работает на второй скорости, компрессор УКП-80  с максимальной производительностью 8 м³ в мин. Закачку в указанном режиме производить до выхода аэрированной воды на «факел».

2. Увеличить концентрацию сульфанола в закачиваемой воде до 0,4 % (работа агрегата ЦА-320 на первой скорости компрессора  прежняя). Закачку в указанном режиме производить до получения на факеле аэрированной воды с пеной.

3. Увеличить концентрацию сульфонола до 0,8 %. Агрегат ЦА-320 работает на первой скорости в режиме: 10 мин. работы, 15 мин. остановки. Компрессор работает постоянно в прежнем режиме. Аэрацию вести в указанном режиме до получения на факеле обильной пены.

4. Концентрация сульфонола в воде доводится до 1 %. Работа агрегата на первой скорости и малых оборотах в режиме: 5 мин. работы, 20 мин. остановки. Аэрацию вести до интенсивного выхода пены.

5. Компрессор продолжает работать с постоянной максимальной производительностью, агрегат прекращает работу. Такой режим поддерживается до полного освоения скважины. Оптимальным режимом освоения скважины описанным выше способом надо считать процесс, проводимый при давлениях на агрегате и компрессоре в пределах 20 - 60 кг/см² (2 - 6 МПа).

При этом минимальное общее время, затраченное на опорожнение скважины глубиной 2500 м, должно составлять 7 - 8 часов, и распределяться по циклам следующим образом:

I цикл  1 час 30 мин.

II цикл  1 час 30 мин.

III - IV цикл  3 часа.

Для образования устойчивых пен в процессе освоения можно рекомендовать, кроме сульфонола, следующие химреагенты: ДНС-А, превоцелл, дисолван, лисапол, ОП-4, ОП-10, ДС-РАС и др.

Качественное деблокирование (в равной мере и блокирование) пласта достигается при условии установки башмака насосно-компрессорных труб на расстоянии не более 5 м от нижних отверстий интервала перфорации. С целью уменьшения сроков освоения скважины в 1,5 - 2 раза рекомендуется процесс освоения производить с помощью 2-х компрессоров типа УКП-80 с некоторыми поправками в режиме работы агрегата. При наличии газа высокого давления можно использовать его для освоения скважин, хотя такой прием неизбежно связан с потерями газа.

2. По второй схеме скважину осваивают способом аэрации, описанным выше, без предварительного деблокирования, и при получении притока газа или при полной продувке скважины воздухом доставляют расчетное количество соляной кислоты на забой, продавливая ее в призабойную зону газом или воздухом путем создания давления в трубном и затрубном пространствах одновременно. При этом необходимо использовать максимально возможное давление компрессора или газа из шлейфа. По окончании реакции (1,5 - 2 часа) скважину осваивают путем отработки на факел.

Освоение по II схеме целесообразно применять в скважинах, где пластовые давления не превышают 60 кг/см² (6 МПа), блокирование пласта и ремонт проводились без избыточных давлений, а лифтовые трубы опущены до нижних дыр фильтра или установлены с упором на забой.

3	Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных СКВАЖИН

На заключительной стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений, как правило, возникает ряд осложнений, которые ухудшают условия эксплуатации скважин и снижают добывные возможности. Одним из таких осложнений является процесс накопления на забое и в стволе скважины жидкости, которая не выносится на поверхность из-за недостаточных скоростей восходящего потока газа.

На истощенных месторождениях основными методами удаления жидкости признаются те, которые дают возможность удалять жидкость и не создавать давление, уменьшающее возможность использования пластовой энергии для подъема углеводородов. Проблема чрезвычайно важная и актуальная.

Несмотря на широкое применение метода удаления жидкости из скважин с использованием ПАВ, известные в литературе физико-математические модели этого процесса не в полной мере отображают эффекты, сопровождающие движение пенных систем в трубах. Это связано с тем, что все известные модели базируются на уравнениях, где вторая фаза учитывается через аддитивное изменение плотности смеси. При этом не рассматриваются истинные концентрации фаз, отображающие гравитационные потери. Влияние же концентраций ПАВ оценивается интегрально через общие эффекты пенообразования.

П.П. Макаренко предпринята попытка описания пенного процесса удаления жидкости на основе дифференциальных уравнений движения газожидкостных систем:

уравнение неразрывности

уравнение движения

где ₁, ₂ – объемные расходные концентрации фаз: ₁ = 1-₂

₁, ₁  плотности жидкости и газа соответственно;

_см = ₁ + ₂  приведенные скорости смеси, жидкости и газа соответственно;

D  диаметр труб;

_см  коэффициент гидравлического сопротивления пенной системы;

₁, ₂  истинные концентрации жидкости и газа; ₁ = 1-₂;

G_см  расход смеси.

В этих уравнениях параметром, определяющим гравитационные потери в лифте скважины, является величина ₁ – истинное содержание жидкости. При эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений эти потери являются определяющими. Закономерности изменения ₁ для газожидкостных смесей без ПАВ достаточно полно изучены в широком диапазоне изменения рабочих параметров и физических свойств смеси.