книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

отношение величины приемистости скважины к устьевому давлению нагнетания:

( 162)

Таким образом, образование трещин контролируется кривой кпр = /( р м). Это выполняется следующим образом.

1. Закачка жидкости разрыва минимальной вязкости одним агрегатом с замером давления и приемистости скважины на двух­ трех режимах работы насоса и определением коэффициента приеми­ стости скважины на каждом режиме: кпр1, кпрп, /с ш .

2. Закачка жидкости разрыва минимальной вязкости несколь­ кими агрегатами при максимально возможной производительности насосов с замером коэффициента приемистости скважины кЩ) IV при

При отсутствии четких признаков образования трещин при использовании жидкости разрыва минимальной вязкости и выбран­ ного числа агрегатов данная операция повторяется с применением жидкости разрыва повышенной вязкости.

При продавке жидкости повышенной вязкости в пласт определяют коэффициент приемистости скважины кпру. Признаком наличия трещин будет соотношение кпр, v ssfenp.Iv.

Только после того как наличие трещин в пласте установлено, можно приступать к креплению их песком.

Крепление трещин

1. Закачка песка в смеси с жидкостью-песконосителем осущест­ вляется при максимально возможных производительности и давлении для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин.

2. Смесь жидкости-песконосителя с песком продавливается в тре­ щину продавочной жидкостью сразу же после окончания закачки смеси. Продавка осуществляется всеми агрегатами при максимально возможных производительности и давлении применяемых насосов.

Объем продавочной жидкости во избежание образования песчаной пробки должен быть, как минимум, на 1,5—2 м3 больше объема насосно-компрессорных труб, на которых спущен пакер, и зумпфа.

Во избежание выноса песка из трещин и образования песчаных пробок после окончания продавки песка в трещины устье скважины закрывается до того, как снизится давление до атмосферного.

Давление разрыва. Теоретически установлено, что при гидро­ разрыве пластов давление разрыва (на устье скважин)

(163)

где рГИДр — гидростатическое давление.

220

Анализ фактического промыслового материала по 390 гидрораз­ рывам на различных площадях Азербайджана показал, что значения давлений разрыва (на устьях скважин) только в одном случае пре­ вышали в 1,5 раза гидростатическое. Во всех остальных имеет место соотношение:

РраЗ = 1 Д Т " 1 '^РгИДр-

Объясняется это тем, что при теоретических расчетах не прини­ мается во внимание естественная трещиноватость пород.

Опыт гидроразрыва некоторых глубоких скважин показывает, что давление разрыва

Рраз— ^ iu . 1>3ргидр.

Давление разрыва для скважины глубиной 4000 м составит 480— 500 кгс/см2.

Вопрос заключается в подборе труб для эксплуатационных

где ру — давление разрыва на устье в кгс/см2; Н — глубина зале­ гания пласта в м; р — плотность жидкости, которой заполняется колонна; рпот— гидравлические потери в насосно-компрессорных трубах (составляющие для конструкции 63-мм подъемных труб

1800 м и 102-мм 2200 м — 54 кгс/см2).

Тогда

Разумеется, в этих условиях пакер должен быть подобран с рабо­ чим давлением 850—1000 кгс/см2.

Совершенно очевидно, что необходимо стремиться к направлен­ ному гидроразрыву, т. е. к созданию трещины в заранее выбранном интервале, в котором она обеспечит получение максимального эффекта.

Для этого перфорации обычно подвергается узкий интервал 0,5— 1,0 м. Применяют беспулевую кумулятивную перфорацию ПК-103 с плотностью прострела 100 выстрелов на 1 м. Так как при столь интенсивной перфорации нельзя гарантировать целостность цемент­ ного кольца, то более целесообразно применять гидропескоструйный метод перфорации.

В более мощных пластах осуществляется многократный или поинтервальный разрыв, т. е. образуется несколько трещин.

Начиная с 1957 г. испытывалось несколько способов поинтервального и многократного гидроразрыва. ВНИИ предложена техноло­ гическая схема поинтервального гидроразрыва пласта (рис. 123, схема 1). Сущность этого способа заключается в том, что сначала перфорируют и подвергают гидроразрыву нижний пласт, а затем

221

его перекрывают песчаной пробкой, после этого вскрывают и под­ вергают гидроразрыву следующий пласт и т. д.

ТатНИПИнефть предложен способ изоляции вышележащих пла­ стов при интервальном гидроразрыве с использованием эластичных шариков, который позволяет за один спуск оборудования осущест­ вить поочередно снизу вверх гидроразрыв нескольких заранее намеченных пластов.

Рис. 123. Технологическая схема поинтервального гидроразрыва пласта.

1 — н а с о с н о -к о м п р е с с о р н ы е т р у б ы ; 2 — к о л о н н а ; з — п а к е р ш л и п с о в ы й ; 4 — я к о р ь ; 3 —

п е р ф о р а ц и о н н ы е о т в е р с т и я ; в — в е р х н и й п л а с т ; 7 — п е сч а н а я п р о б к а ; 8 — х в о с т о в ы е т р у б ы ; О — н и ж н и й п л а с т ; Ю — со е д и н и те л ь н ы е т р у б ы ; 11 — о т в е р с т и я в т р у б а х ; 12 — в о р о н к а т р у б н а я ; 13 — ш а р и к и т о н у щ и е ; 14 — п р о м е ж у т о ч н ы е т р у б ы ; 15 — р а з о б щ и т е л ь ; 16 — ц и ­ л и н д р с о т в е р ст и я м и в д н е ; 17 — о т в е р с т и я в ц и л и н д р е ; 18 — ш а р и к и п л а в а ю щ и е ; 19 — ц и ­ л и н д р с о т в е р ст и я м и в к р ы ш к е .

Сущность этого метода заключается в том, что при гидроразрыве одного из пластов перфорационные отверстия вышележащих пере­ крываются шариками, а нижележащие пласты засыпаются песком (рис. 123, схема 2). Эластичные шарики при этом спускают в сква­ жину в специальном приспособлении, которое представляет собой открытый сверху цилиндр с отверстиями в дне (рис. 124). Этот ци­ линдр с шариками устанавливают над пластом, который подвергается

222

гидроразрыву, и если в процессе гидроразрыва вышележащие пласты начнут принимать жидкость разрыва, то шарики приподнимутся восходящим потоком и перекроют перфорационные отверстия

(рис. 123, схема 3).

Рис. 121. Устройство для изоляции пластов.

223

После окончания нагнетания жидкости в скважину шарики снова опустятся в цилиндр.

Изоляция нижележащих пластов песком — самая трудоемкая операция данного метода, так как песчаную пробку нужно намывать, контролировать ее высоту и вымывать песок после гидроразрыва. Для исключения этих трудоемких операций ТатНИПИнефть разра­ ботал и испытал устройство и метод изоляции нижележащих пластов с использованием шариков, плавающих в жидкости разрыва. В сочетании со способом изоляции вышележащих пластов полу­ чается новая технологическая схема поинтервальиого гидроразрыва (рис. 123, схема 3), которая отличается тем, что перфорационные отверстия вышележащих пластов закрываются тонущими в жидкости разрыва шариками, а отверстия нижележащих пластов — пла­ вающими шариками. Между цилиндрами находится труба с отвер­ стиями для выхода жидкости, закачиваемой в насосно-компрессорные трубы.

Перед гидроразрывом оборудование устанавливают таким обра­ зом, чтобы интервал, подвергаемый гидроразрыву, находился между верхним и нижним цилиндрами. Если в процессе гидроразрыва продуктивного пласта выше- и нижележащие пласты будут при­ нимать жидкость разрыва, то перфорационные отверстия против этих пластов будут перекрыты шариками, увлекаемыми потоком из обоих цилиндров. Этим будут созданы условия для гидроразрыва только одного намеченного пласта. После прекращения закачки жидкости плавающие и тонущие шарики собираются в свои ци­ линдры. Приподнимая или опуская оборудование, можно установить его для гидроразрыва следующего пласта.

Рабочие жидкости, применяемые при гидравлическом разрыве пласта, делят на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песко- носитель и продавочную жидкость. Название каждой из жидкостей соответствует ее целевому назначению. Каждая из этих жидкостей должна удовлетворять своим определенным требованиям.

1. Рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать

2.Рабочие жидкости не должны содержать механических при­ месей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породами не должны образовывать нерастворимых осадков.

3.Рабочие жидкости должны иметь свойства, обеспечивающие сохранение проницаемости пород пласта за счет наиболее полного извлечения их из созданных трещин.

Вкачестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя в газо­ вых скважинах можно использовать воду, водные растворы соляной кислоты, водные растворы сульфит-спиртовой барды (ССБ), загущен­ ную соляную кислоту (смесь концентрированной соляной кислоты

224

с ССБ). В качестве продавочной жидкости следует брать воду с добав­ кой ПАВ.

Основные требования, предъявляемые к песку для гидравли­ ческого разрыва пластов, следующие.

1.Зерна песка должны иметь высокую твердость, превышающую твердость породы пласта, подвергаемого разрыву.

2.Песок должен быть отсортирован узкой фракции.

3.Целесообразно применять две или несколько фракций песка,

вначале закачивая более мелкие фракции, а затем более крупные.

§ 52 . С О Л Я Н О К И С Л О Т Н А Я О Б Р А Б О Т К А

Солянокислотная обработка призабойной зоны основана на способности соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными из известняков и доломитов. В результате реакции известняк растворяется, в пласте создаются расширенные каналы. Чем глубже распространяются эти каналы в пласте, тем болыпё увеличивается свободная поверхность призабойной зоны, что способствует лучшему притоку газа в скважину.

Реакция соляной кислоты с карбонатными породами протекает по уравнениям:

для известняка

2НС1 + СаС03 = СаС12 + Н20 + С02;

для доломита

4НС1 + CaMg(C03)2 = СаС12 - f MgCl2 + Н20 + 2С02.

Скорость реакции в известняках и доломитах зависит от давления и температуры. По мере увеличения давления скорость реакции уменьшается (если солянокислотный раствор пониженной темпе­ ратуры).

Соляную кислоту с 31 или 27,5%-ной концентрацией нельзя применять для обработки скважин, так как в результате активного действия кислоты на металл может быть выведено из строя обору­ дование. Практика работ на газовых и нефтяных промыслах пока­ зала, что наиболее пригодной для солянокислотных обработок карбонатных пород является соляная кислота концентрации от 8 до 15%. Такая соляная кислота, несмотря на пониженную ее концен­ трацию, имеет сильное коррозионное действие на металл. Чтобы замедлить химическую реакцию и тем самым предотвратить интенсив­ ное разъедание деталей насоса, выкидных линий, фонтанных труб, спущенных в скважину, и т. д., в соляную кислоту добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами.

В качестве ингибиторов применяют формалин, уникод. В зависимо­ сти от концентрации соляной кислоты, входящей в солянокислотный

раствор, количество необходимого формалина в кг может быть определено по формуле

(164)

где 25 — числовой коэффициент; а — концентрация соляной кислоты

Уникод применяют следующих марок: У2, УК и НМ. Уникод У2 представляет собой полупрозрачную жидкость темно-коричневого цвета с незначительным осадком. Уникол У2 в количестве до 10% об. позволит хранить соляную кислоту в железной таре сроком до 6 месяцев.

Уникол УК является концентратом, приготовленным из уни­ кода У2 путем упаривания последнего, и содержит в себе значи­ тельно больше веществ, замедляющих реакцию растворения железа в соляной кислоте. Уникол УК — жидкость темно-коричневого цвета, как и уникол У2, имеет осадок.

Уникол НМ (порошок темно-коричневого цвета) является про­ дуктом отходов лесохимической промышленности. Уникол У2 доба­ вляется в количестве 5% об. количества соляной кислоты 27,5%-ной концентрации, находящейся в приготовленном солянокислотном растворе, уникол УК — в количестве 0,3% об., уникол НМ — не более 1% об. Для солянокислотных обработок следует применять только ингибированную кислоту.

Ингибированную кислоту в солянокислотном растворе необхо­ димо предварительно обработать уксусной кислотой, являющейся стабилизатором, предупреждающим выпадение окислов железа и образование солей, плохо растворимых в воде. Растворяющее дей­ ствие соляной кислоты на железо происходит по реакции

Fe + 2HC1 ^=2- FeCl2 + H2.

Добавка уксусной кислоты в процентах к объему разведенной соляной кислоты приведена в табл. 33.

Т а б л и ц а 33

Если продуктивный пласт сложен из песчаников с карбонатным цементом и если имеется цементная корка на открытой или обсажен­ ной части забоя скважины, то для активизации действия соляной

226

кислоты на цемент, а также для очистки отверстий после перфорации

всолянокислотный раствор добавляют в качестве стабилизатора плавиковую кислоту от 1 до 2% об. Присутствие плавиковой кислоты

всолянокислотном растворе предупреждает образование геля крем­ невой кислоты, которая при осаждении из раствора может закупорить часть норового пространства пласта в призабойной зоне.

Уксусную и плавиковую кислоты добавляют при приготовлении солянокислотного раствора вместе с ингибитором.

При солянокислотных обработках следует учитывать, что соляная кислота содержит в себе в небольшом количестве серную кислоту, которая в результате реакции с углекислым кальцием образует гипс. Гипс очень плохо растворяется в воде, он выпадает в виде очень тонких кристаллов, которые закупоривают поровые каналы породы. Чтобы удалить излишки серной кислоты из соляной, в ка­ честве стабилизатора применяют хлористый барий.

Хлористый барий ВаС12 добавляют в солянокислотный раствор 0,02—0,05%. Для понижения скорости реакции при продвижении солянокислотного раствора по пласту, уменьшения поверхностного натяжения раствора с породой и более легкого его удаления из пласта к солянокислотному раствору добавляются вещества, которые называются интенсификаторами. В качестве последних применяют как неионогенные, так и ионогенные поверхностно-активные ве­

щества.

Поверхностно-активные вещества способствуют: а) предотвра­ щению отрицательного влияния воды, закачиваемой вместе с кисло­ той в скважину, на проницаемость призабойной зоны; б) замедлению реакции кислоты с породой, что дает возможность оказывать воз­ действие на удаленные от забоя скважины зоны пласта; в) замедлению коррозии подземного и наземного оборудования.

При повторных обработках следует увеличивать объем соляно­ кислотного раствора на 30—40%.

Количество концентрированной товарной (неразведенной) кис­ лоты может быть определено по формуле

(165)

где h — коэффициент, зависящий от концентрации солянокислотного раствора и концентрации самой соляной кислоты.

Коэффициент h определяется по табл. 34.

Количество воды, необходимое для приготовления заданного объема солянокислотного раствора, можно определить по формуле

где V — требуемое количество воды в м3; Q — объем солянокислот­ ного раствора в м3; QK — объем концентрированной товарной (нераз­ веденной) соляной кислоты в м3; qx + q2 + . . . + qn — суммарный

Т абли ц а 34

■объем добавок к соляной кислоте (формалин или уникод, уксусная и плавиковая кислоты, НЧК, ДС и др.).

Процесс солянокислотной обработки забоя скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом. Порядок проведения работ при этом следующий. Проверяют забой скважины и очистку его от грязи; до обрабатываемого интервала спускают промывочные трубы; у устья скважины устанавливают необходимое

Рис. 125. Схема расположения наземного оборудования при кислотной обработке газовой скважины.

1 — фонтанная арматура; 2 — линия для закачки кислоты в скважину; 3 — насос; 4 — мерник для воды; 5 — емкость для соляной кислоты; 6 — приемная ванночка.

оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полутора­ кратное рабочее давление и при открытом затрубном пространстве переходят к закачке заданного объема кислотного раствора (рис. 125). После закачки раствора в количестве, равном объему заливочных труб плюс объем ствола в пределах обрабатываемого интервала, закрывают задвижкой выход из затрубного пространства. При этом не прекращают дальнейшую закачку кислотного раствора. Сразу же после закачки всего раствора нагнетают продавочную воду в таком же объеме. К продавочной воде необходимо доба­ вить ПАВ.

После продавки кислотного раствора в пласт скважину оста­ вляют в покое до тех пор пока кислота не прореагирует с породой, после чего пускают в эксплуатацию.

228

Технология кислотных обработок неодинакова и может изме­ няться в зависимости от физических свойств пласта и других условий. Иногда перед закачкой кислоты в пласт для разрушения глинистой корки применяется кислотная ванна, особенно при обработке новых скважин, выходящих из бурения. При этом в скважину заливают раствор 6—8%-ной кислоты с тем расчетом, чтобы этот раствор заполнил ствол скважины в интервале обработки. Кислотный раствор выдерживается в стволе скважины от 4 до 20 ч.

При наличии одного мощного пласта рекомендуется проводить ступенчатую обработку. Для этого вся мощность пласта разбивается на интервалы по 10—20 м, которые поочередно обрабатываются раствором кислоты. При обработке слабопроницаемых пород часто не удается сразу прокачать в пласт значительное количество кислоты. При этом хорошие результаты дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2—3 м3 раствора кислоты и держат скважину под давлением в течение нескольких часов. После того как давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты в количестве 5—7 м3.

Другая разновидность солянокислотных обработок — серийная, заключающаяся в том, что скважина последовательно обрабаты­ вается кислотой 3—4 раза с интервалом между обработками 5—10 дней. Серийные обработки дают хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые пласты.

Растворы соляной кислоты, содержащие более 25% хлористого водорода, «дымят» на воздухе из-за образования тумана от соеди­ нения выделяющегося из кислоты хлористого водорода с влагой, содержащейся в воздухе. Частички тумана, представляющие собой соляную кислоту, попадают в легкие человека при дыхании, раздра­ жают дыхательные пути и могут вызвать отравление. Соляная кислота, попадая на незащищенные части тела человека, вызывает ожоги.

Особую опасность представляет крепкая концентрированная кислота. Переливать концентрированную кислоту необходимо при помощи сифона или по самотечному трубопроводу. При работах

ссоляной кислотой необходимо надевать предохранительные очки

ирезиновые перчатки, защищающие глаза и руки от брызг кислоты.

Вслучае попадания брызг кислоты в глаза нужно быстро промыть их большим количеством чистой воды, а затем слабым раствором двууглекислой соды для нейтрализации оставшихся в глазах следов кислоты. При попадании кислоты на тело необходимо обильно обмыть это место чистой водой.

При работе с кислотой всегда должны быть поблизости растворы двууглекислой соды в объеме не менее 5 л для промывки облитых кислотой частей тела и раствор борной кислоты в объеме не менее 1 л.

Для увеличения дебитов скважин, эксплуатирующих песчаные коллекторы, применяются обработки специальными кислотными сме­ сями, получившими название глинокислот. Основными компонентами таких смесей являются соляная и плавиковая (фтористоводородная)

2 2 9