Архив WinRAR_1 / Лекции_ХИМИЯ
.pdfтак и методами химическими. К химическим методам относится обработка отложений разнообразными технологическими жидкостями, при которой фильтрация жидкости в пласт не происходит. Стимуляция матрицы пласта подразумевает под собой закачку технологических жидкостей в пласт при давлении, не превышающем давления разрыва пласта. Стимуляция может проводиться как кислотными составами, так и другими химическими реагентами.
ГРП представляет собой закачку технологической жидкости в пласт при давлении, превышающем давление разрыва пласта. Впоследствии, полученная трещина закрепляется расклинивающим материалом – проппантом, или обрабатывается кислотным составом (кислотный ГРП)
1.3.3 Реагенты, применяемые при глушении скважин
Для проведения любой операции по остановке скважины и спускуподъему подземного оборудования, необходимо провести процесс заполнения ствола скважины жидкостью глушения. Остановка скважины не должна быть «травматичной» для призабойной зоны пласта, поэтому подход к выбору реагентов, жидкостей и технологий глушения должен быть обдуманным и обоснованным.
1.3.4Реагенты, используемые в методах увеличения нефтеотдачи пластов
Методы увеличения нефтеотдачи пласта (МУН) или повышения
нефтеотдачи пласта (ПНП) – это методы, которые позволяют получать дополнительный объем нефти по сравнению с базовыми вариантами (методами) разработки за тот же период времени, то есть увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН). КИН определяется для каждого объекта разработки, пласта, пропластка и месторождения, рассматривается показатель текущего и
11
конечного нефтеизвлечения. В качестве жидкостей ПНП могут применяться полимерные и мицелярные системы, а также растворы ПАВ и щелочей.
1.3.5 Реагенты, применяемые для предупреждения осложнений
При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальтено-смолопарафиновые отложения (АСПО), выделяющиеся из добываемых углеводородных пластовых флюидов.
Следствием образования АСПО является:
ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП;
уменьшение полезного сечения труб;
увеличение расхода электроэнергии;
повышенный износ оборудования;
снижение добычи нефти;
накопление стойких промежуточных слоев водонефтяных эмульсий;
загрязнение окружающей среды.
Другой распространенной проблемой при эксплуатации скважины и наземного оборудования является образование отложений солей. Современный этап добычи нефти характеризуется необходимостью извлечения на поверхность огромных объемов попутных вод, как пластовой, так и закачиваемой в залежь для поддержания пластового давления. Именно в результате обводнения добываемой продукции на всех стадиях разработки залежей нефти происходит образование солевых осадков. Накапливаясь в эксплуатационных колоннах скважин, на поверхности глубинно-насосного оборудования и в системах внутрипромыслового сбора и подготовки нефти, солевые отложения приводят не только к большим
12
материальным затратам из-за износа оборудования, но и к значительным потерям в добыче нефти.
Образование солевых отложений имеет ряд серьезных негативных последствий, а именно:
вывод оборудования из строя;
уменьшение производительности скважин и других технологических объектов;
увеличение числа и продолжительности дорогостоящих и трудоемких ремонтов, приводящее к значительному недобору нефти;
увеличение энергозатрат на подогрев нефтяных эмульсий;
общее ухудшение технико-экономических показателей;
загрязнение окружающей среды (в результате неожиданных аварий, разливов нефти и т.д.).
Отложение неорганических солей происходит при всех способах эксплуатации нефтяных скважин – фонтанном, насосном, газлифтном и является общей проблемой практически для всех месторождений на поздних стадиях разработки.
Еще одним видом осложнений является коррозия металлического оборудования, труб НКТ, эксплуатационной колоны и нефтегазоповодов. Коррозия – разрушение металла в результате химического или электрохимического взаимодействия их с коррозионной средой.
Своевременное применение ингибиторов АСПО, солеобразования и коррозии способствует снижению вероятности возникновения соответствующих проблем, а применение специальных удалителей позволяет устранить негативный эффект от уже выявленных проблем.
Большинство скважин в России находится на III стадии разработки, а их обводненность продукции достигает 95-99 %. Предупреждение и ограничение
13
водопритоков в скважины в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, особенно на их поздней стадии разработки является актуальным. Решение проблемы усугубляется чрезвычайной сложностью и многогранностью процесса обводнения скважин, многообразием причин возникновения и путей водопритоков.
Данный блок нацелен на рассмотрение основных факторов преждевременного обводнения продуктивных пластов и скважин. Также показаны методы ограничения притока вод, применяемые при разработке газовых и газоконденсатных месторождений, селективные и неселективные методы ограничения притока вод, а также используемые химические реагенты.
1.3.6 Особенности применения химических реагентов для химизации процессов подготовки нефти, газа и воды
Особо следует отметить возрастающую роль химических реагентов, так как современные способы и приемы обезвоживания и обессоливания нефтей, особенно тяжелых, подготовки воды эффективны в сочетании с такими реагентами как деэмульгаторы, флокулянты, коагулянты.
Необходимо уделить внимание коллоидно-химическим основам образования и разрушения водонефтяных эмульсий, обзору технологий подготовки нефти и воды, характеристике и механизмам действия химических реагентов, принципам их получения или выбора в зависимости от физикохимических характеристик скважинной продукции и условий ее разделения.
Рассмотреть схемы разделения и подготовки скважинной продукции (сырой нефти), определены факторы, влияющие на выбор технологии промысловой подготовки нефти и воды.
Помимо подготовки товарной нефти, большое значение имеет очистка попутнодобываемой воды от примесей нефти. Очистка воды осуществляется с
14
помощью химических реагентов: коагулянтов и флокулянтов. Также рассматриваются обоснование необходимости улучшения качества подготовки воды для ППД путем удаления механических примесей, капелек нефти, твердых частичек АСПО.
Россия находится на 1 месте по разведанным запасам газа. В настоящее время добыча газа составляет более 600 миллиарда кубометров. Процесс очистки газовой и газоконденсатной смеси, добываемой из скважины, имеет свои принципиальные особенности.
В газовой смеси помимо углеводородов, присутствуют примеси воды, кислотных соединений (сероводород, меркаптаны, оксид углерода и др.), следовательно, необходимо знать, как бороться с гидратообразованием в процессах подготовки природного газа, познакомиться с теоретическими основами ингибирования образования кристаллогидратов, основными ингибиторами гидратообразования и технологиями их применения. Также требуется рассмотрение технологических и химических аспектов по осушке (удалению воды) и удалению кислых примесей из природного газа.
15
2-3. Строительство скважин. Буровые промывочные |
|
жидкости. |
|
Содержание |
|
Содержание.................................................................................................................................... |
1 |
Введение......................................................................................................................................... |
2 |
Из истории бурения....................................................................................................................... |
2 |
Введение в технологию бурения скважины................................................................................ |
4 |
Понятие скважины. Виды скважин.......................................................................................... |
4 |
Способы бурения нефтяных и газовых скважин.................................................................... |
8 |
Циркуляционная система буровой установки...................................................................... |
10 |
Основные функции буровых промывочных жидкостей...................................................... |
11 |
Очистка скважины от бурового шлама и транспортирование его на поверхность..11 |
|
Удержание взвешенных частиц в объеме......................................................................... |
12 |
Физико-химическое воздействие на пласт....................................................................... |
13 |
Охлаждение и очистка и смазка бурового инструмента и бурильных труб............... |
13 |
Перенос энергии от насосов к забойным механизмам.................................................... |
13 |
Сохранение устойчивости стенок ствола скважины.................................................... |
13 |
Сохранение проницаемости стенок скважины............................................................... |
14 |
Предотвращение притока флюидов................................................................................. |
14 |
Сохранение теплового режима скважины....................................................................... |
15 |
Требования, предъявляемые к буровым промывочным жидкостям.................................. |
15 |
Характеристика БПЖ как дисперсных систем..................................................................... |
16 |
Глины как дисперсная фаза БПЖ.............................................................................................. |
19 |
Химические реагенты и материалы для приготовления БПЖ................................................ |
22 |
Классификация химических реагентов для регулирования свойств буровых |
|
промывочных жидкостей........................................................................................................ |
22 |
Полимеры................................................................................................................................. |
23 |
Гуматные реагенты.................................................................................................................. |
26 |
Лигносульфонаты.................................................................................................................... |
26 |
Реагенты на основе гидролизного лигнина........................................................................... |
27 |
Электролиты - кислоты, соли и основания (щелочи) .......................................................... |
27 |
Кремнийорганические жидкости........................................................................................... |
29 |
Поверхностно-активные вещества (ПАВ)............................................................................. |
29 |
Классификации химических реагентов для БПЖ.................................................................... |
30 |
Классификация буровых промывочных жидкостей ................................................................ |
32 |
Буровые промывочные растворы на водной основе.(гомогенные) ........................................ |
35 |
Техническая вода..................................................................................................................... |
35 |
Водные полимерные растворы............................................................................................... |
35 |
Водные растворы ПАВ............................................................................................................ |
37 |
Водные растворы солей (NaCl, KCl, CaCl2, MgCl2 и др.) .................................................... |
37 |
Буровые растворы на водной основе (гетерогенные) .............................................................. |
37 |
Глинистые суспензии и суспензии из выбуренных пород.................................................. |
37 |
Полимерные недиспергирующие буровые растворы .......................................................... |
38 |
Гуматные растворы................................................................................................................. |
38 |
Лигносульфонатные растворы............................................................................................... |
39 |
Хромлигносульфонатные растворы ...................................................................................... |
39 |
Гомогенные углеводородные растворы.................................................................................... |
40 |
Гетерогенные углеводородные растворы.................................................................................. |
40 |
1
Введение
Вприроде нефть и газ располагаются в пористых породах, в которых флюиды могут накапливаться и перемещаться. Такие породы называют коллекторами.
Впроцессе бурения скважин для добычи нефти и газа разбуренная порода должна выноситься на поверхность. Эволюция способов бурения скважин способствовала совершенствованию способов очистки строящегося ствола скважины от выбуренной породы, а также изменению и усложнению химического состава буровых промывочных жидкостей (БПЖ). [2]
Из истории бурения
Первые сообщения о скважинах для добычи воды и соляных рассолов содержатся в работах философа Конфуция, написанных около 600 г. до н.э. Скважины сооружались методом ударного бурения и достигали глубины 900 м. Это свидетельствует о том, что до этого техника бурения развивалась в течение, по крайней мере, еще нескольких сот лет. Иногда при бурении китайцы натыкались на нефть и газ. Так в 200-х гг. н.э. в Сычуане из скважин глубиной около 240 м добывали газ, который использовался для выпаривания соли. Бурение первых скважин в России относится к IX веку и связано с добычей растворов поваренной соли в районе г. Старая Русса. Соляной промысел получил большое развитие в XVXVII вв., о чем свидетельствуют обнаруженные следы буровых скважин в окрестностях г. Соликамска. Их глубина достигала 100 м при начальном диаметре скважин до 1 м. Выбуренную породу вычерпывали ведрами специальной конструкции. Стенки скважин часто обваливались. Поэтому для их крепления использовались или полые стволы деревьев или трубы, сплетенные из ивовой коры. В конце XIX в. стенки скважин стали крепить железными трубами. Их гнули из листового железа и склепывали. При углублении скважины трубы продвигали вслед за буровым инструментом (долотом); для этого их делали меньшего диаметра, чем предшествующие. Позднее эти трубы стали называть обсадными. [5]
Многие страны связывают рождение своей нефтяной промышленности с бурением первой скважины, давшей промышленную нефть. Так, в США – это 1859 год, когда была пробурена нефтяная скважина в Тайтусвилле, штат Пенсильвания (Э. Дрейк), в Румынии отсчет ведется с 1857 г., в Канаде - с 1858 г., в Венесуэле - с 1863 г. Годом рождения российской нефтяной промышленности принято считать 1864 год – в этом году впервые механическим путем была пробурена нефтяная скважина. Это произошло на территории Краснодарского края недалеко от г. Анапа. Буровой бригадой под руководством гвардейского полковника Новосильцева впервые был осуществлен переход от ручного способа бурения нефтяных скважин к ударному штанговому с использованием паровой
2
машины в качестве привода бурового станка. На рубеже XIX – XX веков были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания. Внедрение их в практику привело к бурному развитию мировой нефтедобывающей промышленности.
В1901 г в США впервые было применено вращательное роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости. Необходимо отметить, что вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовелль и впервые применил этот способ при бурении артезианской скважины в монастыре св. Доминика.
Одной из труднейших проблем, возникших при бурении скважин, особенно при роторном способе, была проблема герметизации затрубного пространства между обсадными трубами и стенками скважины. Решил эту проблему русский инженер А.А. Богушевский, разработавший и запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ (башмак) обсадной колонны в затрубное пространство. Этот способ цементирования быстро распространился в отечественной и зарубежной практике бурения. [2]
В1923 г. русские инженеры М.А. Капелюшников в соавторстве с С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым изобрели гидравлический забойный двигатель — турбобур, определивший принципиально новый путь развития технологии и техники бурения нефтяных и газовых скважин. Особое место занимают турбобуры в истории развития бурения наклонных скважин. Впервые наклонная скважина была пробурена турбинным способом в 1941 г. в Азербайджане. Совершенствование такого бурения позволило ускорить разработку месторождений, расположенных под дном моря или под сильно пересеченной местностью (болота Западной Сибири). В этих случаях бурят несколько наклонных скважин с одной небольшой площадки, на строительство которой требуется значительно меньше затрат, чем на сооружение площадок под каждую буровую при бурении вертикальных скважин. Такой способ сооружения скважин получил наименование кустового бурения.
В1937 - 40 гг. А.П. Островским, Н.Г. Григоряном, Н.В. Александровым и другими была разработана конструкция нового забойного двигателя — электробура.
ВСША в 1964 г. был разработан однозаходный гидравлический винтовой забойный двигатель, а в 1966 г. в России разработан многозаходный винтовой двигатель, позволяющий осуществлять бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ.
С усложнением и совершенствованием технологии бурения скважин значительно изменились требования, предъявляемые к буровым промывочным жидкостям, в течение 3-
3
х десятков лет состав БПЖ эволюционировал от «буровой грязи» до сложных многокомпонентных систем с регулируемыми физико-химическими и технологическими свойствами.
Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Успех строительства нефтяных
игазовых скважин главным образом зависит от качества очистки ствола скважины при бурении, а значит от состава и свойств буровых промывочных жидкостей, от их соответствия геолого-техническим условиям. От качества бурового раствора и его соответствия геолого-техническим условиям существенно зависит скорость бурения и проходка на долото, предотвращение осложнений, качество вскрытия продуктивных пластов, качество цементирования и в конечном итоге общая стоимость строительства и продуктивность скважины. [5]
На сегодняшний день буровые промывочные жидкости имеют огромный спектр функций, помимо того, что они удаляют выбуренную породу из скважины, охлаждают породоразрушающий инструмент, передают гидравлическую энергию забойному двигателю, способствуют разрушению забоя, БПЖ также обеспечивают предупреждение
иликвидацию осложнений, вскрытия продуктивных пластов и в целом способствует повышению качества бурения, выполняют еще много дополнительных специальных функций.
Усложнение геолого-технических условий бурения, огромное количество функций БПЖ, ограничений и требований по применению, способствовало развитию рынка буровых жидкостей, и в настоящее время список буровых систем и реагентов огромен и составляет более 1500 наименований. [6]
Знание основ физико-химических процессов, происходящих в растворах, обрабатываемых различными реагентами, воздействия этих реагентов на растворы, стенки скважины и пласты необходимо для специалиста.
Введение в технологию бурения скважины
Понятие скважины. Виды скважин
Скважиной называется горное сооружение преимущественно круглого сечения, образуемое путем бурения и крепления и характеризуемое относительно малым размером площади поперечных сечений по сравнению с размером площади боковой поверхности и заранее заданным положением в пространстве.
Скважина создается последовательным разрушением горных пород и извлечением их на поверхность. При обычном бурении разрушается вся масса породы. При бурении с
4
отбором керна разрушается только кольцевое пространство у стенок скважины а внутренний столбик породы извлекается в неразрушенном состоянии для изучения геологического строения месторождения.
Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров. [1]
Рисунок 1. Схема нефтяной или газовой скважины.
Пробуренный ствол скважины еще не представляет собой надежного канала, соединяющего забой с устьем скважины вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.
Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы.
Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые
5