Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Пиротехнические составы и средства для интенсификации нефтедобычи. Монография
.pdf
существуют комбинированные методы.
3.1 Химические методы
Кислотная обработка.
Для обработки скважин применяют
соляную, серную и фтористоводородную и др. Основная задача
кислотной обработки – образование глубоко проникающих в пласт
каналов разъедания, соединяющих забой скважин с насыщенными
нефтью и газом участками пласта. Солянокислотное воздействие на
призабойную зону пласта используют при содержании в породе
карбонатов кальция, магния и других минералов, активно
реагирующих с кислотой. Иногда в процессе кислотного воздействия
очищается поверхность забоя от глинистой корки (кислотные ванны)
или в призабойной зоне образуются камеры-полости для накопления
нефти. 1 кг чистого НСl растворяет 0,73 кг известняка (СаСО
).
3
Для борьбы с коррозией и во избежание образования в поровых
каналах высококонцентрированных продуктов реакции (СаС12 в
смеси с СО2) повышенной вязкости применяют соляную кислоту
концентрацией, равной 10-15%. Поэтому для растворения
значительных по объему полостей необходимо использовать десятки
кубометров кислоты. Во время обычных кислотных обработок
нагнетается на каждый 1 м толщины обрабатываемого пласта от 0,4 до
1,5 м3 раствора кислоты в зависимости от проницаемости пород,
строения пласта и очередности обработок. При повторном процессе
объем закачиваемой кислоты увеличивается. В малопроницаемые
пласты с низким давлением нагнетают меньшие объемы кислоты с
концентрацией НС1 8-10 %, чтобы облегчить удаление продуктов
реакции из пор.
Соляная кислота даже незначительной концентрации агрессивна по
отношению к металлу. Для борьбы с коррозией в нее добавляют
ингибиторы (до 1 %), защищающие металл от воздействия кислоты
(уникол, формалин, реагент И-1-А, ПБ-5, катапин А и др.). Для
удаления вредных примесей, ухудшающих результаты обработок
(хлорное железо, серная кислота), в кислоту добавляют 2-3%
стабилизаторов (хлористый барий, уксусная кислота), которые
переводят эти вещества в растворимые соли. Иначе серная кислота,
реагируя с известняком, образует нерастворимый в воде гипс
CaSO
⋅2Н20, забивающий поры, а соли железа в результате гидролиза
4
дают гидраты окиси железа (Fe(OH)3), выпадающие в виде
объемистого осадка.
31
Для борьбы с образованием осадков геля из соединений кремния
при взаимодействии НС1 с глинами в соляную кислоту вводят
1-2 %-ную фтористоводородную (плавиковою) кислоту. Удаление из
пор пласта продуктов реакции в значительной степени облегчается
после введения интенсификаторов, в качестве которых используют
различные поверхностно-активные вещества, снижающие
капиллярные силы и способствующие улучшению фильтрационных
свойств пород (ОП-10, 44-11 и др.).
В зависимости от назначения технология кислотных обработок
может быть различной. Если необходимо очистить поверхность
открытого (не закрепленного обсадными трубами) забоя от глинистой
корки, цемента и буровой грязи, применяют кислотную ванну. Для
этого ствол скважины в зоне пласта от подошвы до кровли
заполняется кислотой повышенной концентрации (15-20 %), которую
закачивают по насосно-компрессорным трубам (НКТ). Продавочной
жидкостью обычно служит нефть или водные растворы ПАВ (для
нагнетательных скважин). Кислоту выдерживают (обычно сутки) для
осуществления реакции, а затем скважину пускают в работу. В
большинстве же случаев кислотный раствор залавливается в пласт
насосами. Для борьбы с проникновением кислоты в пласт по хорошо
проницаемым пропласткам используют различные приемы. При
значительной толщине пласта проводят поинтервальные обработки
путем отделения обрабатываемого участка от других зон пласта
пакерами. Чтобы снизить поглотительную способность
высокопроницаемых пластов, в них предварительно нагнетают
водонефтяную эмульсию с повышенной вязкостью. В результате во
время последующей обработки кислота проникает в
малопроницаемые пропластки (кислотные обработки под давлением).
В газовых карбонатных пластах поверхность породы
непосредственно контактирует с нагнетаемой кислотой, что
увеличивает скорость ее нейтрализации. Поэтому для увеличения
глубины ее проникновения в пласт вначале перед кислотой нагнетают
углеводородную жидкость или же кислоту в виде керосинокислотных
и конденсатокислотных эмульсий, время реагирования которых с
карбонатами значительно больше, чем у чистых растворов кислот.
Кислотную обработку газовых скважин можно проводить как с
глушением газового фонтана жидкостью, так и без глушения.
В нефтяных пластах глубину проникновения активных кислот
также увеличивают, применяя нефтекислотные эмульсии и кислотные
32
пены (аэрированные кислотные системы с добавками
пенообразователей ПАВ). Иногда для этой цели используют менее
активные кислоты (уксусная, муравьиная и др.), которые реагируют с
карбонатами медленно и поэтому проникают в более удаленные зоны
даже в условиях горячих пластов.
В ряде случаев некоторые плотные карбонатные породы
(например, доломиты) плохо растворяются в холодной соляной
кислоте. Для ускорения скорости реакции применяют термокислотные
обработки пласта, в процессе которых в пласт задавливается горячая
(80-90 °С) соляная кислота. Разогревается она обычно на забое в
результате экзотермической реакции взаимодействия стержней
магния, помещенных в реакционный наконечник у забоя, с частью
кислоты, прокачиваемой по НКТ и через наконечник. Скорость ее
нагнетания подбирают опытным путем так, чтобы при концентрации
15-16 % после прохождения наконечника на реагирование с магнием
израсходовалось 3-4 % НС1 и при этом кислота нагрелась до 80-90 °С.
При растворении 1 кг магния в кислоте выделяется около 19 МДж
тепла. На одну термохимическую обработку расходуется несколько
десятков килограмм магния.
Терригенные коллекторы, содержащие небольшое количество
карбонатов (3-5%), обрабатываются смесью соляной и плавиковой
кислот (8-10 % НСl и 3-5 % HF), которую принято называть
глинокислотой. При этом происходит растворение карбонатного цемента
и глинистых веществ, заполняющих поры призабойной зоны пласта.
Результативность кислотных обработок определяется по
изменению коэффициента продуктивности скважины или же по
дебиту (при тех же забойных давлениях, что и до обработки).
Пенокислотная и газокислотная обработка. Для увеличения
дебита скважин, вскрывания низко проницаемых и слабо карбонатных
слоев ПЗП обрабатывают газокислотными смесями, где в качестве
газовой фазы используют азот или природный газ высокого давления.
Сущность такого метода состоит в том, что кислота и газ
смешиваются в специальном эжекторе под давлением и направляются
в скважину.
Пенокислотная обработка отличается от воздействия аэрированной
соляной кислотой тем, что с целью снижения скорости реакции
кислоты с породой, уменьшения ее коррозионного воздействия на
металл и улучшения очистки поровых каналов от продуктов реакции
кислоты с металлом и породой, кислоту перед аэрацией
33
предварительно обрабатывают ПАВ. В основном этот вид обработки
применяется на скважинах с карбонатными коллекторами.
Обработка растворителями. Сущность этого метода заключается
в том, что в скважину закачивают бензин, газоконденсат или
дизтопливо (от 3 до 12 т). Эффект достигается за счет растворения
асфальтисто-смолистых отложений ПЗП. Эффективность обработки
достигает 47%. Результативность этого способа могла быть и выше
при комплексном его использовании с последующей закачкой в пласт
кислых растворов. Однако вследствие дефицита бензина, дизтоплива
и ограниченных возможностей доставки газоконденсата на скважины
обработка ПЗП углеводородными растворителями резко сокращена.
3.2 Механические методы
Гидравлический разрыв пласта (ГРП). ГРП является одним из
прогрессивных методов интенсификации нефтедобычи. Особенно
эффективным оказалось применение этого метода в сочетании с
термокислотной обработкой. После термокислотного разрыва пласта
дебит увеличивался в десятки раз. Есть факты перехода способа
эксплуатации от глубинно-насосного к фонтанному. ГРП проводят
для образования новых и раскрытия уже существующих трещин с
целью повышения проницаемости ПЗП и увеличения
производительности скважины. Сущность ГРП заключается в
закачивании в пласт суспензии песка под повышенным давлением.
Одним из важнейших параметров проведения ГРП является давление
гидроразрыва. Давление разрыва зависит от предшествующего
эксплуатации скважины процесса бурения. Рассчитать давление
разрыва нельзя.
ГРП проводят по следующей технологии. Вначале под большим
давлением закачивают жидкость разрыва и жидкость-песконоситель
(при обработке добывающих скважин приготавливают на
углеводородной основе, при обработке нагнетательных – на водной).
Для этих целей используют различные эмульсии, углеводородные
жидкости и водные растворы). Концентрация песка в жидкостипесконосителе обычно колеблется от 100 до 500 кг/м3 и зависит от ее
фильтруемости и одерживающей способности. Далее закачивают
продавочную жидкость для доведения жидкости-песконосителя до
пласта. Для этих целей используют воду.
Для ГРП в скважину спускают трубы, по которым жидкость
34
поступает в пласт. Для предохранения обсадной колонны от больших
давлений под разрываемым пластом устанавливают пакер, а для
повышения герметичности под ним гидравлический якорь. Под
действием давления поршни якоря раздвигаются и прижимаются к
обсадной колонне, предотвращая сдвиг пакера. Основным
оборудованием для ГРП являются насосные агрегаты 4АН-700 и АНР700, смонтированные на автомашинах. Эффективность обработки по
методу ГРП 65%.
Гидропескоструйная перфорация. Гидропескоструйная
перфорация (ГПП) для нефтяных и нагнетательных скважин
применяется с 1963 г. Давление при ГПП (при глубине скважины
1000-2000 м) на устье составляет 17-27 МПа. Расход песка на
скважину 0,5-2,5 т, расход нефти или воды 10-30 т, число насадок
диаметром 4,5 мм – четыре. Как правило, этот метод применяют на
малоперспективных скважинах или в комплексе с ГРП перед его
осуществлением.
Метод имплозии. Имплозия (взрыв во внутрь) достигается за счет
резкого повышения давления в некотором объеме жидкой среды при
внезапном заполнении в этом объеме определенного, наперед
заданного пространства, не заполненного жидкостью. Например,
имплозионный (ударный) эффект может быть достигнут путем
разрыва спущенных в скважину, заполненную жидкостью, хрупких
пустотелых стеклянных баллонов или металлических сосудов,
находящихся при атмосферном давлении.
Одним из первых устройств, используемых для обработки
нефтяных скважин по этому методу является устройство
Севастьянова. Технология обработки заключалась в следующем. На
колонне НКТ устройство (имплозионную камеру), представляющее
собой полый сосуд, содержащий воздух при атмосферном давлении,
спускают в скважину с таким расчетом, чтобы нижняя его часть
установилась напротив интервала обрабатываемого пласта. Верхний
конец устройства закрыт мембраной, а нижний конец – плунжером,
который удерживается внешним давлением, но свободно
выталкивается из камеры внутренним давлением. Ниже камеры
помещена ловушка для плунжера. Затем через устьевую арматуру
путем закачки продавочной жидкости в скважине создают давление,
разрушающее мембрану.
После разрыва мембраны жидкость, которой заполнена скважина
(обычно водой или нефтью), мгновенно устремляется вовнутрь
35
пустотелого корпуса, в результате чего в забое создается разряжение,
возникает импульс давления (репрессии). За счет этого в скважину
начинает поступать с большой скоростью жидкость из пласта. С
другой стороны, после разрушения мембраны столб жидкости,
находящийся в скважине, падая к забою создает гидравлический удар.
Возникающее при этом давление в 5-8 раз превышает давление
разрыва мембраны и в несколько раз пластовое. Интенсивное
движение жидкости из пласта в скважину способствует очистке
фильтровой части пласта от загрязнения (отложений парафина, смол и
т.д.), а в отдельных случаях приводит к разрушению породы ПЗП.
Расчеты скорости движения жидкости в камере и повышения
давления в скважине показали, что за счет эффекта имплозии в ПЗП
можно создать гидравлический удар давлением в 2 раза и более
превышающим горное. Это обеспечивает расширение естественных и
образование остаточных искусственных трещин в ПЗП (давление
раскрытия трещин порядка 0,5-0,7 горного), которые вследствие
необратимости процессов деформации горных пород полностью не
смыкаются под действием горного давления.
Анализ показывает, что максимальное давление достигается при
длине камеры 1,5-2 м, при этом, чем больше диаметр генератора
давления и плотность жидкости, тем больше (при прочих равных
условиях) может быть создано давление гидравлического удара.
Следовательно, с точки зрения возможности создания давления
ударной волны наиболее целесообразен генератор меньшей длины, но
большего диаметра. Однако, учитывая, что эффективность
воздействия на ПЗ методом имплозии определяется не только
амплитудой повышения давления, но и его продолжительностью, при
определении параметров генератора целесообразно стремиться
выбрать возможно большую длину камеры, так как длительность
импульса давления прямо пропорциональна двойной длине.
Приток нефти после имплозии может возрасти в несколько раз, а
скважины, эксплуатируемые механизированным способом, переходят
в разряд фонтанирующих. Эффективность имплозии составляет 45%.
Практика показывает, что применение этого метода более
целесообразно на скважинах с ухудшенными коллекторскими
свойствами продуктивных пластов (меньшая эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта, низкая проницаемость). Более
высокая эффективность метода имплозии в скважинах с малой
проницаемостью пород коллекторов объясняется образованием
36
вертикальных трещин, обеспечивающих приток жидкости из пласта к
забою скважины.
3.3 Физические методы
Обработка физическими полями. В настоящее время все шире
применяются методы, предусматривающие создание в пористой среде
пласта циклических гидродинамических и тепловых возмущений.
Циклическое изменение уровня физических полей приводит к
возникновению и развитию усталостных явлений в пористой среде и
образованию трещин в массиве породы, а также оказывает
значительное влияние на фильтрационную характеристику пластовой
жидкости. Методы обработки пластовых систем физическими полями
применяют для достижения следующих целей:
−
интенсификация притока высоковязких нефтей, содержащих
значительное количество парафина и смоло-асфальтеновых
компонентов к забою скважин;
−
увеличение зоны охвата воздействия для привлечения к
эксплуатации малопроницаемых пропластков;
−
регулирование профиля приемистости скважин, добывающих
неньютоновские нефти.
Повышение эффективности воздействия на ПЗП скважин может
быть осуществлено путем обработки закачиваемой в пласт системы в
магнитном поле (практически все системы приготавливаются на
водной основе).
Акустическое воздействие на пласт осуществляется с помощью
опускаемого в скважину генератора акустических волн.
Электрогидравлическое воздействие. Интенсивные
колебательные процессы в ПЗП могут происходить вследствие
электрогидравлического эффекта. Данный метод основан на создании
термодинамических электрогидравлических импульсов высокого
давления в жидкости. Его сущность заключается в том, что на паре
электродов, находящихся в жидкости, создается высокое
электрическое напряжение, в результате происходит «пробой» жидкой
среды. Образовавшийся газовый пузырь под влиянием
гидростатического давления жидкости исчезает (захлопывается) с
эффектом гидравлического удара и переменной нагрузки на пласт.
Далее следует новый «пробой» с образованием новой волны
колебательных процессов. Давление достигается до 40-55 МПа. При
таком методе воздействия проницаемость пласта увеличивается в
37
результате нарушения его целостности. В результате
электрогидравлического эффекта на пласт оказывает воздействие
комплекс ударных, тепловых, электромагнитных и других видов
излучений.
По опытным данным, в связи с образованием трещин и очисткой пор
пласта от воды и взвешенных частиц продуктивность скважин после
электрогидравлического воздействия может возрасти до двух раз.
3.4 Тепловые методы
Электропрогрев. За время применения этого метода (1967-1970
гг.) было проведено 108 операций, из них 48% оказались
эффективными. Отмечено, что наибольший эффект был достигнут на
истощённых месторождениях, пластовые давления в которых
составляли в период обработки 0,6-1,6 MПa. Такое явление
объясняется следующим. В скважинах с высоким пластовым
давлением увеличение дебита возможно за счет большей депрессии на
пласт. В условиях же залежей с низким пластовым давлением
единственное средство повышения дебита скважин - улучшение
проницаемости. На истощенных, длительное время
эксплуатирующихся скважинах больше и засоренность, которая
обусловлена выпадением парафина, смол и асфальтенов.
Следовательно, электропрогрев ПЗП более целесообразно проводить
на старых скважинах, имеющих большую засоренность призабойных
зон.
Установлено, что при электропрогреве скважин можно увеличить
температуру жидкости на забое на 10-90°С. При этом температурный
градиент не всегда зависит от продолжительности прогрева, что
объясняется различием геолого-технических условий скважин
(различная обводненность, заколонная циркуляция верхних вод,
различная толщина пластов и др.). При нагревании проницаемость
может возрасти за счет образования микротрещин при нагреве.
Последнее определяется тем, что разные компоненты материала
породы обладают различными модулями упругости и
коэффициентами термического расширения. Различные
микроэлементы расширяются по-разному, возникают
термоструктурные напряжения, которые могут превышать предел
текучести породы.
Влияние температуры на интенсификацию добычи за счет изменения
38
реологических свойств нефти носит более сложный характер. При
нагреве происходит резкое снижение вязкости и предельного
напряжения сдвига в результате чего дебит скважины возрастает.
Плавятся парафиновые и асфальтеновые отложения. Однако при этом
снижаются упругие свойства нефти, наличие которых приводит к
выравниванию профиля притока. Поэтому ослабление вязкоупругих
свойств нефти при нагреве вызовет усиление неравномерности профиля
притока, несмотря на общее увеличение дебита скважины. Это
уменьшит объемы нефти добываемой из низко проницаемых
пропластков, будет способствовать преждевременному обводнению
скважины. Метод может быть эффективным на залежах высоковязких и
парафинистых нефтей.
Прокачка горячей нефти и прогрев паром. Этот способ обработки
применяют для прогрева ПЗП и депарафинизации подъемных труб в
нефтяных скважинах. Этот способ самый неэффективный из всех
известных способов интенсификации нефтедобычи (29%), однако
благодаря своей простоте он находит широкое применение, особенно
на истощенных месторождениях, где другие способы оказались
безрезультатными.
3.5 Комбинированные методы
Комбинированные методы представляют сочетание
вышеописанных методов. Одним из комбинированных методов
является метод термогазохимического воздействия (ТГХВ). Сущность
ТГХВ заключается в использовании тепловой и химической энергии и
механического воздействия на пласт газами, образующимися при
горении энергонасыщенного материала (ЭНМ) в интервале
продуктивных пластов. Благодаря этому обеспечивается комплексное
воздействие на призабойную зону пласта. Оно реализуется при
использовании термогазогенераторов (ТГГ), основу которых
составляют энергонасыщенные материалы различной природы.
Механическое воздействие. Давление в скважине при сжигании
заряда термогазогенератора определяется временем его горения и
степенью замкнутости объема, в котором происходит горение. На забое
скважины давление может достигать 30-100 МПа и более, так как столб
жидкости, находящейся в скважине, играет роль своеобразного пакера.
При действии термогазогенератора в интервале продуктивного пласта
часть находящейся там жидкости под давлением образующихся газов
39
вытесняется в пласт, расширяет естественные трещины, поровые каналы
и создает новые трещины с остаточными раскрытостью и
протяженностью.
Расчеты, проведенные для естественных условий на основе уравнения
фильтрации жидкости в порово-трещинной среде с учетом инерции,
показали, что максимальная протяженность остаточной вертикальной
трещины при действии термогазогенератора массой до 100 кг в течение
5 с составляет 15-18 м при ее раскрытии у стенки скважины 5-7 мм.
Данные промысловых исследований показывают, что наличие в пласте
подобных трещин ведет к многократному увеличению проводимости
пласта и, следовательно, производительности скважины.
Тепловое воздействие. Важную роль в процессе горения состава
термогазогенератора на забое скважины играет тепловой фактор.
Максимальная температура на фронте горения термогазогенератора
может достигать 3500°С, однако за счет достаточно хорошей
теплопроводности колонны, жидкости и породы температура среды на
уровне стенки скважины не превышает 350°С.
Тепловое воздействие в процессе ТГХВ значительно отличается по
характеру от обычного нагревания за счет чистой теплопроводности
породы пласта. Перенос тепла совмещается с интенсивным
движением нагретых жидкости и газообразных продуктов горения
вглубь продуктивного пласта. При этом теплопередача скелету пласта
за счет теплопроводности по сравнению с теплопередачей по фронту
движения горячего флюида незначительна, поэтому практически все
тепло отдается только поверхности поровых и трещинных каналов, а
также твердым отложениям и сольватным (аномальным) слоям на
поверхности этих каналов. Практически все тепло отдается только
поверхности трещинных каналов, а вернее твердым отложениям и
сольватным слоям на поверхности этих каналов.
Нагретые газы, проникая по поровым каналам вглубь пласта,
расплавляют выпавшие в процессе эксплуатации скважины тяжелые
компоненты нефти (смолы, асфальтены, парафины). После сгорания
заряда давление в скважине снижается и газы, находящиеся в пласте,
вытесняются пластовым флюидом в ствол скважины, увлекая за собой
расплавленные отложения. Поэтому роль теплового фактора в
процессе ТГХВ значительно усилена по сравнению с другими
способами нагревания призабойной зоны скважин. Например, при
электропрогреве передача тепла осуществляется через скелет
продуктивного пласта и частично посредством конвекции в стволе
40
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]