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

кислоты. Соляная кислота, входящая в состав смеси, предназначе­ на для растворения карбонатного цемента песчаников, а также для промывки норовых каналов пласта от продуктов реакции. Под воз­ действием соляной кислоты также частично растворяются содер­ жащиеся в породе железо и алюминий. Глинокислоты растворяют цемент, глины и песчаник.

Действие глинокислоты основано на реакции плавиковой кислоты

При этом разрушается кристаллическая решетка минералов, составляющих глины, после чего наряду с кремниевой кислотой переходит в раствор также А120 3. Переводятся в раствор и окислы железа с образованием комплексного иона FeFe". Глинокислота реагирует и с карбонатом кальция, образуя тонкую взвесь фторида кальция. При добавлении соляной кислоты легко растворяются карбонатные породы с сохранением высокой кислотности раствора и предотвращается выпадение продуктов реакции плавиковой кис­ лоты с глинистыми минералами.

Добавка только 3% HF к 15%-ной соляной кислоте приводит к увеличению растворимости глин в 2—3 раза по сравнению с раство­ римостью их в соляной кислоте.

Глины после обработки глинокислотой теряют свои специфи­ ческие свойства — пластичность, способность впитывать в себя воду и увеличиваться в объеме (разбухать). Глинистая корка на стенках скважины становится при этом более проницаемой и легче поддается очистке вследствие частичного ее растворения.

При глинокислотной обработке наряду с растворением силикатов образуются вещества, плохо растворимые в воде — фториды кальция и магния. Во избежание последующего выпадения студенистых плохо фильтрующихся осадков фторида кальция и магния рекомен­ дуется перед глинокислотной обработкой провести предварительную обработку соляной кислотой. Последняя растворяет карбонаты,

хлористый кальций и раствор кремниевой кислоты. При этом цемент разрушается. Соляная кислота взаимодействует также и с глинами.

Взависимости от минералогического состава глин растворимость их в 10—15%-ной соляной кислоте изменяется от 2,5 до 20—30%.

Враствор переходят главным образом железо, кальций, магний, хотя последние извлекаются из глин не всегда полностью даже 15%-ной соляной кислотой. Кристаллическая решетка глин не раз­ рушается соляной кислотой. Таким образом, после проведения предварительной солянокислотной обработки останутся нерастворенными глины и продукты разрушения цемента, которые в дальнейшем растворяются глинокислотой.

Глинокислоту можно применять: 1) для освоения вышедших из бурения скважин, в которых продуктивные коллекторы подвергались

230

глинизации при вскрытии их некачественным глинистым раствором; 2) для увеличения производительности скважин, эксплуатирующих песчано-глинистые пласты, имеющие низкую карбонатность и про­ ницаемость; 3) для очистки фильтра эксплуатационной колонны после перфорации за счет растворения силикатной части цемента.

В пластовых условиях при высокой температуре на забое сква­ жин (75—150° С) время нейтрализации кислоты небольшое. В усло­ виях карбонатных коллекторов мезозойских отложений ЧеченоИнгушетии оно составляет не более 30 мин. При этом основная часть кислоты нейтрализуется в первые несколько минут. В связи с этим глубина проникновения в пласт активной кислоты будет незначительной.

Одним из способов замедления реакции при высоких темпера­ турах является использование гидрофобных кислотныхэмульсий,

(керосин, дизельное топливо). При добавлении его в пределах 0,25 ч-

в нефти и нефтепродуктах, но образуют достаточно стабильные эмульсии только при содержании в них не более 60% кислоты. При этом устойчивость эмульсий существенно зависит от концен­ трации кислоты и самого эмульгатора. В табл. 35 приведены резуль­ таты опытов по определению этой зависимости (эмульсия содер­

231

Эти данные показывают, что с увеличением концентрации аминов стабильность эмульсии повышается. Оптимальными концентрациями являются: для кислоты — 15%, для аминов — 0,5—1,0%. Наименее эффективные из этих реагентов — алкилоламиды СЖК.

С повышением температуры период стабильности эмульсии сокра­ щается: при 100° С он составляет около 250 мин, а при 125° С — 80 мин. При 150° С этот период стабильности уже не отмечается и известняк растворяется примерно так же, как в обычной кислоте.

Отмеченное принципиально новое свойство полученных эмуль­ сий — сохранять стабильность определенное время, а затем быстро разрушаться — позволило получить четкую зависимость периода стабильности эмульсий от температуры (рис. 126). Эта зависимость

Температурило

Рис. 126. Влияние температуры на период стабильности различных кислотных эмульсий.

1 — 13% кислоты, 1 % алкилоламидов; г — 15% кислоты; 0,25% аминов; 3 — 15% кислоты, 0,5% аминов; i — 20% кислоты; 0,5% аминов; 5 — 15% кислоты, 0,5% диаминдиомата; 6 — 15% кислоты, 0,5% аминов.

интересна прежде всего тем, что по ней удобно оценивать эффектив­ ность замедления реакции соляной кислоты с карбонатной породой. В данном случае замедление в отличие от обычных кислотных раство­ ров практически не зависит от ширины трещин в пласте и характе­ ризуется абсолютной величиной периода стабильности эмульсий.

Очень важной особенностью полученных эмульсий является их пониженная вязкость по сравнению с обычными нефтекислотными эмульсиями. Например, при температуре 60° С их вязкость нахо­ дится в пределах 11—83 сст. Следовательно, сама обработка не должна осложняться вязкостью эмульсий.

Имея вполне определенный и более длительный период стабиль­ ности, эти эмульсии (по сравнению с обычными) позволяют предот­ вратить коррозию подземного оборудования, что очень важно для обработки пласта в глубоких скважинах с высокими температурами.

При проектировании технологии обработки пласта кислотной эмульсией количество эмульсии и продавочной жидкости и продол­ жительность остановки скважины после обработки определяются,

232

исходя из времени стабильности эмульсии в пластовых условиях (см. рис. 126) и размеров зоны пласта, подлежащей обработке.

При обработке нефтекислотными эмульсиями расчеты проводятся по следующим формулам:

где F3M— количество эмульсии в м3; @эм — расход при задавке

впласт эмульсии и продавочной жидкости в м3/мин; гСтаб — время стабильности эмульсии в пласте, определяемое из графиков рис. 126,

вмин; 7 пр0Д — количество продавочной жидкости в м3; V1 эм — по­ ловина количества кислоты или все количество эмульсии, задавлен­ ной в пласт при предыдущей обработке, в м3; Fx пр0Д — количество продавочной жидкости, задавленной в пласт при предыдущей обра­ ботке эмульсией, в м3 (если предыдущая обработка проводилась

необходимый для полного разложения эмульсий и нейтрализации кислоты в пласте (пэм = 2).

Эффективность солянокислотных обработок можно существенно повысить применением пенокислот (аэрированный солянокислотный раствор с добавкой ПАВ).

Это объясняется следующими положениями.

1. В результате аэрации кислоты, обработанной ПАВ, замед­ ляется скорость растворения в ней карбонатов в связи с уменьшением поверхности контакта кислоты с карбонатами за счет пузырьков воздуха (газа), также и со значительным ограничением диффузии свежих порций кислоты в местах ее контакта с породой.

2. При добавлении к аэрированной кислоте ПАВ предотвра­ щается коалесценция пузырьков воздуха (газа) при их движении с кислотой по трубам и в пласте, снижается поверхностное натяжение на границе раздела нефть — нейтрализованная кислота.

3.Малая плотность кислотных пен (0,2—0,9 г/см3), их повы­ шенная вязкость по сравнению с исходным раствором и структурно­ механические свойства позволяют существенно увеличить охват воздействия кислоты вскрытой продуктивной мощности пласта.

4.При освоении скважины после проведения пенокислотной обработки за счет снижения давления в призабойной зоне и расшире­

ния пузырьков воздуха (газа) полнее очищаются поровые каналы и пути фильтрации газа от продуктов реакции кислоты с породой пласта.

Большое значение имеет правильный подбор объема закачиваемой в пласты пенокислоты, степени аэрации, типа и концентрации ПАВ и стабилизатора.

233

реакций. Время завершения реакции устанавливается опытом и для различных районов изменяется в пределах 12—24 ч.

Для повышения эффективности обработки перед закачкой пенокислоты скважину необходимо промыть двухфазной пеной (аэриро­ ванная вода с добавкой ПАВ). Концентрацию ПАВ при этом следует принять не менее 2—3% по активному веществу. Если пластовое давление равно гидростатическому, то промывку проводят водным раствором ПАВ.

Высокая эффективность пенокислотной обработки может наблю­ даться при воздействии на призабойную зону карбонатных коллек­ торов в условиях Ишимбаевского месторождения, находящегося на последней стадии разработки. Здесь, как правило, обработку кислотной пеной проводили в скважинах, которые ранее многократно (иногда более 10 раз) обрабатывались соляной кислотой по обычной технологии и в которых при последних обработках (даже с боль­ шими объемами кислоты) эффекта получить не удавалось. Пено­ кислотные обработки в таких скважинах дали удовлетворительные результаты.

§ 53 . У Д А Л Е Н И Е Н А К О П И В Ш Е Й С Я Н А З А Б О Е С К В А Ж И Н Ы Ж И Д К О С Т И

В процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на забое может накапливаться вода и газоконденсат, что приводит к снижению производительности скважин. Причиной скопления жидкости на забое скважины является недостаточная для полного выноса скорость газового потока.

Существующие способы удаления жидкости из скважин основаны на увеличении скорости газового потока и уменьшении проскаль­ зывания газа относительно жидкости. Первое достигается созданием большого перепада давления между забоем и устьем (продувки скважин в атмосферу), второе — использованием глубинных насосов (с отбором газа по затрубному пространству), плунжерного лифта или вспенивающих агентов.

В последние годы широкое распространение получает метод удаления жидкости путем ее вспенивания. Этот способ заключается в доставке на забой пенообразователя в твердом (стержни) или жидком (раствор ПАВ) виде, растворении пенообразователя в объеме забойной жидкостной пробки и вспенивании жидкости при барботаже газа, поступающего из пласта в скважину. Образующаяся пена потоком газа легко выносится на поверхность.

В качестве пенообразователя можно использовать анионактивные ПАВ; сульфонол, ДС-РАС, синтетические моющие порошки типа «Кристалл», «Луч», «Астра» и др. Для эффективного вспенивания жидкости, скопившейся на забое, концентрация ПАВ в жидкости должна составлять 1,5—2,0% (по активному веществу). При вводе пенообразователя в скважину в жидком виде закачка раствора ПАВ может проводиться каким-либо дозированным насосом или цементи­ ровочным агрегатом.

235

Раствор ПАВ закачивается в затрубное пространство, при этом в зависимости от расположения башмака насосно-компрессорных труб относительно зоны фильтра выкид скважины либо закрывают, либо оставляют открытым.

Если башмак насосно-компрессорных труб расположен в нижней части зоны перфорации, то закачка раствора ПАВ проводится без остановки работы скважины. Если башмак находится выше зоны перфорации, то после закачки примерно 4/5 расчетного объема рас­ твора скважину закрывают на 1—1,5 ч для обеспечения лучшего распределения ПАВ в объеме жидкостной пробки.

Расчет объема раствора ПАВ для закачки в скважину проводится следующим образом. Пусть объем жикостной пробки V = 1 м3; требующаяся концентрация ПАВ (на забое) с = 2,0%. Концентрацию

Учитывая, что часть раствора будет потеряна (например, на смачивание труб), объем, полученный расчетом, следует увеличить в 1,5—2 раза.

При вводе пенообразователя в скважину в твердом виде необ­ ходимо заранее в промысловой лаборатории изготовить пенообразу­ ющие «стержни». Стержни изготовляются следующим образом. Приготовляют смесь ПАВ (синтетический моющий порошок) и КМЦ в воде. Так как КМЦ растворяется в воде лишь после предварительного набухания (в течение примерно 24 ч), то раствор КМЦ (с концентра­ цией 1,5—2%) готовится заранее за 2—3 дня до операции. Растворять КМЦ следует при температуре 40° С. Стержни изготовляют за день до операции. В емкость заливают раствор КМЦ и добавляют порош­ кообразный пенообразователь, консистенция смеси регулируется добавлением раствора КМЦ. Смесь, имеющая консистенцию густого вязкого теста, плотно набивается в метровый отрезок 51-мм или 38-мм трубы (если насосно-компрессорные трубы в скважине имеют диа­ метр 73 мм и 63 мм соответственно) и после некоторой выдержки выдавливаются из трубы поршнем. Полученные стержни оставляют на сутки для просушивания. Прочность стержней приемлема для проведения операций.

Количество пенообразователя, вводимого в скважину в твердом виде, рассчитывается. Пусть объем водной пробки V = 1 м3, кон­ центрация пенообразователя (на забое) с = 2%. Учитывая, что 1 м3 весит 1000 кг, и принимая содержание активного вещества в порошке равным 100%, получим, что на забой необходимо добавить @ —

со

== -j^-'lOOO = 20 кг пенообразователя.

Пенообразующие стержни вводятся следующим образом. В спе­ циальный лубрикатор (приблизительно длиной 2 м) загружают стержни, закрывают задвижки на рабочей струне и после остановки

23(5

Г л а в а X

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин требует большого внимания. Уход за каждой скважиной, особенно в период определения технологического режима ее работы, должен быть орга­ низован настолько тщательно и обдуманно, чтобы любое отклонение в работе скважины не проходило незамеченным. На основании систематического изучения эксплуатации каждой скважины соста­ вляют графики проведения профилактических работ, своевременное выполнение которых обеспечивает нормальную работу скважин и сохранение заданного режима фонтанирования.

§ 5 4 . У Х О Д З А Н А З Е М Н Ы М О Б О Р У Д О В А Н И Е М

Так как на газовых и газоконденсатных промыслах чаще всего штуцеры переносят на групповые сборные пункты, то вся система скважина — сборный пункт находится под высоким давлением (до 200 кгс/см2 и более). Ясно, что в этих условиях обслуживание должно быть исключительно слаженно и четко.

Во время работы скважины при высоких давлениях наиболее уязвимое место — фланцевые соединения, которые в процессе дли­ тельной эксплуатации ослабляются вследствие растяжения болтов. Во избежание образования пропусков и открытого фонтанирования следует периодически закреплять болты.

В связи с тем, что работы по креплению фланцевых соединений под высоким давлением, особенно трубной головки, являются весьма ответственными, выполнять их следует опытным работникам. В про­ цессе закрепления фланцевых соединений выявляют необходимость замены непригодных болтов новыми. Следует отметить, что частые операции по закреплению болтов фланцевых соединений под высоким давлением нежелательны, поэтому с самого начала болты должны быть высокого качества.

В процессе эксплуатации скважин нередки случаи накопления газа в межтрубном пространстве между эксплуатационной и техни­ ческой колоннами или кондуктором, который представляет серьез­ ную опасность для нормальной работы скважин. Для постоянного

233

наблюдения за этим явлением на колонной головке следует устано­ вить манометр. При обнаружении газа в межколонном пространстве необходимо его периодически спускать, не повышая давления выше допустимой величины для соответствующих труб кондуктора, а также во избежание грифонообразования. Спускать газ из межколонного пространства следует медленно и плавно. Если в межколонном про­ странстве за короткий промежуток времени накапливается многогаза, могут возникнуть серьезные осложнения. Необходимо прекра­ тить фонтанирование (заглушить скважину) и устранить имеющийся дефект.

Другим источником нарушения режима фонтанирования являются неисправные задвижки, которые часто становятся причиной круп­ ных аварий и открытого фонтанирования. Чаще всего задвижки выходят из строя из-за неправильного пользования ими. Закрывать задвижку следует так, чтобы она не имела пропусков газа и в после­ дующем в нужный момент открывалась без особых усилий. Работо­ способности задвижек должно быть уделено особое внимание.

На сборном пункте особо следует контролировать работу кон­ трольно-измерительных приборов, предохранительных устройств., режим подачи метанола и др.

§ 5 5 . С М Е Н А Ш Т У Ц Е Р О В

Одним из важнейших условий соблюдения установленного техно­ логического режима работы скважин является сохранение диаметра штуцера, определенного для данного режима.

Как правило, нарушение технологического режима вследствие разъедания штуцера происходит постепенно, что может быть уста­ новлено по замерам газа, воды, давлений и точным определениям процента содержания песка и других механических примесей. Выполнение графиков смены штуцеров в срок должны полностью исключать нарушения в режиме работы скважины.

Графики по мере изменения условий работы скважины должны постоянно уточняться и изменяться в полном соответствии с дей­ ствительными условиями режима фонтанирования.

Как известно, скважина всегда фонтанирует по верхней (рабочей) линии, а нижняя является резервной. Для смены штуцера на верх­ ней линии газовый поток необходимо предварительно направить по нижней линии. Этот момент весьма ответствен и при неправильном проведении операции по переводу потока газа с одной линии в дру­ гую, особенно при несцементированных коллекторах и наличии по­ дошвенной воды, можно осложнить работу скважины. Задача со­ стоит в том, чтобы при выполнении указанной операции депрессия на забое скважины сохранялась неизменной. Это можно достигнуть равномерным и одновременным открытием задвижки на нижней линии и закрытием задвижки на верхней линии.

239