Аналитика



«Вита-перевозки» поможет организовать переезд

www.vita-perevozki.ru

Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промысле

Глава 8

СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА ПРОМЫСЛЕ

8.1. Сбор и транспорт нефти и газа на промысле

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной откачкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 73-114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра.

Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступенни, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке.

Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковый: на АГЗУ фазы не разделяются.

Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в результате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая - на ЦППН.

Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, де-эмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти.

Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и обессоливанием.

Исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсационных и обессоливающих установок, в которых процессы нагрева и отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя нагреватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения, находят рациональный процесс подготовки нефти для условий данного месторождения.

Основным оборудованием системы сбора являются: выкидные линии и коллекторы, автоматизированные групповые замерные установки, путевые подогреватели, дожимные насосные станции.

Для промысловых коммуникаций используют трубопроводы из бесшовных горячекатаных труб.

Приведем классификацию трубопроводов на промысле: по виду перекачиваемого продукта - нефте-, газо-, нефтега-зо-, водо- и паропроводы, а также канализационные трубы; по назначению - самотечные, напорные и смешанные; по рабочему давлению - низкого (до 0,6 МПа), среднего (до 1,6 МПа) и высокого (свыше 1,6 МПа) давления;

по способу прокладки - подземные, надземные и подводные; по функции - выкидные (от устьев скважин до групповой установки), сборные коллекторы (принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) и товарные (транспортирующие товарную продукцию);

по способу изготовления - сварные и сборные; по форме расположения - линейные (сборный коллектор представляет собой одну линию), кольцевые (сборный коллектор представляет собой замкнутую кольцевую линию) и лучевые (сборные коллекторы сходятся лучами к одному пункту).

На месторождениях наиболее распространены трубопроводы диаметром от 75 до 350 мм.

При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения.

Выбор трубопровода должен быть обоснован техникоэкономическими расчетами.

Трубопроводная арматура разделяется на три группы: запорная, регулирующая, предохранительная.

Назначение запорной арматуры - разобщение участков трубопроводов и отключение от трубопроводов разных технологических установок. Она устанавливается в начале и конце каждого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами. К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили, обратные клапаны. Кран - запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Вентиль - запорное устройство, в котором при повороте шпинделя клапан, насаженный на нем, перемещается вдоль оси седла. В конце трубопроводов, подключенных к групповым установкам или сборным коллекторам, устанавливают обратные клапаны, которые предназначены для отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.

Назначение    регулирующей    арматуры    трубопроводов

(регуляторов давления) - поддержание пластового давления в трубопроводе до регулятора или после него. Она устанавливается, как правило, на газопроводах для обеспечения постоянного давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.

Назначение предохранительной арматуры - предохранение трубопроводов или аппаратов от разрыва при повышении давления. К предохранительной арматуре относятся предохранительные клапаны различных конструкций (рычажные, пружинные и др.).

Транспорт попутного газа на площадях нефтяных месторождений осуществляется по газопроводам.

Газопроводы, по которым газ поступает на прием компрессорной станции, называются подводящими, а по которым подводится к компрессорам - нагнетательными. Газопроводы, в которые поступает газ по нескольким трубопроводам, называются газосборными коллекторами. Конфигурация газосборного коллектора зависит от числа сепарационных установок, их размещения на месторождении и системы сбора и транспорта нефти и газа. Коллектор должен быть экономически целесообразным, обеспечивать бесперебойную подачу газа, а также быть маневренным и удобным в обслуживании.

Расход жидкости или газа по трубопроводу определяют при помощи дифференциальных манометров.

Блочные автоматизированные групповые замерные установки предназначены:    для автоматического измерения дебита

скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа; для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости; для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или остановки в целом при возникновении аварийных ситуаций. На нефтяных месторождениях широко применяются блочные АГЗУ типа “Спутник”.

За последние годы объем парафинистых и высоковязких нефтей в общей добыче нефти возрастает, что связано с открытием и вводом в разработку месторождений на п-ове Мангышлак, в Казахстане, Туркменистане, Коми и других районах.

С понижением температуры нефти растворенный в ней парафин начинает кристаллизоваться. При этом резко возрастает вязкость нефти, особенно после кратковременного прекращения перекачки. Поэтому возникает необходимость при перекачке таких нефтей увеличивать мощность насосных станций, строить специальные установки для подогрева нефти, увеличивать диаметр трубопроводов, добавлять к нефти различные присадки, разбавлять ее нефтепродуктами и т.д.

При транспорте неразгазированной нефти уменьшаются возможности образования и отложения парафина.

Практика эксплуатации показывает, что при совместном сборе нефти и газа одним из основных направлений борьбы с парафином являются снижение до минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и транспорте продукции скважин. На это влияют глубина заложения трубопровода, его теплоизоляция, режим перекачки и подогрев продукции.

Рассмотрим элементы путевого подогрева продукции скважин. В выкидных линиях продукция подогревается устьевыми (типа ПП) и трубопроводными типа ПТ подогревателями.

Блочная газовая печь УН-0,2 и подогреватель нефти ПТТ-0,2 работают на газе. Пропускная способность подогревателя по жидкости при ее нагреве до 70 °С составляет 100 т/сут, рабочее давление - до 1,6 МПа, расход газа - 25 м3/ч.

Пропускная способность путевых подогревателей ПП-0,4, ПП-0,63 и ПП-1,6 по жидкости при ее нагреве на 25 °С составляет соответственно 750, 1150 и 2350 т/сут при расходе газа соответственно 45, 75 и 180 м3/ч.

Пропускная способность трубопроводного подогревателя ПТ-160/100 по жидкости при ее нагреве до 70 °С составляет 500 м3/сут, расход газа - 300 м3/ч.

Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м3/сут; второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000, дНс-14000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9х3. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

8.2. Замерные установки систем нефтегазосбора

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, при увеличении механических примесей в продукции скважины может возникнуть разрушение призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосе-паратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Замер заключается в определении высоты наполнения мерника за какой-то промежуток времени. На рейке и рулетке нанесены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости от уровня взлива. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепараторов первой и второй ступеней, замерного газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в самотечный сборный коллектор.

Для измерения небольшого дебита скважин используют замерный трап, который оборудован замерными стеклами и рейкой. По уровню нефти в стеклянной трубке судят о дебите скважины.

Групповая сепарационно-замерная установка системы Баро-няна - Везирова состоит из замерного трапа, распределительной батареи, манифольда и аппаратуры. Продукция скважины направляется в газосепаратор для отделения газа от нефти. При выходе из газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количество нефти замеряют при помощи замерных стекол, монтируемых на газосепараторе, а количество газа - приборами на газовой линии после сепаратора. Продукция остальных скважин при этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, “Спутник”, АГЗУ и т.п.).

Автоматизированная сепарационно-замерная установка “Спутник-А” (рис. 8.1) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 МПа (16 и 40 кг/см2).

Установка состоит из следующих узлов: 1) многоходового

Рис. 8.1. Схема установки “Спутник-А”:

I - выкидные линии; 2 - специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин ПСМ; 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка, 8 -турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - гидропривод;

II    - электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 - сборный коллектор; 14 - сило

вой цилиндр; 15 - БМА

переключателя скважин, 2) установки измерения дебита, 3) гидропривода, 4) отсекателей, 5) блока местной автоматизации (БМА).

Процесс работы установок заключается в следующем.

Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода. Параметры установок типа “Спутник” приведены в табл. 8.1.

Установка “Спутник-А” работает по определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором

Т а б л и ц а 8.1 Параметры установок тина “Спутник”

Параметры

А-16-14-

400

АМ-25-

10-1500

АМ-40-

14-400

Б-40-14-

500

ВРМ-

40-400

Число подключенных скважин

14

10

14

14

14

Рабочее давление, МПа

1,6

2,5

4

4

4

Пределы измерения по жидкости, м3/сут

10—400

10—1500

10—400

5—400

25—400

Пропускная способность, м3/сут

4000

10 000

4000

4000

4000

Погрешность измерения по жидкости, %

±2

±2,5

±2,5

±2,5

±2,5

подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы, установленной в газосепараторе (см. рис. 8.1).

Кроме установки “Спутник-А”, применяются установки “Спутник-Б” и “Спутник-В”. В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. При отсутствии влагомера измерения проводятся с помощью прибора Дина - Старка. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.

Количество газа по каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда - на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами ДП-430 и ДП-632. Механические примеси в нефти определяют по простой методике: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом.

8.3. Установки для подготовки нефти, воды и газа

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти колеблется от практически безводной до 98-99 %. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, в результате чего образуются эмульсии ввиду наличия в нефти особых веществ - природных эмульгаторов (асфальтенов, смол и т.д.). Кроме высокоминерализованной воды в нефти во взвешенном состоянии могут содержаться кристаллики солей. Вода, соли и механические примеси загрязняют нефть и вызывают непроизводительную загрузку трубопроводного транспорта. При транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные коммуникации, оборудование, аппаратура, резервуары и, кроме того, уменьшается полезный объем трубопроводов и резервуаров. При содержании в нефти воды и солей снижается производительность технологических установок нефтепереработки, нарушается технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухудшается качество нефтепродуктов. Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях — сероводород с хлористым водородом особо коррозионны. Поэтому добываемую нефть необходимо освободить от воды, солей и механических примесей как можно раньше, с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

Для обезвоживания и обессоливания нефтей используют установки подготовки нефти (УПН). Кроме того, на этих установках проводятся мероприятия по снижению способности нефти к испарению (с целью уменьшения потерь легких углеводородов), т.е. осуществляется стабилизация нефти.

Наиболее целесообразно устанавливать УПН в пунктах максимальной концентрации нефти на промысле, например в товарных парках. С учетом принятой схемы сбора и транспорта нефти и газа следует предусмотреть возможность подготовки нефти на другом месторождении, если на данном месторождении произойдет авария.

Добываемая с нефтью пластовая вода с растворенными в ней солями подлежит удалению на промыслах. При этом основными процессами являются обезвоживание и обессолива-ние. Основная масса солей удаляется вместе с водой в процессе обезвоживания. Однако для предотвращения коррозии оборудования, образования солевых отложений и других нарушений в процессах переработки нефти необходимо ее глубокое обессоливание. Перед обессоливанием в нефть подается пресная вода, в результате чего образуется искусственная эмульсия, которая затем подвергается разрушению.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в слиянии капель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель.

Деэмульгаторы — это поверхностно-активные вещества, которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует разрушению нефтяных эмульсий.

Применяются следующие типы деэмульгаторов: дипрокса-мин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэти-лированный препарат ОП и др.

Деэмульгатор должен выполнять следующие требования: быть высокоактивным при малых удельных его расходах; хорошо растворяться в воде или нефти; быть дешевым и транспортабельным; не ухудшать качества нефти;

не менять своих свойств при изменении температуры. Эффект деэмульсации зависит от интенсивности переме-

шивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторов проводится дозировочным насосами.

Основные способы обезвоживания и обессоливания: 1) холодный отстой, 2) термохимические, 3) электрические.

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят деэмульгатор и в результате отстоя в сырьевых резервуар ах из нефти выпадает свободная вода.

Характерная особенность процесса - отсутствие расхода тепла на указанный процесс.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облегчает отделение воды. П ринципиальная схема термохимического обезвоживания и обессоливания представлена на рис. 8.2.

Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1, откуда нососом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40-60 °С и далее поступает в паровой подогреватель 5, где подогревается паром до 70-100 °С. Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник

9, где вода отделяется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника 9 обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холодильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в холодильниках 8.

Термохимические установки эксплуатируются под атмо-

Сырая

нефть

Нефть после деэмульсации 10 <-

4

сферным и избыточным давлением, а также с промывкой горячей водой. В некоторых случаях вода из отстойников направляется в смеситель, или после теплообменников эмульсия направляется в колонну-контактор, куда подаются горячая вода и деэмульгатор.

Также применяются комбинированные аппараты, в которых совмещены процессы подогрева, регенерации тепла нефти и отстоя при обезвоживании и обессоливании нефти. К ним относятся:    подогреватель-деэмульгатор СП-2000 (Башни-

пинефть), КБ НГП (г. Саратов), УДО-2М и НОГ (Гипро-востокнефть). Они размещаются на участках крупных месторождений, а также на центральных установках подготовки нефти. Работа таких аппаратов полностью автоматизирована.

Электрическое обезвоживание и обессоливание основано на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, а также на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия электрического поля.

Между двумя электродами, при токе высокого напряжения, пропускают нефтяную эмульсию, и при этом укрупняемые капли воды оседают на дно сосуда.

На практике применяют также установки, объединяющие термохимическое обезвоживание с электрическим. Принципиальная схема такой установки приводится на рис. 8.3.

Сырьевая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием насоса 1 и через теплообменник 2 и подогреватель 3 направляется в отстойники 4 (термохимической части установки), откуда под остаточным давлением поступает в электроде-

Сырая

нефть

Соленая —-->

вода

гидратор 5. Перед попаданием в электродегидратор 5 в нефть вводятся деэмульгатор и пресная вода.

В электродегидраторе 5 происходят разрушение эмульсий и выпадение освобожденной воды в процессе отстоя. Затем обессоленная нефть направляется в промежуточную емкость 6, а отсюда насосом 7 через теплообменники - в товарные резервуары.

Вода из отстойников 4 и электродегидраторов 5 сбрасывается в виде сточных вод.

Для более глубокого обезвоживания и обессоливания можно устанавливать несколько электродегидраторов, которые по форме могут быть горизонтальными, вертикальными, сферическими и др.

Таким образом, основными технологическими аппаратами и оборудованием установок обезвоживания и обессоливания являются теплообменники, подогреватели, отстойники, электро-дегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульгаторы.

При эксплуатации нефтяных месторождений применяется также трубная деэмульсация, которая заключается в том, что в трубопроводные сети, транспортирующие нефть на месторождении, вводят деэмульгатор. Отделение воды от нефти осуществляется в специальных резервуарах-отстойниках. Этот процесс обычно проводят в случаях совместного движения эмульсии и деэмульгатора в течение не менее 4 ч.

При транспорте нефти в результате ее испарения возможны потери легких фракций, для предупреждения которых необходима стабилизация нефти, т.е. отделение из нефти наиболее легких углеводородов (этан, пропан, бутан).

Процесс стабилизации заключается в том, что нефть подогревают до температуры 80-120 °С в специальной стабилизационной колонне и отделяют легкие фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации направляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а нефть -на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Обычно стабилизационные установки размещают в районе товарных резервуарных парков или на нефтесборном пункте данного месторождения после установок обезвоживания и обессоливания.

Принципиальная схема стабилизационной установки приводится на рис. 8.4.

Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров и через теплообменник 2 подает ее на установку обезвоживания и обессоливания 3. Из установки обезвоживания и обессоливания нефть через подогреватель 5, где нагревается до температуры 80-120 °С, поступает в стабилизационную колонну 6. Здесь из

Рис. 8.4. Схема стабилизационной установки

Т а б л и ц а 8.2

Показатель

Группа нефти

I

II

III

Максимальное содержание воды, %

0,5

1

1

Максимальное содержание хлористых

100

300

1800

солей, мг/л

Максимальное содержание механических

0,05

0,05

0,05

примесей, %

Максимальное давление насыщенных

6665

6665

6665

паров при температуре 20 °С в пункте

сдачи, Па

верхней части колонны отбираются газообразные углеводороды, а из нижней - отбензиненная нефть, которая через теплообменник 2 насосом 7 направляется в товарные резервуары 4. Газообразные углеводороды    поступают    в конденсатор-

холодильник 8, где охлаждаются и частично конденсируются, а затем в двухфазном состоянии (жидкость + газ) - в сепаратор 9, где отделяются тяжелые фракции, которые собираются в специальной емкости 10. Насос 11 из емкости 10 забирает тяжелые фракции и подает их в стабильную нефть после теплообменников. Газ из сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 12 и конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяются нестабильный бензин и газ, которые затем направляются на ГПЗ.

Группы качества нефти,    сдаваемой нефтедобывающим

предприятиям, приведены в табл. 8.2.

8.4. Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды

Продукция скважин подлежит разделению на составляющие: нефть, воду и газ. Основным оборудованием для этого являются сепараторы.

В настоящее время выпускаются горизонтальные сепараторы различного объема. Кроме того, используются двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типов НГС и УРХ, а также трехфазные сепарационные установки типа У ПС, отделяющие и сбрасывающие свободную воду. Сепараторы устанавливаются на центральном пункте подготовки нефти и являются сепараторами первой ступени на месторождениях, где продукция скважин подается на ЦППН от скважин, или сепараторами второй ступени на крупных месторождениях с дополнительными насосными станциями. Установки типа НГС используются и на последующих ступенях, включая горячую сепарацию на последней ступени под вакуумом. Сепараторы типа УБС применяются в основном как сепараторы первой ступени.

Условное обозначение сепараторов типа НГС следующее: НГС - нефтегазовый горизонтальный сепаратор; первое число -рабочее давление в кгс / см2 второе - диаметр сепаратора в мм. По проекту пропускная способность по нефти сепараторов НГС-6-1400 и НГС-40-3000 - 2000 и 3000 т/сут, а по газу - 150 и 4400 тыс. м3/сут, соответственно. Фактическая пропускная способность в 3 раза меньше проектной.

Сепараторы типа УБС являются установками с предварительным отбором газа. Предварительное разделение газожидкостной смеси происходит на конечном участке трубопровода и в депульсаторе, откуда и отводится отделившийся газ. Выпускаемые типоразмеры сепараторов (с каплеуловителем выносного типа) от УБС-1500/6 до УБС-16000/16.

Условное обозначение сепараторов типа УБС следующее: УБС - установка блочная сепарационная; первое число - пропускная способность по жидкости в м3/ сут; второе - допустимое рабочее давление (в тыс./см2). Паспортная пропускная способность по жидкости обеспечивается при газовом факторе до 120 м3/т.

Установка типа У ПС (установка с предварительным сбросом воды) предназначена для отделения газа от обводненной нефти и сброса пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды.

При установке УПС на первой ступени сепарации монтируется узел предварительного сброса газа депульсации. Установка УПС-10000/6М (УПС-1000/16М) обычно устанавливается после сепаратора первой ступени и может разделять жидкость на несколько потоков для дальнейшей обработки.

Продукция, поступающая на УПС, может иметь газовый фактор до 90-120 м3/т и обводненность до 90 %. После установки обводненность продукции составляет 20-30 %.

Нагреватели и печи предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания и обессоливания. Параметры нефтяных нагревателей и печей приведены в табл. 8.3.

Нагреватели типа НН рассчитаны на нагрев эмульсий, вода в которых не вызывает отложений солей. Нагреватель БН-2М и печь ПТБ-10 применяются для нагрева нефтяных эмульсий с возможностью отложения солей и наличием механических примесей.

Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду после нагрева эмульсий в блочных или стационарных печах. Выпускаются горизонтальные отстойники 0Г-200, 0Г-200С, 0ВД-200 и ОБН-3000/6.

Условное обозначение отстойников типа ОГ следующее: ОГ -отстойник горизонтальный; цифры - объем в м3; С - с сепа-рационным отсеком (отделение газа).

Условное обозначение отстойников типов ОВД и ОБН следующее: ОВД - отстойник с вертикальным движением жидкости; ОБН - отстойник блочный нефтяной; 3000 - пропускная способность в м3/сут; 6 - рабочее давление в кгс / см2.

В аппаратах ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 осуществляется нижний распределительный ввод эмульсии. Принцип работы отстойников основан на гравитационном распределении и эф-

Т а б л и ц а 8.3

Параметры

НН-2,5

НН-6,3

БН-2М

ПТБ-10

Пропускная способность по

3000

9000

2600-

3600*

жидкости с обводненностью 30 %,

4500

т/сут

Рабочее давление, МПа

0,4

0,6

0,6

0,4

Температура нагрева, °С

60

50-70

80

80

Теплопроизводительность,

13 400

26 400

22 600

41 900

мДж/ч

Расход газа, м3

360

800

800

1600

* Пропускная способность по воде.

фекте проливки эмульсии. Их пропускная способность по сырью составляет 4000-8000 м3/сут.

Принцип работы отстойников типа ОБН основан на гравитационном отстое при относительно горизонтальном движении в разделении эмульсии на нефть и воду. Их пропускная способность по сырью составляет от 3000 до 6000 м3/сут.

Электродегидратор ЭГ-200-10 предназначен для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти.

Условное обозначение следующее: первые цифры - объем в м3; вторые цифры - рабочее давление в кгс / см2.

Электродегидратор представляет отстойник 0ВД-200 с вводом двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 кВ промышленной частоты. На вход разделительных аппаратов подается эмульсия с обводненностью до 30 % и температурой до 100 °С. Обводненность выходящей нефти составляет не более 0,5 %. Пропускная способность электроде-гидратора по сырью составляет 12 000 м3/сут.

Для сбора, хранения и учета нефти применяют резервуары, форма которых может быть разнообразной: цилиндрической (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сферической. Строят их подземными, полуподземными и наземными.

Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными. Наиболее известны вертикальные стальные резервуары (табл. 8.4).

Каждый резервуар снабжается лестницей для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. На резервуаре у места присоединения лестницы оборудуется

Т а б л и ц а 8.4 Параметры вертикальных стальных резервуаров

Резервуар

Фактический объем, м3

Внутренний резервуар, диаметр, мм

Высота корпуса, мм

РВС-100

104

4730

5920

РВС-200

204

6630

5920

РВС-300

332

7580

7375

РВС-400

421

8530

7375

РВС-700

757

10 430

8845

РВС-1000

1056

12 320

8845

РВС-2000

2135

15 180

11 805

РВС-3000

3340

18 980

11 825

РВС-5000

4832

22 790

11 845

РВС-10000

10 950

34 200

11 920

замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и дыхательную арматуру резервуара.

Замерный люк предназначен для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Внутри люка расположена направляющая алюминиевая или медная колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. На нижнем поясе резервуара предусмотрен люк-лаз для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте.

Имеется световой люк, который предназначен для проветривания резервуара перед его зачисткой. К этому люку прикрепляется запасной трос управления “хлопушкой” на случай обрыва рабочего троса. “Хлопушка” - тип обратного клапана для налива.

При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка “хлопушки” открывается принудительно при помощи лебедок.

Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Этот клапан представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой расположены два клапана: один клапан открывается при повышении давления в газовом пространстве резервуара и обеспечивает выход газа в атмосферу при наливе, а второй - при разряжении (выдаче) обеспечивает доступ воздуха в резервуар. Иногда используют гидравлические предохранительные клапаны. Между резервуаром и дыхательным или гидравлическим клапаном устанавливают огневые предохранители. Они предотвращают проникновение пламени в газовое пространство резервуара. Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. Кроме этих устройств, каждый резервуар оснащается специальной противопожарной аппаратурой.

Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, для сдачи товарной нефти называется резервуарным товарным парком. Резервуарный товарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обва-ловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную лабораторию, парокотельную и т.п.

Количество товарной продукции в резервуарах можно определить, например объемным способом, сущность которого заключается в следующем. Перед заполнением продукцией резервуар калибруют (по высоте через каждый сантиметр наносят метки). Это нужно для определения объема жидкости в резервуаре.

При замере объема продукции находят уровень нефти и воды (мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом), а затем с учетом температуры по калибровочной таблице определяют объем в кубических литрах. Для определения плотности продукции при помощи пробоотборника необходимо взять пробу. Среднюю плотность этой пробы находят по нефтеден-симетру.

Контроль за качеством товарной нефти и учет ее количества при сдаче транспортным организациям в настоящее время проводится с помощью автоматических установок. В основном используются автоматизированные установки “Рубин-2М” и станции учета нефти. Они имеют оборудование для постоянного замера объемного расхода товарной нефти, ее плотности, влагосодержания и содержания солей. Установки могут быть настроены на показатели той или иной группы качества нефти по ГОСТ 9965-76. При нарушении этих показателей нефть автоматически направляется на повторную подготовку. Относительная погрешность изменения количества товарной нефти составляет 0,5 %.

8.5. Охрана окружающей среды на промыслах при транспорте нефти, воды и газа

Потери нефти при ее транспортировке и хранении, которые могут загрязнить окружающую среду, в основном связаны с испарением ее в резервуарных парках. Для сокращения этих потерь, а также для снижения выбросов легких углеводородов в атмосферу проводятся технические, технологические и организационно-технические мероприятия.

К техническим мероприятиям относятся:

строительство резервуаров большого объема (до 50 тыс. м3) с плавающими крышами и герметичными жесткими затворами. При этом потери легких углеводородов сокращаются на 80-85 %;

оснащение резервуаров дисками-отражателями, непримерзающими дыхательными клапанами, газоуравнительными обвязками;

окраска наружной поверхности резервуаров светлыми красками и др.

Технологические мероприятия предусматривают: работу нефтеперекачивающих станций (НПС) с подключенной емкостью, т.е. прием в откачку нефти производят в один и тот же резервуар или группу резервуаров; работу НПС по схеме “из насоса в насос”. Организационно-технические мероприятия включают: внедрение безрезервуарного учета нефти; сокращение времени пребывания нефти в резервуарных парках.

Загрязнение воздушного бассейна может происходить при некачественной сепарации газа от нефти на промыслах, откуда газ из концевых сепарационных установок попадает в товарные резервуары, увеличивая выброс нефти в атмосферу и ее потери.

По ГОСТ 1510-76 легкие нефти и автобензин необходимо хранить в резервуарах без понтона или плавающей крыши.

Рассмотрим элементы технических и технологических средств, использование которых уменьшает потери нефти и загрязнение воздушного бассейна. Нанесение на наружную поверхность резервуаров светоотражающих красок сокращает амплитуды суточных колебаний температуры газового пространства резервуаров и поверхности нефти. При длительном хранении нефти в наземных стальных резервуарах температура нефти в них примерно равна среднесуточной температуре окружающего воздуха. При коэффициенте оборачиваемости резервуаров более 200 раз в году эффект от снижения выбросов паров нефти в атмосферу за счет окраски резервуаров светоотражающими красками практически отсутствует.

В настоящее время широкое распространение получили диски-отражатели, которые применяются в металлических наземных и заглубленных резервуарах. Диски-отражатели устанавливаются вместе с дыхательным клапаном. Подвешенный под патрубком дыхательного клапана диск-отражатель меняет направление струи воздуха, входящего в резервуар, с вертикального на почти горизонтальное. Таким образом, диск-отражатель уменьшает концентрацию паров продукта в паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара при “выдохах”, и, следовательно, сокращаются потери нефти от испарения. Применение дисков-отражателей наиболее эффективно в нефтяных резервуарах с большим коэффициентом оборачиваемости. Промышленные испытания показали, что диски-отражатели сокращают потери от испарения при “больших дыханиях” в теплое время года в среднем на 30-40 %.

Большой эффект можно получить при использовании понтонов и плавающих крыш в резервуарах. Выпускаются понтоны двух типов: металлические по типовому проекту серии 704-1 ЦНИИПСК для резервуаров объемом от 200 до 20 000 м3 и синтетические типа ПСМ конструкции ВНИИСПТнефти для бензиновых резервуаров объемом от 100 до 5000 м3. Указанные понтоны с петлеобразным затвором снижают выбросы легких фракций нефти в атмосферу в среднем на 66 %.

Затворы типов ЗУПР и ЗУС конструкции ВНИИСПТнефть могут повысить эффективность типового понтона до 95 %, как и применение плавающих крыш.

Преимущество понтона из синтетических материалов в том, что отдельные его элементы по частям подаются через люк-лаз в резервуар, где производится окончательный монтаж без сварочных работ.

Целесообразно оснащение резервуаров отбойными козырьками для отвода выброшенной жидкости обратно в зазор между стенками и понтоном, а также использование газоуравнительной обвязки.

Для борьбы с донными парафинистыми отложениями в резервуарах применяются системы их размыва. Система монтируется в нефтяном резервуаре и состоит из группы размывающих головок (размещенных на днище), обвязывающих их трубопроводов, трубопроводной арматуры и приборов контроля и замера давления и расхода. Нефть, выходя из размывающих устройств в виде веерных затопленных струй, удаляет донный осадок с днища и переводит его во взвешенное состояние в массе товарной нефти. Сокращение потерь нефти и парафина за счет применения этой системы составляет в резервуарах типа РВС в среднем 5 % в год от их объема.

Качественный учет нефти по резервуарам проводится измерением уровня, что требует затрат ручного труда. При этом не всегда обеспечивается точность измерения, теряются легкие углеводороды и увеличивается пожароопасность объекта. Поэтому все большее применение получают турбинные счетчики, позволяющие осуществлять учет непосредственно на потоке, автоматизировать операции измерения, повысить точность и снизить потери нефти по сравнению с порезервуарным учетом на 70 % за счет уменьшения “больших дыханий”.

При перекачке нефти по схеме “из насоса в насос” при учете нефти по счетчикам потери нефти из резервуаров отсутствуют.

Потери нефти от испарения в процессе товарнотранспортных операций в резервуарах при повышении температуры зависят от физико-химических свойств нефтей и возрастают с увеличением содержания в нефти углеводородов группы С14.

Возрастание температуры ведет к интенсивному выделению низкокипящих фракций нефти, повышает пожароопасность объектов, загрязняет воздушный бассейн резервуарного парка, а также может привести к потоплению понтонов в резервуарах. Ввиду этого следует принимать меры к сохранению оптимальной расчетной температуры.

Широкое применение сжиженных газов и метанола в качестве добавок к автобензинам позволяет резко уменьшить загазованность воздушного бассейна.

В очищении воздушного бассейна важную роль может сыграть использование газоконденсатов, содержащихся в нижних продуктивных горизонтах ряда газовых месторождений. Конденсаты, например, Западной Сибири на 70 % состоят из бензиновых и 30 % из дизельных фракций при незначительном содержании серы (не более 0,02 %). Кроме социальных выгод, такое мероприятие гарантирует высокую экономическую эффективность (себестоимость местных моторных топлив из конденсата намного дешевле привозного нефтетоп-лива).

Решение проблемы очищения воздушного бассейна во многом зависит от уровня утилизации попутных нефтяных газов. Первоначальный период развития нефтедобычи обычно характеризуется большими потерями газа и вследствие этого загрязнением атмосферы. В дальнейшем благодаря строительству объектов сбора, переработки и транспорта газа потери значительно уменьшаются и коэффициент утилизации газа может достигнуть 90-95 %.

Степень полезного использования попутных газов можно существенно повысить путем внедрения малогабаритных передвижных блочных газобензиновых установок (МГБУ) производительностью 40, 100, 300 и 500 тыс. м3/сут в первую очередь на вновь осваиваемых месторождениях. Они особенно выгодны в период, когда еще не готовы крупные стационарные ГПЗ. Основную продукцию МГБУ - стабильный бензин можно использовать непосредственно на промыслах в качестве компонента автобензина, а сжиженный газ может пойти на местные бытовые и производственные нужды.

Во избежание сжигания попутных газов в факелах следует аккумулировать их излишки в естественных хранилищах, т.е. в пластах с благоприятными геологическими условиями для хранения газа.

Также следует шире использовать попутный газ для закачки в продуктивные пласты с целью повышения коэффициента нефтеотдачи.

В решении этой проблемы немаловажное значение имеет своевременное проведение трубопроводов нефтяного газа к городам и поселкам. Отставание с вводом таких газопроводов приводит к тому, что для бытового хозяйства приходится завозить ежегодно тысячи тонн других топлив, сжигание которых дает большое количество нежелательных выбросов в атмосферу.

На линейных газопроводах периодически проводятся и х продувки путем выброса в атмосферу газа, конденсата, воды и механических примесей. Поэтому, помимо конденсата, окружающий воздух загрязняется газом. Во избежание подобных загрязнений окружающей среды следует организовать более качественную очистку природного газа от конденсата на промыслах. На газопроводах целесообразно установить конденса-тосборники и дренажные линии, а конденсат собирать с помощью агрегата для сбора конденсата АК-6.

Вопросы борьбы с потерями нефти и нефтепродуктов на промыслах возникают уже на стадии разведочного бурения при отсутствии системы сбора нефти. При фонтанировании нефти из разведочных скважин ее собирают, как правило, в земляной амбар и затем сжигают. Подобных потерь можно избежать путем обратной закачки нефти в скважину или ее сбора в передвижные емкости с последующей транспортировкой на сборные пункты.

Передвижные емкости полезны для сбора нефти, теряемой при глушении и освоении скважин в период их подземных ремонтов. Отрицательно действуют на окружающую среду горящие факелы. На нефтепромыслах они окружены земляным валом высотой до 1,5 м для защиты от разлива нефти при возможном ее прорыве. Под тепловым воздействием вокруг горящего факела в радиусе 200-250 м полностью уничтожается всякая растительность. На газовых промыслах, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов, горящие факелы на площади в 2-3 км2 растепляют грунты, и в результате образуется непроходимая трясина. Единственное средство прекращения теплового воздействия факелов на окружающую природу заключается в своевременном строительстве системы сбора и переработки попутных нефтяных газов и газоконденсатов.

Сточные воды содержат большое количество органических загрязнений: нефти, нефтепродуктов и конденсата. В промстоках нефте- и газопромыслов могут наблюдаться также повышенные концентрации растворенных солей. Повышению концентрации солей в водах из газовых скважин способствует закачка в них высококонцентрированных растворов хлористого кальция против гидратообразования. Стоки нефте- и газопро-мыслов содержат, кроме того, такие высокотоксичные вещества, как дисольван, диэтиленгликоль и метанол.

Сброс промстоков без соответствующей очистки в водоемы приводит к загрязнению почвы, поверхностных и подземных вод. Это ведет к ограничению запасов чистой пресной воды и нарушению экологического равновесия всего природного комплекса.

Загрязнение природной среды является особенно пагубным для районов Севера, где низкие температуры воздуха, большой снежный покров тормозят процесы испарения и окисления. При этом разложение нефти, нефтепродуктов и конденсата, содержащихся в сбрасываемых стоках, происходит медленно, и зоны загрязнения распространяются на большие площади.

При закачке стоков в подземные горизонты следует предупредить закупорку пор пласта мехпримесями и нефтепродуктами, а необходимость освобождения вод от токсичных загрязняющих веществ отсутствует. Согласно технологическим нормам, в сточных водах, используемых для заводнения нефтяных пластов (с гранулярными коллекторами), содержание нефти, взвешенных веществ и окислов железа не должно превышать соответственно 1,0; 1,2 и 0,3-0,5 мг/л.

Установленными нормами концентрации мехпримесей, нефтепродуктов (в том числе конденсата) и закисного железа в закачиваемых стоках ограничиваются 10-30, 10-250 и 3 мг/л. Значение рН для сточных вод устанавливается в пределах 6,5-8. В случае закачки их в поглощающие горизонты подготовка воды проводится на сооружениях механической очистки: нефтеловушках-отстойниках, флотаторах, фильтрах.

Система захоронения промстоков состоит в том, что сточные воды с промысла и других объектов после подготовки подаются по водоводам в нагнетательные скважины для закачки в пласт. При этом в одну скважину могут быть закачаны промстоки с нескольких объектов. В качестве нагнетательных могут быть использованы уже пробуренные на месторождениях разведочные скважины.

Закачка сточных вод применяется на некоторых нефтяных месторождениях (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское и др.), где избыточное количество сточных вод сбрасывается в апт-сеноманские поглощающие горизонты. Такая же система действует и на Уренгойском газовом месторождении, где производится закачка промстоков с УКП-1 в сеноманский поглощающий горизонт.

При утилизации сточных вод в качестве нагнетательных скважин предусматривается использовать уже пробуренные на месторождении разведочные скважины, так как затраты на и х реконструкцию намного ниже, чем на бурение новых скважин. При выборе таких разведочных скважин необходимо учитывать их техническое состояние, значение покрытой мощности поглощающего горизонта, а также расстояние скважин от предприятий - источников промстоков. Если поглощающий горизонт в глубоких скважинах перекрыт двумя обсадными колоннами, предлагается использовать для его вскрытия гидропескоструйную перфорацию или перфоратор ПСК-105. С целью обеспечения высокой приемистости пласта и сохранения обсадных колонн и цементных колец плотность перфорации составляет 20 отверстий на 1 м.

РАЗРАБОТКА СЛОЖНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО СОСТАВУ ГАЗА И КОЛЛЕКТОРСКИМ СВОЙСТВАМ ПЛАСТА

8.1. ОПЫТ ОСВОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Месторождения сложного состава, освоение и эксплуатация которых возможны только на основе создания газохимических комплексов, содержат помимо метана значительные количества более тяжелых углеводородов, включая конденсат, сероводород, углекислый газ, азот, меркаптаны, гелий, серо-окись, а также целый ряд микрокомпонентов.

В табл. 8.1 приведен компонентный состав пластовой смеси по некоторым месторождениям природного газа.

Рассмотренные месторождения можно разбить на следующие группы, исходя из компонента, определяющего подход к разработке месторождения.

1. Метановые (Медвежье, Уренгойское, Северо-Ставро-польское, Газлинское). Полностью доминирует метан. Концентрация этана еще не промышленная.

2.    Этано-метановые (Шебелинское, Березанское, Шатлык-ское).

3.    Этано-конденсатогазовое (Вуктыльское).

4.    Сероводородсодержащее, газоконденсатное, гелионос-ное (Оренбургское).

5. Конденсатное, сероводородсодержащее    (Карачаганак-ское).

6.    Серогазоконденсатное (Астраханское).

Месторож

дение

Компонент

Коэф-

фици-

ент

СН4

С2Н6

СэН8

СЛс

с5н12+

n2

СО2

H2S

с + с

2 5

С + с

3 4

Медвежье

(сеноман)

99,3

0,08

0,001

0,001

0,01

0,6

0,02

40

Уренгойское

(сеноман)

98,8

0,07

0,001

0,001

0,01

0,8

0,29

40

Северо-Став-

ропольское

(хадум)

98,4

0,48

0,17

0,06

0,016

0,06

0,2

20

Газлинское (IX пласт)

95,3

2,8

0,04

0,05

0,020

1,6

0,2

30

Шатлыкское

95,6

2,3

0,28

0,22

0,19

1,1

1,27

5,0

Шебелинское

92,5

4,1

1,0

0,32

0,31

1,5

0,1

4,2

Березанское

87,1

5,2

1,2

0,46

0,29

1,3

4,4

3,3

Вуктыльское

Оренбург

ское:

80,4

9,3

2,7

1,21

7,52

5,4

0,17

2,9

объект I

83,1

4,3

1,5

0,59

1,83

2,7

2,4

4,4

2,2

объект III Карачаганак-ское:

83,7

4,4

1,5

0,75

1,83

6,6

1,3

1,7

2,2

объект I

73,8

5,4

2,6

1,37

7,05

0,71

5,28

3,36

3,1

объект II

69,3

6,16

3,34

1,34

8,87

0,90

6,24

3,46

3,3

Астраханское (скв. 32-А)

52,83

2,12

0,82

0,53

3,91

0,40

13,96

25,37

2,0

Тенгизское

(нефтяное)

42,23

8,47

5,21

3,34

21,17

0,78

2,60

16,20

1,3

В газовой промышленности происходит переломный момент, связанный с подходом к разработке газоконденсатных месторождений. Переход на большие глубины приводит к появлению газоконденсатных месторождений со значительными ресурсами жидких углеводородов. При наличии крупных газовых месторождений и определенного дефицита в жидких углеводородах появилась необходимость и возможность планирования разработки ресурсов конденсата независимо от добычи газа. Впервые этот тезис был отражен в работе [1].

До последнего времени основой по конкретным месторождениям и регионам служила добыча газа, а добыча конденсата являлась производной. Все вводимые в эксплуатацию газоконденсатные месторождения (за исключением небольшого Ново-Троицкого в Днепровско-Донецкой впадине) разрабатывались на режиме естественного истощения. При этом динамика добычи конденсата характеризовалась быстрым выходом на максимальный объем с последующим резким снижением.

Такой подход складывался исторически исходя из того, что в газовых ресурсах долгое время доминировали легкие углеводороды, в основном метан, доля которого доходила до 95 % и более, а потребность в жидких углеводородах практически полностью покрывала нефтяная промышленность.

В последние годы открыты месторождения, при разработке которых основную роль будут играть добыча и поставка не газа, а других более ценных компонентов. Так, в газе Астраханского месторождения доля метана составляет около 50 %, а кислых компонентов — более 40 %, в том числе почти 25 % сероводорода.

В пластовом сырье Карачаганакского месторождения доля метана составляет 70 %, а содержание тяжелых углеводородов С5+ достигает 800 г/м3.

Эти месторождения следует рассматривать как ресурсы полиминерального сырья, при разработке которых необходимо обеспечить максимальное извлечение и использование всех ценных компонентов, так как в составе сырья практически нет пригодных для использования в народном хозяйстве компонентов.

Освоение сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений потребовало создания принципиально новых концепций проектирования разработки таких месторождений [2].

Крупный газохимический комплекс проектируется на срок эксплуатации не менее 30 лет после выхода на проектную мощность; желательно также, чтобы состав поставляемого на переработку сырья претерпевал минимальные изменения во времени.

Разработка газоконденсатных месторождений на истощение даже при достаточно длительном периоде постоянной добычи по газу сопровождается примерным постоянством выхода таких компонентов, как, например, сероводород и этан, и практически полным отсутствием периода стабильной добычи конденсата. Кроме того, существенные изменения претерпевает и состав добываемого конденсата за счет выпадения в пласте тяжелых углеводородов.

В этом случае проектные мощности по переработке конденсата оказываются недогруженными и их недоиспользование возрастает во времени, особенно если речь идет о крупном месторождении, а перспективы региона ограничены по ресурсам жидких углеводородов. Причем чем выше начальное 338 содержание конденсата в газе, тем более резкий темп падения добычи конденсата, тем больше недогрузка оборудования.

Надо учитывать, что затраты на современный газохимический комплекс составляют несколько миллиардов долларов. В этих условиях обеспечение проектных загрузок комплекса — одна из первостепенных задач. Постоянную добычу конденсата в течение определенного периода можно обеспечить только в случае разработки месторождений с поддержанием пластового давления.

Разработка на истощение характеризуется в основном низкими коэффициентами конденсатоотдачи. Если коэффициент газоотдачи обычно составляет 0,7 —0,9, то конденсато-отдача — 0,3 —0,6. При повышении содержания конденсата коэффициент его извлечения уменьшается. На Вуктыльском месторождении с начальным содержанием конденсата 360 г/м3 коэффициент конденсатоотдачи оценивается в 0,33, при этом в пласте останется значительное количество конденсата, перешедшего в жидкую фазу за счет ретроградной конденсации при разработке месторождения на истощение. Следует оценивать раздельно коэффициенты извлечения и использования полезных компонентов. Это в наибольшей степени относится к таким компонентам, как этан, СО2, гелий, конденсат.

Крупные газоконденсатные месторождения с высоким содержанием конденсата следует рассматривать как базовые по добыче жидких углеводородов — основного продукта. В этом случае можно провести аналогию с нефтяным месторождением с газовой шапкой, при разработке которого происходит временная консервация нефтяного газа, что не учитывается при определении экономической эффективности разработки месторождения с поддержанием давления.

Наиболее четко новый подход к разработке месторождений со сложным составом газа проявляется на примере месторождений Прикаспийской впадины.

Оренбургский газовый комплекс поставляет потребителям товарный газ, стабильный конденсат, серу, сжиженные газы, меркаптаны, гелий, ШФЛУ.

Период постоянной добычи основных компонентов (газа и сероводорода) на Оренбургском месторождении составил около 10 лет.

Новый подход проявился прежде всего в появлении понятия базовых месторождений по доминирующим, наиболее ценным компонентам. Астраханское месторождение рассматривается как базовое по поставке сырья для выработки серы, а Карачаганакское — как базовое по добыче жидких углеводородов. Это означает, что прогнозируется долговременный период постоянных поставок соответственно по сере и жидким углеводородам.

Впервые в отечественной практике на Карачаганакском месторождении планировалось применение крупномасштабного сайклинг-процесса. Весь сухой газ, полученный после переработки сырья на газохимическом комплексе, предполагалось использовать для обратной закачки в пласт. Предусмотрены были, в случае необходимости, дополнительные поставки газа для закачки из транзитных магистральных газопроводов.

При освоении Астраханского и Карачаганакского месторождений, служащих долговременной сырьевой базой газохимических комплексов, на первый план выдвигается проблема комплексного и максимального использования всех компонентов, находящихся в пластовом флюиде, а также охраны окружающей среды. Темпы разработки таких месторождений и их конечная компонентоотдача определяются мощностями и рентабельностью газохимических комплексов.

Три месторождения определяют стратегию освоения газовых ресурсов Прикаспийской впадины — Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское. Каждое из них имеет свои особенности, требующие учета при проектировании их разработки и эксплуатации. Однако эти месторождения имеют и существенно сходные признаки — большой этаж газоносности, карбонатные коллекторы пермо-карбонового возраста, наличие H2S, СО2, конденсата, жесткая связь динамики добычи газа с работой газохимического комплекса.

Оренбургское газоконденсатное месторождение (ОГКМ) — сравнительно неглубокозалегающее (1300 —1800 м) с этажом газоносности до 550 м. Характеризуется неоднородным по площади и разрезу составом газа и содержанием стабильного конденсата 64 — 72 г/м3; имеются сероорганические соединения. Пластовое давление 20,4 МПа, пластовая температура 32 °С. К основной газоконденсатной залежи приурочены нефтяные оторочки.

Эксплуатация ОГКМ связана с трудностями, обусловленными быстрым снижением пластового давления в зонах отдельных УКПГ, приуроченностью значительных запасов к малопроницаемым коллекторам, активными водопроявле-ниями, отложениями солей, агрессивностью и токсичностью газа.

На ОГКМ в пятисотметровой толще карбонатных пород выделено и прокоррелировано 36 укрупненных пластов с различными емкостными и фильтрационными свойствами. Залежь по предложению Р.И. Вяхирева разделена на три эксплуатационных объекта, существенно отличающихся по площади, коллекторским свойствам, составу газа [3, 4].

Отработка продуктивной толщи и избирательное продвижение пластовой воды определяются наличием в разрезе и площадным распространением коллекторов с улучшенными фильтрационными свойствами, а также зонами с субверти-кальной газодинамической связью между объектами.

Быстрому снижению пластового давления в отдельных зонах способствует неравномерная отработка залежи по площади и разрезу, наличие неразбуренных зон, занимающих более 30 % площади [5].

Разница в пластовых давлениях по объектам достигает

1,5 — 2 МПа, что приводит к появлению устойчивых межплас-товых перетоков. В наименьшей степени отрабатываются низкопроницаемые коллекторы объекта I, запасы которого составляют 25 % общих. Для малопроницаемых коллекторов дискуссионным остается вопрос о промышленных запасах пластового флюида, так как принимаемый сейчас нижний предел пористости (т = 6+7 %) не всегда служит надежным критерием и требует учета проницаемости и начальных градиентов давления.

Анализ зависимостей S/z от Одо6 для зон отдельных УКПГ позволяет сделать вывод о том, что избирательное внедрение пластовых вод в залежь не оказывает заметного влияния на восстановление пластового давления. По большинству УКПГ наблюдается практически газовый режим. Одной из главных особенностей и осложнений при разработке ОГКМ было интенсивное избирательное обводнение скважин уже на первом этапе эксплуатации. Стадию обводнения прошло более

100 скважин; процесс обводнения месторождения продолжается.

При избирательном продвижении воды в слоистую неоднородную залежь текущее пластовое давление может оказаться ниже линии газового режима в связи с защемлением целиков газа и ухудшением площадной вертикальной газодинамической связи между пластами.

Промыслово-геофизические данные свидетельствуют об избирательном продвижении пластовых вод в залежь по наиболее проницаемым и относительно изолированным пластам небольшой толщины. Доминирующее избирательное продвижение контурных вод может усложняться из-за вертикального подтягивания подошвенной воды, по некоторым зонам связанного с трещиноватостью и закарстованностью, а также из-за растекания воды по наиболее дренируемым пластам в обводненных скважинах.

Принципиально возможно и целесообразно регулирование избирательного латерального продвижения воды в высокопроницаемых пластах небольшой толщины ее отбором.

С целью создания условий для возможности регулирования отработки отдельных объектов и избирательного продвижения пластовой воды предложена комбинированная система вскрытия эксплуатационных объектов с перекрытием продуктивной толщи эксплуатационной колонной и выборочной перфорацией.

Негативную роль в степени уменьшения вскрытия и дренирования объектов играют пробки, образующиеся при эксплуатации скважин как с открытым стволом, так и с закрытым забоем.

К основным видам осложнений при эксплуатации малоде-битных скважин относится их самопроизвольная остановка при работе в неустойчивом режиме, связанном со скоплением в стволах жидкости — воды, конденсата.

На ОГКМ наблюдается вынос из скважин окрашенного конденсата. Цвет конденсата варьирует от бесцветного до черного, включая следующие оттенки: светлый, светло-желтый, светловатый, желтый, темно-желтый, светло-коричневый, коричневый, темно-коричневый, темный. Как известно, на этом месторождении имеются промышленные нефтяные оторочки и непромышленные оторочки мозаичного типа. Кроме того, в продуктивной толще газовой залежи имеется остаточная нефть, рассеянные жидкие углеводороды (РЖУ).

Важный момент — установление площадного распространения отдельных компонентов, а в случае большого этажа газоносности — распределение компонентов по разрезу.

Проведенные на ОГКМ в 1979—1981 гг. исследования позволили выявить дифференциацию состава газа и газоконденсатной характеристики по объектам [6].

Переработка газов сложного состава предъявляет повышенные требования к объемам и качеству сырья, поставляемого на газоперерабатывающие заводы. Это требует разработки методов прогнозирования, контроля и регулирования текущей концентрации компонентов в добываемом сырье и степени их извлечения.

Расчеты, проведенные по ОГКМ, показывают, что изменение содержания отдельных компонентов в газе, добываемом по зонам различных УКПГ, происходит практически синхронно. Это означает, что начальное различие в составе газа по зонам УКПГ примерно сохраняется и в процессе разработки.

Концентрация отдельных компонентов в добываемом газе может изменяться также вследствие перетоков газа, площадных и скважинных. Их влияние особенно заметно в первый период разработки месторождения, когда пластовое давление заметно дифференцировано по площади из-за неодновременного ввода в эксплуатацию УКПГ. В процессе разработки месторождения масштабы площадных перетоков газа будут уменьшаться вследствие стабилизации зон отбора.

При разработке газоконденсатных месторождений на истощение довольно высокие суммарные коэффициенты извлечения можно получить для легкокипящих газообразных компонентов: метана, этана, пропана, азота, H2S и СО2. Для условий ОГКМ при снижении пластового давления до

3,6 МПа потенциальный коэффициент извлечения из пласта указанных компонентов составляет 0,80 — 0,85. В то же время значительная часть компонентов остается в пласте в жидкой фазе. Так, компонентоотдача бутанов составляет 0,75 — 0,77, а легкокипящих меркаптанов — 0,66 — 0,74. Еще более резко изменяется компонентоотдача отдельных фракций конденсата (от 0,53 до 0,14). После давления начала конденсации все фракции конденсата начинают интенсивно переходить в жидкую фазу. Поэтому в режиме истощения невозможно обеспечить одновременно поставки на ГПЗ постоянного объема газа, конденсата и сероводорода. Необходимо также вводить термин "покомпонентный дебит".

Астраханское месторождение (АГКМ) — первое в нашей стране месторождение, в котором объемное содержание метана около 50 %, а кислых компонентов — более 40 %. Пластовая смесь представляет собой недонасыщенную газоконденсатную систему. Давление начала конденсации 38 — 40 МПа. Среднее содержание конденсата 260 г/м3, пластовая температура 110 °С.

Основные проблемы разработки Астраханского месторождения связаны с большой глубиной залегания (более 4000 м), аномально высоким пластовым давлением (около 63 МПа), неупругим характером деформирования пласта-коллектора, сложным составом природного газа, содержащего значительное количество неуглеводородных коррозионноактивных компонентов (до 25% Н28 и 16 % СО2), повышенным содержанием конденсата (260 г/м3).

Отечественная газовая промышленность    сталкивается

впервые с таким типом высокосернистого месторождения, приуроченного к низкопроницаемым коллекторам.

Проблема переработки высокосернистого газа усложняется наличием в газе высокой концентрации СО2, сероорганических соединений (меркаптаны, СО8, CS2 и т.д.), тяжелых углеводородов.

Особого внимания требуют низкопроницаемые коллекторы АГКМ, для которых необходимо разрабатывать новые физико-химические методы воздействия на призабойную зону и пласт в целом. Следует отметить, что на первом этапе карбонатный коллектор АГКМ достаточно хорошо реагирует на массированные спиртокислотные обработки, позволяющие снизить рабочие депрессии на пласт.

Эксплуатация АГКМ проходит в осложненных условиях, обусловленных низкой продуктивностью коллекторов, высокими депрессиями на пласт, повышенной коррозионной агрессивностью и токсичностью газа, гидратообразованием, выпадением конденсата в пласте, возможным сероотложени-ем в пласте и коммуникациях.

Значительная часть месторождения приурочена к пойменной зоне и, по-видимому, не будет разбуриваться длительное время.

Требует обоснования способ разработки АГКМ, так как при разработке на истощение коэффициент газоотдачи оценивается в 0,5 —0,6. В связи с этим могут возникнуть новые крупномасштабные задачи по поддержанию пластового давления в слабопроницаемых деформируемых коллекторах за счет обратной закачки сухого газа и СО2.

При разработке месторождения на истощение после снижения давления в залежи ниже давления начала конденсации рабочие дебиты скважин могут резко снизиться из-за "запирающего" эффекта, связанного с выпадением конденсата в призабойной зоне. Кроме того, снижение давления может привести к уменьшению дебитов из-за необратимых деформаций пласта, и поэтому основной эффект от поддержания давления связан с экономией значительного числа скважин благодаря замедлению темпов снижения рабочих дебитов.

Поддержанию рабочих дебитов, а также повышению газо-и конденсатоотдачи могут способствовать и циклические закачки СО2 в призабойную зону скважин.

Таким образом, специфика АГКМ потребовала новых систем размещения скважин, совершенствования технологии бурения, добычи, промысловой подготовки, переработки газа и конденсата, новых решений по защите оборудования от коррозии и охране окружающей среды.

Карачаганакское месторождение (КНГКМ) выделяется глубиной залегания (до 5200 м), большим этажом продуктивности (1600 м), сравнительно небольшой площадью газоносности, высоким содержанием конденсата (до 800 г/м3), наличием парафинов (до 2 %). Объемное содержание метана в исследованных интервалах достигает 80 %, сероводорода 3,7 %, меркаптанов 0,2 %. Состав пластового газа отличается также высоким объемным содержанием этана (5 — 6 %) и пропан-бутановой фракции (4 — 5 %). Пластовое давление 53 — 60 МПа, пластовая температура 72 — 85 °С.

Весь сухой газ, получаемый после переработки на Оренбургском ГПЗ, предполагалось в будущем закачивать обратно в пласт для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента конденсатоотдачи.

В октябре 1984 г. месторождение введено в опытнопромышленную эксплуатацию. На месторождении выделено три эксплуатационных объекта. В настоящее время эксплуатируется в основном верхний газоконденсатный объект, имеющий наибольший запас по давлению до начала ретроградной конденсации.

Добываемое сырье проходит промысловую подготовку на месторождении, затем газ сепарации и нестабильный конденсат раздельными потоками подаются для переработки на Оренбургский ГПЗ, расположенный в 150 км.

На Карачаганакском месторождении впервые в мировой практике планируется применение крупномасштабного регулируемого сайклинг-процесса для больших глубин и этажа продуктивности 1,6 км. Предполагается использование различных модификаций сайклинг-процесса с доведением годового объема закачки газа до 20 млрд. м3. Это позволит увеличить конденсатоотдачу на 20 — 25 %.

В связи с организацией на Карачаганакском месторождении сайклинг-процесса существенно возрастают требования к геологической изученности и разведанности сложнопостро-енной Карачаганакской залежи, приуроченной к низкопроницаемым карбонатным коллекторам. Месторождение находится в стадии доразведки. Разведка таких месторождений должна проводиться как для крупных нефтяных месторождений, т.е. со значительно большей степенью детализации, чем газовых.

Важнейшая задача для АГКМ и КНГКМ — интенсификация притока газа из низкопроницаемых коллекторов с большим этажом продуктивности. С этой целью совершенствуются существующие методы воздействия на призабойную зону и будет разрабатываться комплекс методов дальнего воздействия на пласт, в том числе: различные модификации ГРП, включая поинтервальный массированный гидроразрыв, создание принципиально новых методов интенсификации на основе виброволновой технологии и техники, бурение наклонных и горизонтальных скважин, закачка в пласт СО2.

На КНГКМ проходят опытно-промышленную проверку базовые скважины, позволяющие максимально использовать продуктивный потенциал большого этажа газоносности. Базовая скважина БС-126 имеет открытый ствол, более 1000 м, и устойчиво работает с дебитом по газу 1,6 млн. м3/сут и по нестабильному конденсату 1200 т/сут при средней проницаемости по разрезу менее 1 мкм2.

Сайклинг-процесс — дорогостоящее мероприятие, которое не гарантирует автоматически резкого повышения кон-денсатоотдачи и требует тщательной проработки технологических и технических решений. Это особенно важно для глубокозалегающего Карачаганакского месторождения, приуроченного к низкопроницаемым коллекторам.

Продолжительность бурения скважин составляет 1 —

1,5 года, и, таким образом, система разработки является весьма инерционной. Стоимость скважин глубиной 4 — 5 км достигает 50 % общих капиталовложений. Для сайклинг-процесса требуются компрессоры с давлением на выкиде 50 МПа.

Основные трудности сохранения уровня постоянной добычи жидких углеводородов в течение длительного времени связаны с необходимостью эффективного поддержания пластового давления рециркуляцией товарного газа в низкопроницаемые неоднородные коллекторы с большим этажом газоносности.

Во время сайклинг-процесса возможны быстрый прорыв газа в добывающие скважины и связанное с этим изменение состава сырья, подаваемого на ГПЗ. Прорыв газа по отдельным пропласткам может начаться уже в первые годы разработки, и через некоторое время доля сухого газа достигнет в добываемой продукции 10 % и более.

В настоящее время на КНГКМ проводится выделение макрозон, для каждой из которых будет выбираться оптимальная модификация сайклинг-процесса и системы размещения и вскрытия добывающих и нагнетательных скважин.

Исходя из типа и параметров макрозон на Карачаганакс-ком месторождении, можно применять различные модификации сайклинг-процесса: вертикальный, латеральный, циклический, комбинированный. Не исключено, что некоторые зоны продуктивной толщи окажется целесообразным разрабатывать на истощение, учитывая неэффективность применения для них сайклинг-процесса. Каждая макрозона будет характеризоваться своими коэффициентами газо- и конденсатоотдачи.

8.2. СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ ОРЕНБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Вопросы оптимизации систем размещения и вскрытия скважин на многопластовых месторождениях, разрабатываемых при активном упруговодонапорном режиме, рассматривались в работах [3, 7].

После газоконденсатных месторождений Краснодарского края и Коробковского месторождения интенсивное избирательное продвижение пластовых вод на первом этапе эксплуатации было отмечено на Оренбургском газоконденсатном месторождении (ОГКМ).

Активные водопроявления по значительному числу скважин, неравномерность отработки залежи, площадные и меж-пластовые перетоки выдвинули на первый план проблему создания регулируемой системы разработки ОГКМ.

Проект разработки ОГКМ 1973 г. был выполнен исходя из предположений о массивности залежи и проявления газового режима на первом этапе эксплуатации. В соответствии с этим была принята и система разработки — равномерное размещение скважин в зоне разбуривания, вскрытие скважинами всей продуктивной толщи, не доходя 50 м до ГЖК, эксплуатация скважин с открытым забоем.

Фактическая разработка месторождения показала, что указанная система не позволяет контролировать и регулировать процессы отработки и обводнения сложнопостроенной залежи с большим этажом продуктивности, и потребовалось внесение корректив.

В 1979 г. было признано целесообразным перейти к системе разработки ОГКМ с выделением трех эксплуатационных объектов.

При размещении скважин по площади и объектам принимались во внимание следующие факторы. К 1979 г. по большинству зон УКПГ отсутствовала возможность оценить параметры отдельных эксплуатационных объектов и вести контроль за их отработкой и взаимодействием. Поэтому проектные скважины на 1979 — 1981 гг. были разнесены по эксплуатационным объектам исходя из первоочередной задачи — получения информации по отработке, газодинамической связи, коллекторским свойствам, продуктивным возможностям и запасам отдельных объектов.

Важный момент — создание условий для возможности регулирования отработки отдельных объектов и избирательного продвижения пластовых вод по площади и разрезу залежи.

При создании регулируемой системы разработки ОГКМ предусматривалось замедление темпов дренирования зон повышенной проводимости и опережающего обводнения по отдельным пластам.

Чтобы уменьшить форсированную отработку наиболее проницаемых пластов и снизить темп избирательного продвижения по ним пластовой воды, для проектных скважин была предложена закрытая конструкция забоя скважин с выборочной перфорацией по данным геофизических исследований и условий разработки. Положение забоя, диаметр и глубина спуска НКТ устанавливались дифференцированно для каждой конкретной скважины.

С 1979 г. на ОГКМ начал осуществляться переход на комбинированную систему вскрытия эксплуатационных объектов с закрытой конструкцией забоя и выборочной перфорацией.

По состоянию на 1/V 1981 г. на ОГКМ была пробурена

101 скважина, в том числе на объекте I — 48, на объекте II — 35, на объекте III — 18.

Вследствие перехода на комбинированную систему разработки и связанного с этим некоторого снижения рабочих дебитов скважин, необходимо было учитывать также и до-бывные возможности новых скважин с целью поддержания стабильного уровня добычи газа и отдельных компонентов. Началось разбуривание ряда новых зон в районе УКПГ-12, 9, 14 с повышенными эффективными толщинами. В плохо изученных зонах с предполагаемыми небольшими эффективными толщинами в объекте I предлагалось вскрывать объекты I 348 и II с последующей выборочной перфорацией обоих объектов по результатам геофизических данных. В любом случае добывающие скважины, предназначенные для дренирования объекта I, бурили со вскрытием объекта II или III.

С учетом низкой продуктивности объекта I в основном предусматривалась его совместная эксплуатация с объектом II или III (за исключением отдельных наиболее продуктивных зон).

Предусматривается бурение скважин на УКПГ-10 в наиболее продуктивной зоне с целью увеличения добычи газа с повышенным содержанием сероводорода. С этой же целью, а также с учетом быстрого падения пластового давления в южной части планировалось добуривание скважин в северной части УКПГ-9 с хорошими коллекторскими свойствами.

Допускалось создание скважин с совместным вскрытием нескольких объектов (в том числе с открытым стволом), расположенных в безопасных с точки зрения обводнения зонах.

Исходя из результатов проведенного пообъектного анализа разработки ОГКМ перед размещением проектных скважин на 1981 — 1983 и последующие годы ставились следующие задачи:

обеспечение запланированной добычи газа;

повышение газоотдачи объектов;

перераспределение темпов дренирования по отдельным объектам;

усиление дренирования неразбуренных зон;

контроль за отработкой объектов по площади и разрезу;

контроль за активностью водоносного бассейна;

уточнение газоконденсатной характеристики и состава газа по объектам;

уточнение положения ГЖК в отдельных зонах.

Для ОГКМ один из наиболее принципиальных вопросов — конструкция забоя. До 1979 г. практически все скважины были с открытым стволом. Пробурено несколько скважин с конструкциями забоя различных типов. В условиях активных водопроявлений, большого этажа газоносности, резкой неоднородности ФЕС по площади и разрезу эксплуатация скважин с открытым стволом имеет существенные недостатки:

неуправляемая опережающая отработка отдельных наиболее высокопроницаемых пластов в разрезе и создание тем самым предпосылок для их избирательного обводнения;

почти по всем скважинам с открытым стволом отмечаются пробки значительной толщины, которые в большинстве случаев непроницаемы;

невозможность проведения изоляционных работ при поступлении пластовой воды;

принятая одинаковая глубина для всех скважин приводила к тому, что отдельные высокопроницаемые пропластки с небольшими запасами вскрывались значительным числом скважин и имели повышенные темпы дренирования;

неуправляемое воздействие СКО на нижние интервалы; практическая невозможность проведения поинтервальных работ по интенсификации притока газа и ГРП;

растекание воды в пласты с пониженным пластовым давлением в простаивающих обводненных скважинах.

В то же время закрытая конструкция с выборочной перфорацией позволяет:

осуществлять регулирование темпов дренирования объектов и даже отдельных пластов по площади и разрезу;

бурить и эксплуатировать скважины в зонах с уже обводненными пластами в разрезе продуктивной толщи; избежать образования пробок большой толщины; увеличить период безводной эксплуатации скважин; проводить ремонтно-изоляционные работы и направленные обработки призабойной зоны;

компоновать при необходимости в одной скважине пласты примерно одинаковыми продуктивными характеристиками.

С учетом сказанного для проектных скважин ОГКМ в качестве основной выбрали закрытую конструкцию забоя с выборочной перфорацией по данным ГИС.

Скважины должны быть оборудованы съемными пакерами, надпакерным и подпакерным циркуляционными клапанами, клапанами-отсекателями.

Хвостовики НКТ в скважинах объектов I и II спускаются на глубину нижних отверстий перфорации, в скважинах объекта III — на глубину несколько выше забоя.

Открытый ствол в пределах одного или всех эксплуатационных объектов следует признать допустимым для скважин, расположенных в безопасных с точки зрения обводнения зонах, а также для большинства скважин в зоне УКПГ-10 (за исключением скважин, забои которых будут расположены в непосредственной близости от ГЖК).

Даже в пределах одного объекта встречаются пласты-коллекторы, отличающиеся по проницаемости на один-три 350 порядка, и, таким образом, трудно избежать опережающей отработки лучших пластов в скважине.

Отсюда следует вывод о том, что должно проводиться площадное регулирование отбора из этих пластов за счет различного числа скважин, определяющих суммарный темп отбора из пластов.

При сложном наборе пластов с различными ФЕС выборочная перфорация позволяет скомпоновать в одной скважине пласты с близкими значениями проницаемости, входящие в разные объекты.

Изучение площадной и вертикальной неоднородности коллекторов, особенно в зоне газоводяного контакта, имеет принципиальное значение для понимания механизма обводнения пластов и создания геологической основы для проведения расчетов, связанных с продвижением пластовых вод.

Указанные вопросы рассматриваются на примере ОГКМ, разработка которого сопровождается активным водопрояв-лением практически с самого начала разработки.

Продуктивная толща основной артинско-средне-каменно-угольной залежи ОГКМ сложена преимущественно известняками, иногда слабо доломитизированными и сульфатизиро-ванными. На общем фоне низкой и средней проницаемости пород отмечается наличие в разрезе залежи коллекторов с улучшенными фильтрационными свойствами (УФС).

Анализ геофизических и геолого-промысловых материалов по ОГКМ показывает, что неравномерная отработка продуктивной толщи и избирательное продвижение пластовой воды во многом определяются наличием в разрезе и площадным распространением коллекторов с УФС.

8.2.1. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОДВИЖЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

Оренбургское газоконденсатное месторождение характеризуется сложным геологическим строением. В пределах основной газоконденсатной залежи с этажом газоносности свыше 500 м выделено три эксплуатационных объекта и два раздела. Каждый объект, в свою очередь, является сочетанием группы взаимодействующих и изолированных (частично или регионально) пластов. Карбонатный коллектор ОГКМ характеризуется низкой средней проницаемостью, однако по разрезу залежи выделяется целый ряд высокопроницаемых пластов небольшой толщины, что создает благоприятные условия для избирательного продвижения пластовой воды. На процессы обводнения и извлечения газа существенное влияние оказывают капиллярные эффекты. Пластовая вода, продвигаясь по наиболее проницаемым пропласткам и впитываясь под действием капиллярных сил, вытесняет газ из прилегающих пластов (если пласты гидрофильны) и способствует тем самым увеличению газоотдачи. С другой стороны, в силу неоднородности пластов как по разрезу, так и по площади, впитывание воды в различных зонах будет неодинаковым. В результате возможно образование значительных по размерам зон защемленного, но подвижного газа. Макрозащемлению способствует также наличие гидрофобных участков в пласте. Появление зон макрозащемления может привести к значительному снижению газоотдачи.

Кроме того, если к высокопроницаемому пласту примыкают менее проницаемые гидрофобные пласты, то его обводнение не будет сопровождаться капиллярной пропиткой

и, следовательно, приведет к более быстрым темпам вторжения воды в залежь и резкому ухудшению вертикальной газодинамической связи между пластами.

В связи с этим для ОГКМ приобретают особое значение вопросы регулирования процессов вторжения воды в залежь. Указанная задача решается на основе методов математического моделирования.

Расчетная модель процессов обводнения газовых залежей пластовой водой основывается на математическом описании совместной фильтрации газа и воды с использованием геоло-го-промысловой информации и геометрии залежи, ее фильтрационных параметров, расположении скважин, динамике отборов газа и т.д.

Основу математической модели составляют уравнения двухфазной фильтрации газа и воды, полученные при следующих предположениях: фазы считаются несмешивающимися, химически не реагирующими и подчиняющимися обобщенному закону Дарси [8]:

v =-k?s)gradp+Р;90' г    1 2    (8Л)

гг

Здесь v, ki(s),    р, рг с индексом i = 1 — соответственно

вектор скорости фильтрации, относительная фазовая проницаемость, вязкость, давление, плотность газовой фазы; те же обозначения с индексом i = 2 — то же, жидкой фазы; s — газонасыщенность; g — ускорение свободного падения; к — проницаемость породы.

Считается, что разность давлений в фазах равна капиллярному давлению:

Pi - Р2 = RAs) = о cose^kf^),    (8.2)

где о — коэффициент межфазного натяжения; 0 — краевой угол смачивания; f(s) — безразмерная функция Леверетта; m — пористость.

Уравнение неразрывности потока i-й фазы

Интегрирование системы нелинейных уравнений (8.1) и (8.5) при соответствующих граничных и начальных условиях можно выполнить только численно. Но и в этом случае учесть все особенности геологического строения ОГКМ невозможно, поэтому расчеты проводились на основе следующих упрощений [9].

Каждый из трех выделенных эксплуатационных объектов рассматривали изолированно друг от друга. Внутри каждого объекта выделяли либо отдельные изолированные пласты, либо совокупности взаимодействующих пластов. В первом случае в каждом выделенном пласте фильтрацию можно считать плоской. Тогда, пренебрегая градиентом капиллярного давления, систему уравнений (8.1) — (8.5) можно записать в виде

d

дх

qj(s, p) Xp

d

+

ф(s, p)dp

dx

dy

dy


и 2

доля воды в общем потоке; vx, vy — проекции суммарной скорости фильтрации соответственно на горизонтальные оси X и у.

В случае взаимодействующих пластов необходимо решать трехмерные уравнения с учетом фильтрации в вертикальном направлении. Здесь, как и в уравнениях (8.6) и (8.7), можно пренебречь градиентом капиллярного давления по координатам х и у, но в вертикальном направлении им пренебрегать нельзя, так как пласты достаточно тонкие и влияние капиллярных эффектов на перетоки между пластами может быть существенным. Более того, если пласты резко различаются по фильтрационным параметрам, то перетоки, вызванные перепадом давления, будут несущественными по сравнению с капиллярной пропиткой. В этом случае можно пренебречь суммарным потоком газа и воды по вертикали [10]. Такая модель была принята для исследования особенностей продвижения воды в многослойных пластах. Это позволяет также существенно упростить систему уравнений (8.6) — (8.7). Действительно, для суммарного потока в направлении оси z справедливо выражение

Так как по предположению vz = 0, то

J dps


dp

dz


1 -    Р)|


Г5Т- Ay2


где Ay = Y2 - Y1; Yi = p g; Р = Р1.

Тогда окончательно систему (8.6) виде


(8.7) можно записать


ф(, р) —

ду

др

ф(, Р) Гр

= m d[,(p2 -p1) -p21 .

ду

ду

dt

d

.

-[F(s, Р^у

д

] + T"

^(s, Р)|^д^ -Y|

ду

dz

/ д2 3

-mdp2(1 - s) dt


(8.8)


f1

дХ


(8.9)


где


Системы (8.6) — (8.7) и (8.8) — (8.9) отличаются друг от друга вторыми уравнениями. Таким образом, для п-слойного пласта необходимо решить п плоских уравнений (8.8) — (8.9) с последующим расчетом капиллярно-гравитационной сегрегации.

Здесь принято обозначение sm = s(k, Dm), где m — номер временного интервала.

Конечно-разностные аппроксимации уравнений (8.6) — (8.7) и (8.8) — (8.9) рассмотрены в работах [8, 10].

Простейшую схему расщепления для уравнения в дифференциальной форме можно записать в виде




Численный анализ процесса обводнения проводился на примере укрупненного пласта III1, относящегося к верхней части объекта III [9]. Пласт III1 выбран в качестве модельного, так как он изолирован от нижней части объектов II и III и по нему отмечаются активные водопроявления.

Из пяти пластов, входящих в состав III1, пласты I II1, I II3, I II5 — продуктивные; пласты I II2 и I II,1 — разделы.

По геолого-промысловым данным пласты I II1 и I II5 выклиниваются в сторону водоносного бассейна, имеют ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства и не относятся к водоопасным. Наиболее водоопасен пласт I IIj5, отличающийся значительно лучшими коллекторскими свойствами и имеющий гидродинамическую связь с водонапорным бассейном на определенных участках границы.

Численный эксперимент состоял из двух этапов:

1)    воспроизведение истории разработки;

2)    моделирование процессов регулирования продвижения воды в залежь.

На первом этапе подбирались такие параметры пласта, при которых обводнялись скважины, выносящие пластовую воду по фактическим данным (зоны УКПГ-6, 12).

Первоначальные параметры продуктивной части пласта I II3 принимали равными: средняя проницаемость — 10 мкм2; средняя пористость — 0,11; запасы — 17,37 млрд. м3; эффективная толщина пласта изменяется от 1 до 5 м; начальная га-зонасыщенность — 0,65.

Следует отметить, что в пределах пласта I II3 имеются зоны выклинивания, состоящие из низкопроницаемых пород с повышенной водонасыщенностью. Однако из-за низкой проницаемости (порядка 0,1 мкм2) вода в них неподвижна.

Расчеты показали, что продвижение воды, по существу, не отмечается при проницаемости 10 мкм2 и незначительно при 100 мкм2.

Таким образом, были смоделированы условия, при которых расчетное обводнение скважин приближалось к фактическому. Начальное и текущее положения ГВК на конец 1982 г. показаны на рис. 8.1.

Сравнение результатов показывает, что продвижение ГВК заметно замедляется, если обводнившиеся скважины продолжают работать с выносом воды. Этот же результат указывает на принципиальную возможность регулирования продвижения пластовой воды для принятых условий. В развитие этого вывода было исследовано продвижение воды для случая, когда обводнившиеся скважины переводятся на эксплуатацию с заданным отбором воды. Рассмотрен вариант, в котором каждая из трех укрупненных скважин начиная с 1980 г. продолжает эксплуатироваться с заданным отбор ом воды 100 м3/сут.

При такой эксплуатации скважин удалось получить об ратное движение ГВК до линии расположения указанных укрупненных скважин, на которой он остановился.

По промысловым и геофизическим данным продвижение пластовой воды наблюдается в районах УКПГ-6, 8 (рис. 8.2). При анализе исходных геолого-промысловых данных выяв-

Рис. 8.1. Схема расчетного продвижения воды по пласту I II3 на конец 1982 г. 356

Рис. 8.2. Прогноз продвижения пластовой воды по пласту I II7:

1, 2, 3 — положение текущего ГВК на 1980, 1985, 1987 гг. соответственно; 4 — начальный ГВК; 5 — зоны непроницаемых пород; 6, 7 — добывающие и обводненные скважины соответственно

лена неразбуренная зона Л в западной части пласта (УКПГ-12), которая, по-видимому, дренируется в основном за счет площадных перетоков газа в зону основных отборов газа (УКПГ-2, 6, 7, 8). При проведении расчетов проницаемость, пористость, запасы, а также отборы газа были скорректированы так, чтобы воспроизводилось фактическое обводнение скважин. Это оказалось возможным при проницаемости пласта 1000 мкм2, пористости 8 — 9%. Проницаемость в зонах выклинивания принималась равной 1 мкм2.

В первые годы разработки наиболее интенсивное продвижение воды наблюдалось в южной части пласта в районах УКПГ-6, 8, т.е. в зоне, где быстро снижалось пластовое давление. При этом вдоль границ зон выклинивания образуются языки прорыва воды, что приводит к "разрезанию” залежи и к макрозащемлению значительного объема газа (см. рис. 8.2). Из результатов численного моделирования видно, что существовали предпосылки для активного обводнения значительной части пласта I II7 к 1987 г. (суммарный отбор « 50 % от начальных запасов).

Процесс обводнения на ОГКМ определяется в большей степени не параметрами отдельных пластов, а сочетанием пород различного типа, поэтому представляет интерес исследовать продвижение воды по совокупности таких пропластков с учетом их капиллярно-гравитационного взаимодействия. Эти процессы могут способствовать формированию сложной, необычной формы границы раздела газ — вода, что необходимо учитывать при анализе геолого-про-мысловых материалов по обводнению и разработке рекомендаций по регулированию процесса обводнения.

Особое значение имеет учет капиллярной пропитки в случае пластов малой толщины и зональной неоднородности пород по коллекторским свойствам.

В работе [11] рассмотрено влияние гидрофобных зон на процессы обводнения газовой залежи по совокупности пластов. Была проведена серия численных экспериментов на профильной модели газовой залежи, представляющей трехслойный пласт с взаимодействующими пропластками различной проницаемости. Задача состояла в изучении влияния на динамику обводнения капиллярно-гравитационных эффектов, в том числе при чередовании гидрофобных и гидрофильных участков пласта по направлению вытеснения газа водой.

Первоначально расчеты были проведены для горизонтального пласта с наклонным криволинейным начальным контуром ГВК. На рис. 8.3 этот контур изображен линией АВ, которая аппроксимируется в расчетной модели ломаной.

На рис. 8.4 приведены профили водонасыщенности в каждом из пропластков на момент отбора 70 % начальных запасов газа, отборы газа из пропластков распределяются пропорционально kh.

Как видно (см. рис. 8.4, а), капиллярные силы выравнивают фронт вытеснения. Интересно отметить характер вытес-

Рис. 8.3. Схема профиля трехслойного пласта

S


л ~    0 A

092 -U U-1-L

Рис. 8.4. Кривые распределения водонасыщенности в слоистом пласте. Про-

пласток:

1 — верхний; 2 — средний; 3 — нижний



0 0,2 0,4 0,6 0,8%


0 0,2 0,4 0,6 0,8 \


0 0,2 0,4 0,6 0,8 \


s

0,8

0,6

0,4

0>2.


S

0,8

0,6

0,4

0,2


нения газа водой в верхнем пропластке. Вода, вторгаясь в высокопроницаемый средний пропласток, начинает впитываться в верхний, образуя в нем три зоны: АВ — зону вытеснения с максимальной водонасыщенностью 80 %; ВС — зону защемленного газа с максимальной водонасыщенностью 30 %; CD — зону капиллярной пропитки с водонасыщенностью 60 %. Зона защемленного газа ВС замедляет дальнейшее распространение зоны вытеснения АВ, в результате чего может оказаться, что по скважинам, попавшим в зону CD, во-допроявление начнется раньше, чем по скважинам в зоне ВС, расположенным ближе к начальному контуру газоносности.

Данная ситуация еще в большей степени будет характерна для пластов, в которых чередуются гидрофильные и гидрофобные участки. На рис. 8.4, б показана динамика обводнения верхнего пропластка, в котором имеется участок ОА гидрофобной среды.

Результаты расчетов показывают, что пластовая вода в среднем пласте, минуя гидрофобный участок в верхнем про-пластке, начинает впитываться в него на значительном расстоянии от границы залежи, и, таким образом, обводнение скважин, находящихся в указанной зоне и дренирующих верхний пласт, будет происходить не за счет подъема подошвенной воды, а за счет избирательного продвижения воды по высокопроницаемым прослоям и последующей капиллярной пропитки ("вторичное” обводнение). Данный механизм водопроявлений может иметь место на Оренбургском месторождении, где встречаются чередующиеся участки гидрофильных и гидрофобных пород.

Расчеты проводились при значении коэффициента меж-фазного натяжения о cos 0 = 75-10-3 Н/м, при котором параметр в = (о cos 0/р0) Vm / к , являющийся отношением ха

рактерного капиллярного давления к характерному гидродинамическому, принят равным 7,5-10-3. Пористость m = 0,127, начальное пластовое давление р0 = 20,4 МПа.

Уменьшение параметра в до 7,5-10-4 приводит к снижению водосодержания в зоне пропитки до 44 %, что является следствием ослабления действия капиллярных эффектов по сравнению с гравитационными (рис. 8.4, в).

Таким образом, в обводняющихся пластах со слоистой неоднородностью возможно образование защемленных целиков газа. Наличие таких целиков может значительно усложнить картину обводнения, так как они будут играть роль своеобразных буферов на пути продвижения воды и замедлять ее продвижение. Вода будет обтекать газонасыщенные зоны с повышенным давлением (целик первого типа) и гидрофобные зоны (целик второго типа), текущая граница газ — вода в плане может приобрести сложную форму. Такой характер текущего контура газоносности может привести в итоге к макрозащемлению значительных объемов газа. Более вероятным представляется макрозащемление целиков второго типа, связанных с гидрофобными участками.

Методический подход к прогнозу обводнения на месторождениях типа ОГКМ заключается в "расщеплении" эксплуатационных объектов на отдельные пласты или их группы на основе детального анализа по этим пластам геологогеофизических и промысловых данных, воспроизведения фактической истории разработки и дальнейшего прогноза обводнения на основе разработанной и описанной математической модели. Полученные текущие контуры газоносности по отдельным пластам накладываются друг на друга для получения общей картины обводнения в целом по объекту и разработки мероприятий по регулированию продвижения воды по площади и разрезу.

Показана возможность создания условий для обратного движения текущего контура газоносности ("осушение пласта") при обеспечении достаточных темпов отбора воды из скважин в пределах обводненной зоны.

Для утилизации отобранной пластовой воды необходимо предусматривать нагнетательные скважины непосредственно в зонах УКПГ для закачки воды в глубокие пласты. Рекомендации по форсированному отбору пластовой воды из обводняющихся скважин и бурению специальных нагнетательных скважин были реализованы на ряде УКПГ Оренбургского месторождения.

Для условий ОГКМ требуется также разработка методов регулирования продвижения воды по субвертикальным зонам и их сочетания с избирательным вторжением контурных вод по отдельным пластам.

8.3. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ АСТРАХАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Основные проблемы разработки и эксплуатации Астраханского серогазоконденсатного месторождения (АГКМ) связаны с большой глубиной залегания низкопроницаемых карбонатных коллекторов, аномально высоким пластовым давлением, неупругим деформированием пласта-коллектора, а также со специфическим составом природного газа, содержащим значительное количество неуглеводородных компонентов и тяжелых углеводородов.

Астраханское месторождение служит сырьевой базой газохимического комплекса с периодом стабильных поставок сырья не менее 25 — 30 лет.

Газодинамическая модель АГКМ включает процесс двумерной фильтрации пластовой смеси в деформируемой пористой среде, уравнение состояния газа, зависимости изменения пористости, проницаемости и вязкости от давления [12].

Изотермическая фильтрация газа в деформируемой пористой среде описывается при помощи уравнения, выражающего неразрывность течения однородного флюида при выполнении закона Дарси

дт(рМр)

кШр) дг^

^+о,    (8.10)

div


где div и grad — двумерные операторы соответственно дивергенции и градиента; р — давление; к(р) и т(Р) — соответственно проницаемость и пористость среды, зависящие от давления; и(р) и p(p) — соответственно вязкость и плотность газа, зависящие от текущего давления и компонентного состава; Q — плотность стоков; t — время.

Для к(р) и т(Р) принят экспоненциальный характер изменения от давления [14]:

к(р) = k0(x, у)ехр[ац(р — Р„)]; т(Р) = т0(Х у)ехрт(р Рс^Ь где k(x, у) и т0(х, у) — значения соответственно проницаемости и пористости при начальном давлении Р0; х и у — координаты точки пласта; ак и am — коэффициенты изменения проницаемости и пористости соответственно.

Для расчетов были использованы изменения проницаемости и пористости от давления в виде

к = k0(x у) l1+ak(p - Р0)];    (8.11)

m = m0(x, у) [1 + am(p - Р0)],

содержащие два первых члена разложения в ряде Тейлора показательной функции exp[a(p — p0)].

Параметры, характеризующие физические свойства пластового флюида, — вязкость ^(р) и коэффициент сверхсжимаемости z(p) — аппроксимируются следующими выражениями (при допущении, что в процессе разработки соотношения компонентного содержания пластовой смеси не изменяются):

^(u)    = 0,026 +    0,164u    — 0,021 u2;    (8.12)

z(u)    = 0,547 +    0,494u    + 0,153u2,

где

u = p/p0.

Уравнение состояния используется в виде

p(p) =    p/[z(p)RT].    (8.13)

При формулировке граничных условий контур залежи считается непроницаемым:

dp/dn =    0, (x, у)    ? Г,    (8.14)

где n — отрезок к контуру Г.

При формулировке граничных условий на внутренней границе (стенке скважин) принят режим постоянной депрессии на пласт. Принимается, что вблизи скважины фильтрация газа является плоскорадиальной и следует закону Дарси, тогда

2к0nhdp

Q = --

InR / г,.8г

p = p pexp[ak(p - p0)] dp    (8.15)

p0    ^(p)z(p)

где R — условный радиус питания; гс — радиус скважины.

Подынтегральное выражение в (8.15) во всех практически важных случаях достаточно точно аппроксимируется квад-362

ратным трехчленом а + Ьр + ср2, после подстановки которого в (8.15) связь между Q и Ар примет вид

Ар а + ь2 (2рК _ Ар) + c .3р2 _ 3ркАр + Ар2) ,(8.16)

2nk 0h

ln R / rc


где рк — давление на контуре питания, которое в расчетах принимается равным среднему давлению в элементе конечноразностной сетки, содержащем скважину; Ар = рк — рс; рс — давление на стенке скважины.

Расчет дебитов Q по формуле (8.16) проводится одновременно с решением уравнения (8.10) при соответствующих граничных и начальных условиях. При этом начальным условием считается заданное начальное давление р0.

p(x, у) = Р0 при t = 0.

(8.17)


Система уравнений (8.10) — (8.17) решается численно методом конечных разностей с использованием пространственно-временной сетки. Расстояние между двумя последовательными узлами в пространстве назовем шагом сетки и обозначим h. Буквой l обозначим временной интервал. Узловая точка, в которой определяется некоторая физическая величина, в двухмерном случае обозначается индексами i, j (индекс i — номер столбца, а индекс j — номер строки). В дальнейшем будем считать сетку квадратной так, что шаги по осям х и у будут равны. При переходе от непрерывной области к дискретной (сеточной) и замене непрерывных величин кусочнопостоянными границу между двумя соседними ячейками можно рассматривать как линию разрыва параметров фильтрационного потока. Поэтому при переходе от дифференциального уравнения (8.15) к его конечно-разностной аппроксимации требуется выполнение условия

+

(8.18)

где верхние индексы " + " и " — " обозначают значение физической величины соответственно слева и справа от линии разрыва. Условие (8.18) выражает, таким образом, непрерывность потока в точках линии разрыва фильтрационных параметров. Тогда конечно-разностное уравнение можно записать в виде

(8.19)

Ар- . _ ( kt)    pi + 1 5pj -( kp1    pij - pi-1, j

U 2 i+1/2    h \ U 2 i-1/2    h

аналогичный смысл имеет разностный оператор Л} относительно индекса j; верхний индекс m — номер временного шага;

M j = {d[m(p)(p)]/dp}i, j.

Для коэффициентов kp/u в дробных узлах i ± 1/2 при выполнении условия (8.18) получаем выражение

2 (kp1    ( kp1

( kp)    _ I u 2 i±1 j I u 3 i,

±1/2 ,¦    ( kp1    ( kp1

ra(±1 j / 7 2 i, j

Таким образом, уравнение (8.19) в сочетании с (8.20) является разностным аналогом закона сохранения массы.

Для аппроксимации условия (8.14) непрерывная граница заменяется кусочно-ступенчатой линией. При этом выделяется четыре типа граничных ячеек. Рассматривается ячейка типа 1 и интегрируется уравнение (8.10) по площади этой ячейки. Применив формулу Грина, получим

f_Ikp^dx + f kp^dy + f kp^dx - f kp^dy _

J u dy J u dx J J u dy J u dx

AB    BD    DC    CA

pi i - pim

_ M,: j j 1 .    (8.21)

Интегралы вдоль линии AB и AC равны нулю в силу условия (8.14), поэтому

kp1    p,+1 j - pi. j + (kp1    p,, j - p,, j _ M pm1 - pm]    (822)

u 3 i+1/2 j    h    0 u 3 i. j-1/2    h    '.j    1    •    (. )

Аналогично получим разностные граничные условия для ячеек типа 2, 3 и 4.

Для решения системы разностных уравнений (8.19) с условиями (8.22) применяется неявный метод переменных направлений, предложенный Писменом и Речфордом. Неявный метод применяется попеременно, то в одном направлении, то в другом. Это позволяет использовать для решения соответствующей системы алгебраических уравнений эффективный метод прогонки. Возьмем вначале направление, в котором изменяется индекс j. Тогда сеточное уравнение (8.19) можно записать в виде системы алгебраических уравнений

где

1 . кф1    ;    в    _ _1_. кф1

h 2 0 И 3 , + !/2, j '    " j    h 2 0 И 2 , -1/2

Суть метода прогонки состоит в том, что решение системы уравнений (8.23) ищется в виде

(8.24)

и в направлении возрастания индекса j находятся прогоноч-ные коэффициенты аi и в,, затем в направлении убывания индекса j находятся все p, j (iN,..., 1). При этом а 1 и Р1 находятся из граничного условия типа (8.23), а для вычисления используются аналогичные граничные условия, записанные для правого конца.

Вычислив таким образом давления на (m + 1/2)-м дробном шаге, переходят на (m + 1)-й дробный шаг, на котором вычисляются pm*1 из системы уравнений

что и в (8.23). Формулы для прогоночных коэффициентов для направления i записываются в виде


(8.25)


i j, <Ci j, Dt j имеют тот же смысл,


Параметры модели. Первичная модель АГКМ была принята в виде прямоугольника. Границы уточненной модели показаны на рис. 8.5.

Модель разделена на девять зон в соответствии с числом УППГ, вводимых в эксплуатацию. Запасы газа приняты по объекту I (прикамский и северо-кельтменский горизонты); объект II (краснополянский горизонт) считался непромышленным. Начальные термобарические условия залежи: температура 106 °С, давление 62,4 МПа. Пористость принята постоянной и равной 0,097.

Карта проницаемости подготовлена по результатам обработки исследований разведочных и добывающих скважин.


Рис. 8.5. Расчетная геометрическая модель АГКМ

Проницаемость призабойной зоны принималась с учетом СКО (увеличение дебитов на 50%); для перехода к характеристике пласта проницаемость призабойной зоны уменьшалась в 1,5 раза.

В процессе разработки месторождения вводилось дополнительное ограничение — при снижении текущего пластового давления ниже 46 МПа депрессия на пласт снижалась с 15 до 12 МПа с целью отодвинуть начало ретроградной конденсации в пласте и сроки ввода ДКС.

Начальный расчетный состав пластовой смеси был принят постоянным по площади и соответствовал данным геохимических исследований по разведочным скважинам. Начальное содержание конденсата 2б0 г/м3 газа сепарации. Давление начала конденсации 40 МПа. Расчет добычи конденсата проводили по каждой скважине, так как определение его добычи по "средней” скважине неправомерно после того, как среднее давление начнет приближаться к давлению начала конденсации.

Для учета деформируемости коллекторов приняты коэффициенты сжимаемости пор am = 6-10-4 МПа-1 (вариант I) и am = 0 (вариант II) и изменения проницаемости ak = = 210-2 МПа-1.

Проектные добывающие скважины размещались в левобережной части месторождения с учетом охранных зон. Режим работы залежи — газовый.

Дебит скважин. Для условий АГКМ дебит — один из наиболее трудно прогнозируемых параметров. Это связано, во-

первых, с недостаточной информацией о продуктивности пласта по площади залежи на первом этапе проектирования, во-вторых, эксплуатация глубокозалегающих месторождений природного газа на истощение сопровождается изменением во времени и по объему таких параметров, как пористость и проницаемость, вязкость и сверхсжимаемость газа, что необходимо учитывать при прогнозировании показателей разработки, причем вязкость и сверхсжимаемость существенно зависят от компонентного состава газа.

Было рассмотрено влияние указанных факторов на динамику рабочих дебитов скважин на основе численного решения уравнения плоской фильтрации газа [13].

Расчеты проводились для метана и смеси газа, содержащего, кроме метана, 20 % H2S и 20 % СО2. В обоих случаях значения вязкости и коэффициента сверхсжимаемости от давления в диапазоне снижения давления от р0 — 63 МПа до р

—    25 МПа достаточно точно аппроксимируются линейной зависимостью

_аи + риp; z(p) _аz +рz(p).

Начальная проницаемость составляет 100 мкм2, пористость — 10 %. Гипотетическая модель принята в виде квадрата со стороной 2500 м и центрально расположенной скважиной, эксплуатируемой с постоянной депрессией А р

— 10 МПа. Расчеты проводились для коллекторов различных типов, отличающихся коэффициентами kk и km.

Динамика дебитов скважин для метана и смеси представлена соответственно на рис. 8.6 и 8.7, из которых видно, что для метана начальный дебит значительно выше, чем для смеси. Так, в рассмотренном случае для метана он почти в 2 раза выше дебита для смеси. Однако темп снижения дебита для метана значительно больше.

Кроме этого, для метана характерно снижение дебита для любого рассмотренного типа коллектора. В то же время для смеси характер изменения дебита существенно зависит от степени сжимаемости породы.

В зависимости от степени деформируемости горных пород при снижении пластового давления дебит скважин может изменяться в широких пределах. В условиях упругопластичных и пластичных деформаций дебит скважин резко снижается. В слабосжимаемых и несжимаемых коллекторах дебиты скважин, дренирующих залежи со сложным составом газа, могут при постоянной депрессии на пласт даже возрастать в течение определенного времени. Это объясняется из-

Рис. 8.6. Динамика дебита скважин для метана при различных кк, МПа-1:

1 - 0; 2 - 2*10-2; 3 - 4*10-2

1300

900

500

700

\

\


1100


300 —I—1—^—1—L_^_J—J—

0    2-й    4-й    6-й    8-й    10-й

Год разработки

менением физических свойств природного газа — снижением вязкости и изменением коэффициента z.

Глубокие депрессионные воронки, характерные для низкопроницаемых коллекторов, могут резко понижать добыв-ные возможности скважин из-за быстрого снижения пластового давления (особенно в первый период), выпадения конденсата в пласте и возможного "запирающего" эффекта, упругопластичных деформаций коллектора. Поэтому один из главных принципов размещения скважин — максимальное и

Q, млн. м %од

1

0    2-й    4-й    6-й    8-й    10-й

Год разработки


Рис. 8.7. Динамика дебита скважин для смеси при раз-

личных к„, МПа 1:

1 - 0; 2 - 0,6* 10-2; 3 -0,8* 10-2; 4 - 10-2; 5 - 210-2;

Рис. 8.8. Схема размещения (очередей I и II) на АГКМ:

1 — скважины очереди I; 2 — скважины очереди II; 3 — начальный контур газоносности; 4 — изобары на 4-й год разработки

скорейшее использование зоны эксплуатационного разбу-ривания с тем, чтобы добиться быстрого выявления участков с наиболее высокой продуктивностью, минимального снижения пластового давления по площади, использования площадных перетоков газа из охранных, пойменной и периферийных зон.

Предложенная система размещения скважин учитывает также возможность перехода к частичному поддержанию пластового давления.

Для Астраханского месторождения с некоторой дифференциацией распределения основных составляющих пласто-

А,л’МПа

50

->ч-

-м-

-к-

УППГ-5 УППГ-1 УППГ-2 УППГ-4 УППГ-6


40

30

20

10

О    10    20    30    40    50 Ьрм

Рис. 8.9. Профили давления на различные даты разработки АГКМ. Год разработки:

1 — 4-й; 2 — 9-й; 3 — 14-й

вого сырья (сероводорода и тяжелых углеводородов) при размещении скважин должно учитываться и их содержание по площади, чтобы обеспечить газохимический комплекс сырьем заданного состава. При помощи площадной модели Астраханского месторождения был рассмотрен вопрос о распространении зоны дренирования и влиянии площадных перетоков из пойменной и охранных зон.

На рис. 8.8 и 8.9 приведены расчетная карта изобар на 4-й год разработки и профили давления на различные даты.

8.4. СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ КАРАЧАГАНАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Карачаганакское месторождение (КНГКМ) рассматривается как базовое по добыче жидких углеводородов. Способ разработки КНГКМ должен обеспечить оптимальные сроки загрузки газохимических комплексов сырьем и достижение максимально возможных рентабельных коэффициентов извлечения жидких углеводородов из недр. Это требует одновременной добычи нефти и конденсата и применения методов поддержания пластового давления.

Для газоконденсатной части пласта реализация обратной

закачки газа на КНГКМ представляется наиболее предпочтительной. Этой точки зрения придерживаются ведущие специалисты [6].

В мировой практике газ — наиболее апробированный агент. Необходимое количество сухого газа для закачки в пласт можно получить с Оренбургского ГПЗ и из магистрального газопровода Оренбург —Новопсков. Концепции применения способов поддержания давления на месторождении сводились к следующему.

Система размещения и вскрытия скважин должна быть достаточно гибкой и допускать ее перестроение по мере уточнения информации.

Период ОПЭ используется для получения недостающей информации, внесения корректив в проектные решения и подготовки систем поддержания пластового давления.

Разработка КНГКМ проводится в два этапа. На первом (период ОПЭ) проводится разработка на истощение с подачей добываемого сырья на ОГПЗ. На втором этапе промышленной эксплуатации начинается обратная закачка сухого газа в пласт компрессорами высокого давления.

Анализ систем разработки месторождений с большим этапом газоносности проведен в работах [7].

На КНГКМ выделены три эксплуатационных объекта разработки (рис. 8.10): I — газоконденсатный (пермь), II — газоконденсатный (карбон), III — нефтяной (карбон).

Для этих объектов предусматриваются две самостоятельные сетки скважин как добывающих, так и нагнетательных.

Выделение газоконденсатных объектов по перми и карбону вызвано в основном тем, что объекты I и II считаются газодинамически разобщенными, существенно различаются по площади газоносности, а также трудностью вскрытия объектов I и II единым забоем по условиям проходки в сводовой зоне.

До настоящего времени ведется рзаработка объекта I на истощение. Имеется проект закачки газа в объект I через нагнетательные скважины, расположенные вдоль осевой линии обеих пермских сводовых зон, которые характеризуются максимальной продуктивностью. Размещение нагнетательных скважин в сводовой зоне позволяет в наибольшей степени использовать гравитационный эффект, способствующий более равномерному вытеснению жирного газа сухим.

Добывающие скважины располагаются на расстоянии 1 —

1,5 км от нагнетательных, размещенных в два ряда (рис.

8.11), один ряд для подобъекта I3, второй — для подобъекта Iе

Рис. 8.11. Схема размещения скважин КНГКМ при сайклинг-процессе:

1, 2 — добывающие и нагнетательные скважины на I объект; 3, 4 — то же, на II и III объекты; 5 — добывающие скважины сетки уплотнения на II и III

объекты

(см. рис. 8.10). В принципе возможна выборочная перфорация обоих подобъектов 1а и I6 в одной нагнетательной скважине. Добывающие скважины также располагаются в два ряда для дифференцированного дренирования подобъектов.

Добывающие и нагнетательные скважины вскрывают по возможности пермские отложения на полную мощность (рис.

8.12), с последующей выборочной перфорацией в зависимости от продуктивности, степени гидродинамической связи по разрезу и между нагнетательными и добывающими скважинами.

В нагнетательных скважинах закачка ведется в сводовую зону, наличие нижних интервалов позволяет контролировать гидродинамическую связь по разрезу и отработку продуктивной толщи.

На первом этапе нагнетательные скважины объектов I и II используются в качестве добывающих. Это позволяет получить данные о продуктивных возможностях отдельных пластов, оценить возможный профиль пористости и принять меры по его регулированию. Кроме того, предварительное дренирование позволяет очистить призабойную зону и увеличить репрессию на пласт.

Эксплуатационные объекты II и III представляют собой сложную гидродинамическую систему с неясной степенью вертикальной и площадной связи.

Поддержание давления (при наличии гидродинамической связи между объектами II и III) осуществляется закачкой газа в объект II с использованием единой сетки нагнетательных скважин для объектов II и III (за исключением сводовой зо-

Рис. 8.12. Схема обратной закачки сухого газа (первый этап) на КНГКМ:

I, II — объекты эксплуатации

ны, где отсутствует нефтяная оторочка и разрез представлен в основном плотными коллекторами).

Нефть объекта III вытесняется жирным газом из буферной зоны объекта II, примыкающей к нефтяной зоне и равной ей по толщине. На первом этапе закачка сухого газа ведется в объект II с одновременной проверкой вертикальной газодинамической связи между объектами II и III и в пределах объекта II. При отсутствии гидродинамической связи между объектами II и III организуется раздельная закачка.

Добывающие и нагнетательные скважины на объекте II располагаются по семиточечной системе с расстоянием между скважинами 1,1 км (см. рис. 8.11). Площадная закачка газа придает системе автономность и позволяет поддержать давление на первой стадии, когда неизвестна степень вертикальной гидродинамической связи.

В последующем сетка добывающих и нагнетательных скважин будет уплотняться до 500 м (см. рис. 8.11) в зонах нефтяной оторочки и с большими удельными запасами газа. В случае быстрых прорывов сухого газа предусмотрен резерв добывающих и нагнетательных скважин, а также смена направления закачки и изменение системы закачки по площади и разрезу. Предусматривается взаимозаменяемость нагнетательных и добывающих скважин.

Предложенная система размещения и вскрытия добывающих и нагнетательных скважин на КНГКМ достаточно гибкая и позволяет, при необходимости, осуществлять оперативный переход к другим вариантам разработки, а также дает необходимую информацию для составления проекта разработки.

8.5. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПОДДЕРЖАНИЕМ ДАВЛЕНИЯ

8.5.1. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ ДЛЯ САЙКЛИНГ-ПРОЦЕССА

Применение сайклинг-процесса в условиях сложнопостроен-ной песчано-глинистой или карбонатной толщи требует тщательного изучения особенностей геологического строения и характеристик продуктивного комплекса и построения адекватной геолого-промысловой модели. Прежде всего необходимо уточнить тип залежи и эксплуатационные объекты, определить гипсометрические уровни обратной закачки газа.

При выделении подобъектов для применения сайклинг-процесса в пределах эксплуатационных объектов I и II предлагается следующий подход [18].

1. По результатам ГИС продуктивная толща каждого эксплуатационного объекта подразделяется на ряд пластов.

2. Проводится детальная корреляция выделенных пластов по площади объекта и их укрупнение.

3.    По каждому укрупненному пласту составляется площадная геолого-промысловая модель с построением структурной карты, карт общей и эффективной толщин, удельных запасов, изоконцентраций основных компонентов.

4.    Проводится классификация зон макронеоднородности, степени их газодинамической связи по площади каждого укрупненного пласта.

5.    Составляется сводная модель продуктивной толщи каждого объекта совмещением геолого-промысловых моделей по укрупненным пластам.

6. Проводится выделение и классификация зон макронеоднородности по площади объекта, определяется степень вертикальной газодинамической связи между этими зонами.

7.    Для каждой зоны макронеоднородности выбираются оптимальные модификация сайклинг-процесса и система размещения добывающих и нагнетательных скважин.

Исходя из типа и параметров макрозон можно применять различные модификации сайклинг-процесса - циклический, латеральный, вертикальный, комбинированный. Не исключено, что некоторые зоны продуктивной толщи окажется целесообразным разрабатывать на истощение, учитывая неэффективность применения для них сайклинг-процесса.

Каждая макрозона будет характеризоваться своими коэффициентами газо-, конденсато- и компонентоотдачи.

8.5.2. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ МОДИФИКАЦИЙ САЙКЛИНГ-ПРОЦЕССА

В соответствии с изложенным методическим подходом к выбору объектов [17] для применения сайклинг-процесса рассматривались три типа гидродинамических моделей: 1) площадная; 2) профильная; 3) плоскорадиальная.

Площадная модель применяется при расчете сайклинг-процесса для укрупненных пластов, имеющих небольшие размеры по толщине и выдержанных на значительной площади (подобъект третьего типа).

Профильная (цилиндрическая) модель применяется для укрупненных пластов, ограниченных по площади, имеющих эффективные толщины не менее 50 м и хорошую газодинамическую связь по вертикали.

Для подобъектов с изолированными пропластками небольшой толщины можно применять плоскорадиальную модель.

1. Площадная математическая модель используется для расчета показателей латерального сайклинг-процесса при наличии системы нагнетательных и добывающих скважин.

Основные уравнения процесса вытеснения газоконденсатной смеси сухим газом, выведенные М.Д. Розенбергом, Ю.П. Желтовым, Г.Ю. Шовкринским, базируются на использовании законов сохранения массы каждого компонента в жидкой и газовой фазах. В предположении об изотермич-ности процесса эти уравнения имеют вид

div

= d { { + у 2(1 - S)1i ]} + } + gi) - qg,,    (8.27)

где k и m - соответственно проницаемость и пористость, являющиеся известными функциями давления; yv, Иу, kv(S) — соответственно удельный вес, вязкость и относительная фазовая проницаемость v-й фазы; S - газонасыщенность; Q -дебит стока; q - дебит источника; g, и 1, — массовые доли ,-го компонента в газовой и жидкой фазах соответственно.

Удельный вес и вязкость считаются функциями вида

Yv = Yv(l1, ..., 4-2, Р); Иу = Иу(Л, ..., 4-2, р);

(8.28)

li = l,(l1, ..., ln-2, р); S = S(l1, ..., ln-2, Р).

При этом по определению

2l, = 1 и 2 g, = 1.

i =1 i    i =1 i

В рассматриваемой модели принято, что в каждой точке пласта в каждый момент времени осуществляется равновесное фазовое состояние, описываемое при помощи констант фазового равновесия K, соотношениями

g/li = K,,    (8.29)

позволяющими установить содержание каждого компонента в жидкой и газовой фазах.

Систему уравнений (8.27) целесообразно записать в иной форме. Вначале эти уравнения складываются по всем индексам i от 1 до п. Затем, введя обозначение

G = -k0k1(S)Y 1 + k 2(S)y 2 'jgradp = -кф gradp,    (8.30)

0 И1    И2    3

получают

div G = -±{ { + у 2(1 - S)li ]} + } - q,    (8.31)

dt ^    *    1    -    F

где Q1 — дебит скважины стока по газовой фазе; F = к'2'! 21ф —

И 2

массовая доля жидкой фазы в общем потоке.

Просуммировав уравнения (8.27) по индексам i только для жидкой фазы, получим

div FG = -j-[my 2(1-S)]+-FF - Qr    (8.32)

dt    1-F

Баланс массы i-го компонента в общем потоке при помощи соотношения (5.20) запишется в виде

div(F G1t) = -±{{ + y 2(1 - S)]1i} +}ОД - gikili, (8.33) dt 1    J 1 - F

где

F1 = F + k,(1 — F).

Система уравнений (8.30) — (8.33) дополняется начальными и граничными условиями на внешней границе выбранного подобъекта.

Рассматриваемые подобъекты считаются изолированными, и в связи с этим их внешняя граница принимается непроницаемой. За внешнюю границу примем цилиндрическую поверхность, совпадающую с границей подобъекта. Тогда в точках указанной границы имеем систему условий

Gn = 0; FGn = 0; F^l, = 0,

где Gn — нормальная составляющая скорости G.

В начальный момент газонасыщенность равна единице. Константы фазовых равновесий также равны единице. Следовательно, начальные условия можно записать в виде

Р = P0(x, y); S = 1; l, = lm(x, y),

где р0 и 10 - начальные давления и концентрация i-го компонента.

2. Профильная цилиндрическая модель служит для описания вертикального сайклинг-процесса (рис. 8.13). Основные уравнения фильтрации записываются в цилиндрической системе координат с центральной осевой симметрией. С учетом принятых обозначений эти уравнения примут вид

G = -2 nrk^jgradp + [ Ру 2 + (1 - F1 ]gradz};    (8.34)

div G = -2 nr— {[ у 1S + у 2 (1 - S)]};    (8.35)

div FG=-2 nr—[ my 2 (1 - S)];    (8.36)

dt

div(F, G1f) = -2nr± {m[y 2(1 - S) + Y Sk ]1,.},    (8.37)

где

div=-^- + 2 nr—; grad=-d- i + j;

dr    dz '

dr


dz


r и z - соответственно радиальная и вертикальная коор -динаты; i * i =1; i * j =0; j * j = 1

Как и для случая площадной модели, внешняя цилиндриче-

ская поверхность принимается непроницаемой.

Граничные условия на непроницаемой границе имеют вид

2лгкф— = 0 при r = R;    (8.38)

dr

FGr = 0 при r = R;    (8.39)

FlGIll = 0 при r = R,    (8.40)

где R - радиус цилиндра; Gr = -2nrk(pdp/dr.

Вертикальный сайклинг-процесс осуществляется закачкой сухого газа в верхнюю часть пласта и добычей газоконденсатной смеси из нижней зоны, поэтому

Gr = Q/(1 - F) при r = rc;    (8.41)

FGr = Q1 при r = rc;    (8.42)

1 - F

FGl =-A- Ql при r = rC1,    (8.43)

1 - F

где гс - радиус скважины.

При этом

, -(1 - F)q, если z eAB;

Q=с Q ' Prn    (8-44)

Q1,    если z ELD.

В начальный момент газонасыщенность S = 1 , тогда F = = 0.

Поэтому из условия гидродинамического равновесия имеем

др    „

— + Y1 = 0

dz

или

dlnP    1

dz    z(p)RT

где R - газовая постоянная; Т - температура.

Примем, что в начальный момент коэффициент сверхсжимаемости z(p) не зависит от вертикальной координаты z. Тогда

р=P™1при t = Q'    (a45)

z(p)RT

где рП0 — давление на подошве пласта в момент времени t = = 0.

Соотношение (5.40) дает начальное распределение пластового давления. Для концентрации i-го компонента

1, = Г(г, z).

3. Плоскорадиальная модель может служить для описания циклического сайклинг-процесса. Система уравнений получается из (8.34) — (8.37) в результате отбрасывания членов с производными по z:

Gr = -2шкф —;

dr

— = -2nr д. { i + у 2(1 - 5)]};

11u r4


На внешней границе условия для переменных р, 5, 1, имеют вид (8.38) — (8.40). На скважине эти условия записываются в виде (8.41) — (8.44) с той разницей, что Q определяется из условия

q = с -(1 - Р)?, еслЁ ts <tts+1;

Q,    еслИ ts+1 < tts+2,

где s — номер цикла.

Таким образом, в интервал времени (ts, ts+1) осуществляется закачка сухого газа с дебитом q. В последующий интервал времени происходит отбор газоконденсатной смеси.

Использование термодинамических соотношений. Для всех принятых моделей порядок проведения расчетов осуществляется по единой схеме. Проиллюстрируем это на примере модели 1.

Вначале из уравнений (8.30) и (8.31) определяется поле давлений (следовательно, и поле скоростей G). Новому давлению 380 соответствуют новые значения yv, иу и S. Если давление р больше критического (т.е. система однофазная), то указанные величины зависят только от давления и начальных концентраций. Если же р < ркр, то в соотношениях (8.28) и (8.29) концентрации l;-(i = 1, ..., n) берутся с предыдущего временного слоя.

Далее полученные yv(p), Иу(р) и Sv(p) подставляют в уравнение (8.32) и осуществляют перерасчет поля насыщенности за счет эффекта переноса массы.

Наконец, параметры yv, иу, Sv и 1,(р) подставляют в уравнение (8.33) и рассчитывают поле концентраций lit соответствующее новому давлению р и насыщенности S.

Для реализации описанного расчетного цикла необходимы знание зависимостей (8.28) и (8.29), а также зависимостей констант фазового равновесия от концентраций li и давления р. Универсальные аналитические зависимости указанных величин от концентраций компонентов и давления отсутствуют. Зависимости этого вида можно получить приближенно по эмпирическим формулам, выведенным из условия существования закона соответственных состояний. Для этого используются готовые программные комплексы, разработанные в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ВНИИГазе. Затем указанные зависимости аппроксимируют при помощи двумерной интерполяции зависимостями от некоторого параметра состава и давления. В качестве параметра состава можно взять величину

n-2

L = S li.

Существуют и другие способы выбора параметра состава.

Естественно, что данные представления сильно упрощены

и, к сожалению, недостаточно обоснованы. Но пока только такие вынужденные приемы позволяют моделировать поведение реальных систем.

Пусть V — одна из величин yv(L, р), ^(L, р), Sv(L, р) и k(L, р). Формулы двумерной интерполяции получают в результате последовательного применения интерполяционных многочленов Лагранжа по переменным L и р. Окончательно имеем

U=A + B-L + Cp + D-L-p + E-L2 + Fp2 + G-Lp2 + H-L-p-Q-L2-u2, где коэффициенты A, B, C, D, E, F, G, H, Q имеют вид

B =

¦ Г

2, 3

3

_

-Q4

Ь2 1 Г1, 2 Ь3;

E =

- Г

2, 3

т*

С1 _ Г1, 3

С 2 1 Г1, 2 С 3;

C =

+

2, 3

а1 1 Г1, 3

а2 _ Г1, 2 а3;

D =

+

2, 3

Ь1 1 Г1, 3

Ь2 1 Г1, 2 Ь3;

H =

_ Г

2, 3

С1 1 Г1, 3

С 2 1 Г1, 2 С 3;

F =

= Г2, 3

а1 _ Г1, 3

а2 1 Г1, 2 а3;

G =

= Г2, 3

Ь1 _ Г1, 3

Ь2 1 Г1, 2 Ь3;

Q-

= Г2, 3

С1 _ Г1, 3

С 2 1 Г1, 2 С 3;

1

2

)(Т _

Г1)]-1; Г,

3 = [(Г2 _ Г1)(Г3 _

= [(Г,

_ ^3 _Т1)]_1

; Г2, 3 = 2 1 Г31,

г +

J1, 3 =

(Г + г

3

3

2 = 1 1 Г21, 2;

Г = Т Т Т • Г = Т Т ТГ = Т Т Т

2, 3 1j21j31j2, 3'    1, 3    2^ 1, 3' М, 2    2^1, 2'

где Г1Г2Г3 — интерполяционные узлы по параметру Т.

Коэффициенты а1, b1, с1, а2, b2, с2 и а3, b3, c3 определяют из уравнений

У(р1)= а1 + Ь1Г + с1Т2;

Щр2)=а2 + Ь2Г + С2Г2;

U (Р3)= а3+ ЬТ + С3Г2.

Рассмотренные задачи решаются методом конечных разностей. Изложим метод применительно к первой задаче (площадная модель). Алгоритм составляется по следующему плану. На первом этапе решают систему уравнений (8.30),

(8.31), в результате чего определяют поле скоростей G. Полученные значения р подставляют в уравнение (8.32) и с учетом равновесных фазовых соотношений решают его относительно насыщенности S; на последнем этапе также с учетом фа-382

концентраций l,, при этом G и S известны.

Вычислительный алгоритм основан на методах расщепления. Для уравнения (8.34) применяется метод продольнопоперечной прогонки. На первом полушаге решают уравнение

um+1/2 - ит

Л1ит+1/2 + Л 2ит = M1 ^U];

1    2    1    At

на втором полушаге tm+1/2t < tm+1 — уравнение

,,m+1 - .jm+1/2    Sm - ^m-1

hUm+1/2 + Л2um+1 = M1 i,j - i,j + M2 i,j - i,j ,

1    2    1    At    At

где Л1 и Л2 — операторы вида

ф, +1/2(U, +1j - U,,j ) - Ф,-1/2,j (U,j - Uj ) ф,,] + 1/2 (j +1 - u,,j ) - Ф,, j -1/2, j (ij - ui,j)

Л1и=hk

h x


л 2

Л 2U = h^

h 1


M1 = d{m[Y1S+Y2(1-S)]}/dp; M2 = d{m[Y1S+Y2(1-S)]}/dS;

2Ф t,j ф, ±1, j    2Ф t,j Ф i,j ±1

ф, ±1/2, j =—-—-; ф,] ±1/2 =

Ф;, j + Ф i ±1,j    Ф,] + Ф;, j ±1

Зная поле давления, вычисляют поле скоростей G и при помощи фазовых соотношений поле насыщенности S, соответствующее новым давлениям. Полученные значения G и S подставляют в уравнение (8.32) и выполняют расчет распределения насыщенности, вызванного эффектом переноса. Уравнение (8.32) решают методом расщепления. В направлении оси х разностная схема имеет вид

1 ( G F G )    [my 2(1 - S)]m+1/2 - [my 2(1 - S)]m . F, Q

~—(+1/2^!+1/2 - ri-1/2^1-1/2 I--77--+  -  ^1-

hx '    '    At    1 - F,

Значение F в промежуточных узлах вычисляют с учетом направления потока G;±1/2 по правилу

Fi, если Gi+1/2 > 0;

Fi +1, если Q+1/2 < 0;

F

1 i+1/2


B Fi, если Gi 1/2 < 0; ’,

f-1/2=L!    ¦-1/2 ; i    (8.46)

Ft-1, если G-1/2 > 0.

С учетом этих соотношений уравнение (8.46) можно записать в виде

I1 - xi+1/2 ) ! +1,—LGi+1/2 + xi-1/2 '    1 Gi-1/2 "

h h

= (1 -)[my 2(1-5)]m+1/2 ~[my 2(1-5)Г +    [my 1 + 5)m+1/2 -(my ^S)?

Af    Af

Полученное уравнение можно решать по явной схеме. В этом случае значения Fi и Fi+1 вычисляют как функции и расчет 5m+1/2 принимает форму рекуррентных соотношений. Более экономичны неявные схемы. Одна из них получается в результате замены:

.    .    Ш

I Fi+1 - Fi I / cm+1    5m\

5,+1 - 5, J (+1 - 5 ).

Аналогично заменяют Fi — Fi-1. Такие замены позволяют организовать схемы сквозного счета, которые реализуются методом прогонки. Более просты и экономичны неявные схемы бегущего счета.

Для перехода с (m+ -2)-го на (ш+1)-й слой совершенно

аналогично организуется счет в направлении оси у.

Методика построения разностной аппроксимации уравнения (8.27) и организации вычислительного процесса ничем не отличается от соответствующей методики для расчета насыщенности. Так, разностное уравнение в направлении оси у примет вид

(1 x    )(FG)    hm+1/2    im+1/2\, x /.m+1/2    im+1/2\

I1    Xi + 1/2 j\F1G)i + 1/2(' +1    [    )    +    Xi-1/2 (i    'i-1    )

,m+1/2    ,m    m+1/2    ,, ,.л

(kl)i    - (kl)


= \my 2(1 - 5 )].-li- (mY 15)

L    Ji    Af

Af    Af

В полученных уравнениях приняты следующие обозначения; h — шаг пространственной сетки между узлами i и i+ 1;

Af — шаг по времени; 1,±1/2 — ступенчатые функции, задаваемые соотношениями

{0, если G,±1/2 < 0;

1, если О1/2 > 0.

Аналогично с незначительными изменениями решаются профильная и плоскорадиальная гидродинамическая модели.

8.6. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ И МНОГОСТВОЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

8.6.1. ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Достигнутый научно-технический прогресс в новейших методах освоения скважин, в том числе путем создания искусственных магистральных трещин большой протяженности, а также техника и технология бурения горизонтальных и многозабойных скважин позволяют вводить в экономически выгодную разработку новые месторождения нетрадиционного свободного газа.

В последнее время в США стали разрабатываться нетрадиционные источники с проницаемостью до 0,01 или даже 0,001 мкм2, которые раньше считались непромышленными и нерентабельными. Они потребовали создания новых технологий в бурении, освоении, добыче и интенсификации притока газа в скважину. Нетрадиционные ресурсы природного газа уже сегодня становятся конкурентоспособными с нефтью и углем. При этом основное значение приобретают работы по превращению ранее считавшихся непромышленных залежей в промышленные с экономически выгодными и извлекаемыми запасами газа.

Из нетрадиционных источников ресурсы природного газа могут извлекаться полностью или частично. Границы между экономически выгодными и экономически невыгодными залежами, а также теми из них, освоение которых технически возможно и которые еще не могут быть освоены при современном научно-техническом уровне, сдвигаются очень быстро.

Очередность ввода в промышленную разработку нетрадиционных источников газа зависит от их экономической эффективности по сравнению с другими видами энергии. Первыми среди нетрадиционных источников стали осваиваться залежи природного газа, приуроченные к плотным низкопроницаемым коллекторам. Плотный коллектор представляет собой горную породу, насыщенную газом, с относительно низкими значениями пористости и проницаемости, и которая без использования методов интенсификации является непромышленным источником природного газа. В связи с этим возникает необходимость применения соответствующих технологий, обеспечивающих достижение извлекаемых запасов газа с рентабельными дебитами, при которых эта залежь становится экономически выгодной для разработки. По существу, при проектировании разработки месторождения с плотными коллекторами ставится вопрос о конструировании газового пласта с новыми фильтрационными параметрами, обеспечивающими заданные рентабельные дебиты и приемлемые коэффициенты газоотдачи.

Разработка месторождений с плотными низкопроницаемыми коллекторами характеризуется высокими депрессиями на пласт, ярко выраженной нестационарностью притока газа к скважинам, относительно низкой газоотдачей, необходимостью предотвращения самоглушения скважин при поступлении жидкости на забой и проведения больших работ по интенсификации притока газа к забою скважин. При этом методы интенсификации притока газа, применяемые в плотных коллекторах, предназначены не только для увеличения дебита газа, но и для повышения газоотдачи.

Чтобы получить наибольший дебит газа, производят вскрытие пласта раствором на нефтяной основе или с помощью газа или воздуха, в результате чего дебит увеличивается в 3 — 8 раз. С этой целью применяют также массированный гидроразрыв пласта (МГРП) с использованием метанола и в сочетании с солянокислотной обработкой. Наибольший интерес представляет создание магистральных трещин в пласте, бурение горизонтальных и многозабойных скважин.

Практическая сторона проблемы глубинного газа связана с возможностью ориентации энергетики на огромные ресурсы газа больших глубин.

Предполагается, что во всем мире объем добычи глубинного газа из плотных низкопроницаемых коллекторов к 2000 г. составит 10—14 %, а к 2020 г. — 20 — 25 %. Фактически уже в 1984 г. в США объем этого газа составил 10 % всей 386 добычи газа и продолжает расти, а их прогнозные ресурсы в 5 раз больше прогнозных ресурсов традиционного газа. В целом в США в последние годы, после снятия ограничений конгресса на цену природного газа, отмечается увеличение темпов развития газовой промышленности, опережающих другие отрасли энергетики и темпы роста газовой промышленности России.

Скважины сложной конфигурации, скважины с несколькими горизонтальными или наклонными забоями или трещинами или и теми, и другими находят все более широкое применение при освоении плотных низкопроницаемых коллекторов.

Наиболее эффективными средствами снижения затрат при разработке месторождений природных углеводородов и повышения продуктивности скважин в настоящее время являются создание одного или нескольких горизонтальных забоев или гидроразрывы пластов для создания искусственных трещин в призабойной зоне пласта (скважин) сложной конфигурации. Ниже излагается краткий анализ отечественного и зарубежного опыта бурения.

Разрабатываются теоретические основы газогидродинами-ки скважин с горизонтальным или наклонным, одним или несколькими забоями большой протяженности, с одним или несколькими искусственными или естественными трещинами с учетом реальных потерь давления по всему пути продвижения пластового флюида от пласта до подачи в транспортную систему, строятся математические модели поведения пласта и скважин сложной конфигурации в процессе разработки месторождения. Математические модели исходят из моделей элементарных потоков (элементов потока пластового флюида от контура питания до промыслового пункта подачи в транспортную систему). Эти модели объединяются в систему моделей (модель скважины или всего месторождения).

Для горизонтальных и многоствольных скважин еще в большей мере, чем для вертикальных, целесообразно применение технологий с предельным энергосберегающим дебитом QKr Их следует проектировать и сооружать, предусматривая с самого начала их работу в пределах QKr По-видимому, нет необходимости доказывать о нецелесообразности их конструирования, при котором заранее закладывать их работу по трехчленному закону, т.е. излишними потерями и всеми негативными, о которых говорилось выше, для вертикальных скважин. Для горизонтальных и сложных скважин значения Q будут огромными, и их можно рассчитывать, а негативные последствия его нарушения могут быть еще более значимыми. Следует подчеркнуть, что скважины сложной конструкции находят прогрессивно растущее применение, за ними будущее, и теория таких скважин весьма актуальна.

8.6.2. БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН

Горизонтальное бурение следует отнести к числу наиболее значительных технологических достижений нефтяной и газовой промышленности. Впервые бурение горизонтальных скважин (ГС) было запатентовано в прошлом веке, но на протяжении столетия этот метод применялся в весьма ограниченном масштабе для решения конкретных технических задач.

Установлено, что горизонтальные стволы, пробуренные на десятки и сотни метров вдоль продуктивных пород, многократно увеличивают полезную протяженность скважин, расширяют зону дренирования, увеличивают поверхность фильтрации и вскрывают значительное число крупных трещин и высокопроницаемых каналов по сравнению с обычными вертикальными скважинами.

Длина горизонтального участка горизонтальной скважины является важным фактором, влияющим на производительность, так как определяет суммарную площадь фильтрации. На практике длина такого участка колеблется от нескольких десятков метров до 1500 м. При увеличении длины горизонтального ствола появляются проблемы, связанные с бурением и заканчиванием скважины.

Большинство горизонтальных скважин имеют диаметр 216—100 мм или меньше.

Анализ развития горизонтального бурения показал, что лидером в этой области являются США. Общее число скважин, пробуренных с горизонтальными участками, составило в США в 1990 г. около 850. Районы наибольшей активности — штаты Техас и Сев. Дакота. Типичные горизонтальные скважины среднего радиуса имели длину горизонтального ствола около 850 м, горизонтальное смещение от точки набора кривизны до забоя составило 1250 м, общая длина ствола около 3000 м.

Наиболее активно также бурились горизонтальные скважины в Канаде, Дании, Австралии и Индонезии. Но несколько горизонтальных скважин пробурено в Аргентине, Китае, Омане, на Филиппинах.

В Западной Европе бурят горизонтальные скважины преимущественно на морских месторождениях.

В Африке уделяется большое внимание проводке горизонтальных скважин, чему способствует широкое распространение продуктивных пластов малой толщины, эксплуатация которых осложняется образованием водяных конусов.

В целом рост объемов горизонтального бурения будет значительно увеличиваться в США и Канаде. По некоторым оптимистическим оценкам, за 1990 — 2000 гг. будет пробурено около 50 тыс. горизонтальных скважин, причем 75 % их числа в США. Значительные усилия, прилагаемые для совершенствования техники и технологии бурения горизонтальных скважин, а также приобретаемый опыт позволяют достигать все более впечатляющих результатов. В 1990 г. в Зап. Австралии на месторождении Норт-Ренкин пробурена скважина с горизонтальным смещением в продуктивном пласте на 6184 м при глубине 3002 м. Добыча конденсата при этом увеличилась более чем в 3 раза.

Следует отметить также следующий аспект данной проблемы. Отдельные страны считают возможным пересмотреть свои перспективные, а также балансовые запасы. Можно думать также о создании нового подхода к методике разработки нефтяных и газовых месторождений при помощи различных вариантов размещения горизонтальных скважин.

Ряд компаний на территории США за счет внедрения горизонтальных скважин уже произвели переоценку извлекаемых запасов нефти, увеличив их вдвое, а запасы по газу увеличены в 5 раз. В ближайшие годы ожидается широкомасштабная ревизия доказанных запасов углеводородов всей страны с использованием горизонтальных скважин. Этому способствует также политика всевозможных поощрений с целью стимулирования новой методики эксплуатации месторождений. Это выражается в сокращении налогов, назначении премий, патентовании новых технологий и разработок. Так, например, в 1989 г. была разработана технология многозабойного радиального бурения горизонтальных скважин из ранее пробуренных вертикальных скважин таким образом, чтобы горизонтальные ответвления служили перфорационными каналами на любом заданном уровне вертикального ствола вдоль пласта-коллектора.

Предлагается разработать специальные правила, касающиеся сетки размещения горизонтальных скважин, процесса бурения и порядка заканчивания, а также режима последующей эксплуатации. К патентованию предложена новая технология размещения эксплуатационных горизонтальных скважин по треугольной сетке. В основу ее заложен единый узел, состоящий из трех горизонтальных скважин, одна из которых вскрывает продуктивный горизонт в его сводовой части, а две другие — в подошве. Кровельная скважина является эксплуатационной, две подошвенные — инжекционны-ми. Таким образом, закачка и добыча могут осуществляться одновременно.

В 1991 г. в США была опубликована методика ликвидации газопроявлений при горизонтальном бурении, а также метод прогнозирования пространственного положения стволов наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Период интенсивного развития эксплуатации месторождений с помощью горизонтальных скважин относят к 1986 — 1991 гг. За это время более 1000 нефтяных и газовых скважин увеличили свои дебиты на месторождениях Франции, Италии, Дании, Голландии, Канады, Ливии, Аргентины и др. В Северном море горизонтальное бурение широко развито для разработки месторождений с запасами на пределе рентабельности. По заявлениям отдельных экспертов, использование горизонтальных скважин в этих условиях является единственно возможным способом эксплуатации.

Проблемы экономической эффективности проводки горизонтальных скважин привлекают все более пристальное внимание по мере того, как этот способ переходит из экспериментального к промышленному.

По мере развития техники и технологии стоимость бурения значительно снизилась, и в среднем проводка горизонтальной скважины на 20 — 50 % дороже проводки обычной скважины.

При анализе затрат на бурение горизонтальной скважины следует также учитывать, что при разработке месторождений вертикальными скважинами их число будет гораздо больше, чем горизонтальных.

Газовые скважины с горизонтальными стволами впервые в б. СССР были пробурены в 1961 г. Это были три многоза-бойно-горизонтальные скважины на Расшеватском месторождении, сложенном низкопроницаемыми коллекторами.

Создание новых технологий и технических средств позволяет успешно бурить горизонтальные скважины. Наличие в них большой поверхности фильтрации позволяет осуществлять их эксплуатацию при законе Дарси или при очень высоких энергосберегающих дебитах, тем самым экономя энергию пласта.

Использование наклонных и горизонтальных скважин в первую очередь более эффективно, чем вертикальных, при незначительной толщине пласта, низкой проницаемости, наличии вертикальных трещин, подошвенной воды, нефтяной оторочки шельфовых месторождений и нерентабельных залежей в плотных низкопроницаемых коллекторах при их эксплуатации системой вертикальных скважин.

Методика расчета притока газа к горизонтальным и многозабойным скважинам, исходя из двучленного закона сопротивления, была предложена В.А. Киреевым и Ю.П. Коро-таевым еще в 1966 г.

Все горизонтальные скважины должны работать в пределах энергосберегающих режимов Q , которые иногда на порядок могут превышать соответствующие дебиты в вертикальных скважинах.

При наличии горизонтального ствола работы по интенсификации притока могут дать больший эффект, так как по длине горизонтального ствола можно, например, сделать несколько операций по гидроразрыву.

Целесообразность бурения горизонтальных скважин возникает и при разработке ограниченных линзовидных пластов, а также при вскрытии несцементированных и неустойчивых к разрушению пластов. Возможна наибольшая эффективность сооружения горизонтальных скважин на ПХГ.

Освоение новой техники и технологии бурения горизонтальных скважин позволило свести стоимость бурения горизонтальной скважины практически на уровень бурения вертикальной скважины.

Основной причиной, по которой горизонтальные скважины намного реже применяются в газовых залежах, является то, что проблема газоотдачи в большинстве случаев не столь остра, как проблема извлечения нефти.

Тем не менее в плотных коллекторах, там, где не удается получить сколько-нибудь заметных дебитов, рассматривается как наиболее перспективный метод [22, 24]. Известны описания применения горизонтальных скважин за рубежом для добычи газа из малорентабельных газовых месторождений [23].

Горизонтальное бурение для добычи газа применялось в угольных штатах США с применением специальных устройств. Длина горизонтального ствола достигла 600 м. Для мелких скважин бурили ротором, а для более глубоких — забойным двигателем. Способ разработки горизонтальными скважинами для повышения газоотдачи из девонских слабопроницаемых глинистых коллекторов предложен в США в сочетании с многократным гидроразрывом [24].

В целом бурение горизонтальных скважин в газовых месторождениях ведется теми же способами, что и в нефтяных.

Существенное снижение стоимости горизонтальных скважин достигается при модификации способа их бурения без обсаживания горизонтального ствола [20]. Это почти всегда делается в карбонатных породах, и допустимо в песчаниках, которые достаточно устойчивы. По данным работы [20], более 85 % горизонтальных скважин в карбонатных породах заканчиваются с необсаженным продуктивным стволом. В песчаниках можно использовать нецементируемые хвостовики с щелевидными отверстиями, которые также снизят стоимость проводки и в то же время укрепят стенки ствола.

На создание горизонтальных скважин тратится примерно в 2,5 раза больше времени, чем на создание вертикальной скважины.

8.6.3. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН

Особенности и преимущества применения горизонтальных скважин состоят в следующем [19, 20, 21 и др.]:

значительно повышаются энергосберегающие — рабочие дебиты и отбор нефти и газа;

создается новая геометрия дренирования пласта; более интенсивно растет производительность скважин при наличии вертикальных трещин;

повышается компонентоотдача маломощных пластов, даже когда толщина их не больше 6 м;

происходит интенсификация добычи нефти и газа и увеличивается газоотдача пластов;

увеличиваются сроки эксплуатации скважин без образования конусов воды и газа и, следовательно, уменьшаются сроки обводнения и прорыва газа из газовых шапок;

вследствие сокращения числа скважин, необходимых для разработки месторождений, снижается загрязнение окружающей среды и сохраняются экологически чистыми большие площади поверхности земли;

в эксплуатацию вовлекаются залежи, ранее считавшиеся промышленно нерентабельными из-за незначительных дебитов скважин (забалансовые запасы);

появилась возможность эффективно эксплуатировать газовые месторождения в плотных низкопроницаемых коллекторах;

становится рентабельной разработка низкопродуктивных, малорентабельных и неэкономических пластов при их освоении вертикальными скважинами, а также практически истощенных пластов. Последнее предстоит экспериментально подтвердить для Оренбургского месторождения.

Исследования, проведенные в течение последних лет, позволили разработать общие принципы применения горизонтальных скважин, основанные на критериях гидродинамической эффективности, включая энергосбережение.

В частности, было установлено (рис. 8.14):

1)    наименьшие потери кинетической энергии фильтрующегося пластового флюида имеют место при прямолинейном расположении цепочки горизонтальных стволов в виде галереи (см. рис. 8.14, а);

2) наименьшие потери давления в приствольной зоне обеспечиваются путем направления горизонтального ствола перпендикулярно плоскости расположения трещин в пласте (см. рис. 8.14, б). В случае хаотического (или заранее неизвестного) расположения плоскости трещин этот принцип требует применять горизонтальные скважины со взаимно перпендикулярными направлениями горизонтальных стволов (рис. 8.14, ,);

3)    при разработке месторождения должен, очевидно, соблюдаться и принцип равномерного дренирования залежи, требующий и соответствующего распределения горизонтальных скважин по площади (рис. 8.14, ,,);

4)    разработанные принципы гидродинамической оптимизации длины горизонтального ствола являются важнейшими для определения систем размещения горизонтальных скважин по площади (рис. 8.14, %о);

5)    принцип минимума потерь давления в горизонтальном и вертикальном стволах скважины реализуется путем бурения многозабойных скважин (рис. 8.14, е). В этом случае среднее падение давления в вертикальном стволе большого диаметра, приходящееся на один горизонтальный ствол, оказывается минимальным.

Гидродинамические принципы применения горизонтальных и многозабойных скважин:

принцип минимума потерь пластовой энергии флюида в пласте — прямолинейное (квазигалерейное) расположение скважин (см. рис. 8.14, а);

принцип минимума потерь пластовой энергии флюида в


Рис. 8.14. Общие принципы применения горизонтальных скважин:

а — минимум потерь давления в пласте (прямолинейное расположение); б, , — минимум потерь давления в приствольной зоне (при известной плоскости трещин); — равномерность дренирования и поля давления; % — оптимальная длина горизонтального ствола (!опт = 500 м — промышленные запасы; !опт = 700^1000 м — непромышленные запасы); е — минимум вертикальных стволов (однопластовая залежь); ж — минимум вертикальных стволов (многопластовая залежь)

приствольной зоне — направление стволов перпендикулярно трещинам (см. рис. 8.14, б, ,);

е    ж


принцип равномерного дренирования залежи (см. рис. 8.14, „);

принцип гидродинамической оптимизации длины горизонтального ствола (см. рис. 8.14, %);

принцип минимума потерь давления в горизонтальном и вертикальном стволах — реализуется путем бурения многозабойных скважин с вертикальным стволом большого диаметра (см. рис. 8.14, е);

принцип максимума газоотдачи промышленных и непромышленных запасов реализуется путем бурения разветвленных горизонтальных скважин, эксплуатируемых при предельном энергосберегающем режиме Окр.

Применение разветвленных горизонтальных скважин позволяет одновременно эксплуатировать промышленные и непромышленные залежи (рис. 8.14, ж).

Наиболее перспективной областью применения этих принципов являются:

низкопроницаемые коллекторы, запасы флюида в которых являются непромышленными, т.е. экономически невыгодными в случае применения вертикальных скважин. Применение горизонтальных скважин в этом случае позволяет перевести непромышленные запасы в категорию промышленных. Энергосберегающий дебит горизонтальной скважины при этом может превосходить дебит вертикальной при одном и том же устьевом давлении в десятки раз;

низкопроницаемые низкодебитные коллекторы, разработка которых вертикальными скважинами оказывается малорентабельной, а продукция неконкурентоспособной. В этом случае применение горизонтальных скважин позволяет увеличивать дебиты в 5—10 раз и и тем самым улучшить экономические показатели;

такие низкодебитные пласты, для которых дебит вертикальной скважины является малорентабельным даже в хорошо- или среднепроницаемых коллекторах;

неоднородные по простиранию и разрезу коллекторы. Применение горизонтальных скважин в этом случае значительно увеличивает вероятность вскрытия хорошо проницаемых и высокодебитных коллекторов;

коллекторы с подошвенной водой. Разработка коллекторов с подошвенной водой во многих случаях связана с подъемом конусов или языков воды, обводнением и выбытием скважин из эксплуатации. Применение горизонтальных скважин оказывается перспективным и для этих коллекторов, поскольку резко уменьшает градиенты давления в пласте, а тем самым и опасность конусообразования и обводнения.

С учетом существенного роста производительности горизонтальных скважин, увеличения газо-, конденсато- и нефтеотдачи и надежности технологии эксплуатации низкопродуктивных, маломощных, малоэффективных и нерентабельных залежей можно утверждать, что в будущем вертикальными скважинами будут разрабатываться только месторождения с большой толщиной и высокими коллекторскими свойствами пласта, т.е. будут применяться в исключительных случаях.

Сейчас можно говорить о том, что горизонтальные скважины являются не просто новым вариантом технологии по-396 вышения производительности, а новым способом разработки месторождений, постепенно вытесняющим способ эксплуатации вертикальными скважинами.

8.7. КОМПЛЕКСНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Все элементы газодобывающего комплекса, включая месторождение, залежь, скважины, промысловые сооружения, газопроводы и потребители, оказывают существенное взаимовлияние друг на друга через обратные связи. Эти специфические особенности газовой промышленности, обладающей значительной инерционностью и огромной инфраструктурой, как системы энергетики должны учитываться при проектировании разработки месторождений. На начальном этапе проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений осуществлялось на относительно небольшой период и без увязки с обустройством промыслов, транспортом газа по магистральным газопроводам и разработкой других месторождений. По существу, проектирование разработки заключалось в практически изолированном рассмотрении отдельно взятого месторождения. При этом определялись на заданные среднегодовые отборы газа из месторождения, рабочие дебиты по скважинам, число скважин, расположение их на структуре и срок ввода головной компрессорной станции. На основании этих данных создавались технические проекты обустройства газовых промыслов.

Исходя из предлагаемой авторами новой концепции разработки месторождений осуществляется и новый подход к комплексному проектированию разработки, при котором представляется целесообразным при проектировании разработки и опытно-промышленной эксплуатации отдельного месторождения все расчеты, включая определение числа и расположения скважин, производить на весь основной период разработки месторождения, исходя из энергосберегающих режимов работы скважин и промысловых сооружений, надежной их работы без осложнений и аварий и обеспечивая высокие коэффициенты газо- и конденсатоотдачи. Тем самым при проектировании обустройства его и выборе оборудования можно обеспечить надежные условия работы всего оборудования в течение всего периода разработки месторождения. В проекте выделяют очередность и периоды строительства и эксплуатации отдельных объектов, а также предусматривается время уточнения проекта. При этом для наземных сооружений на весь срок разработки составляется генеральная схема обустройства с указанием сроков и продолжительности строительства скважин и наземных сооружений и учитывая на это соответствующий лаг во времени. В процессе комплексного проектирования целесообразно рассмотрение ряда вариантов для выбора оптимального с точки зрения затрат и надежности работы всего комплекса сооружений в течение всего периода разработки месторождения.

Роль и значение комплексного проектирования неизмеримо выросли в связи с открытием и разработкой Оренбургского и Астраханского месторождений, где основной задачей разработки стало обеспечение стабильной работы газоперерабатывающих заводов с получением многих товарных продуктов.

Раздельное проектирование разработки газовых месторождений без рассмотрения принципиальной и технологической схемы обустройства газовых промыслов на весь или основной период эксплуатации приводит на практике к частым переделкам промысловых сооружений. На эти переделки затрачиваются значительные средства и создаются напряженные условия эксплуатации. Например, неравномерность нагрузки отдельных УКПГ на месторождении Медвежье и др.

Основная причина постоянных переделок газопромыслового оборудования состоит в том, что недостаточно увязаны условия работы скважин и наземных сооружений и расчеты в проектах разработки и обустройства производятся на ряд лет, иногда на 3 — 4 года, без рассмотрения дальнейшей перспективы работы месторождения. Продолжительность строительства объектов практически не учитывается при проектировании разработки, что создает трудности при его осуществлении. При системе раздельного проектирования разработки месторождения и принципиальной технологической схемы обустройства решения, принятые в проекте разработки, не подлежали изменению при рассмотрении и принятии решений по обустройству и, наоборот, в проектах разработки не учитывали специфические особенности обустройства несмотря на наличие между ними жестких связей.

При комплексном проектировании потребовалось для обеспечения оптимальных условий работы всей системы промысловых сооружений детальное рассмотрение гидродинамических, температурных режимов скважин, шлейфов, установок НТС, осушки и очистки газа и других сооруже-398 ний, в том числе и прочностных, и деформационных вопросов, влияние коррозии и др. Таким образом, при комплексном проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений и проектировании обустройства учитывается, что пласт, скважина, промысловые сооружения, магистральные газопроводы и потребители представляют собой единое и неразрывное целое. Поэтому при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений, кроме пласта и скважин, также рассматриваются принципиальные схемы обустройства и работы газопроводов с выдачей рекомендаций по этим вопросам для проектных и производственных организаций.

В процессе работы над проектом учитывается взаимосвязь работы отдельных звеньев рассматриваемой системы в течение всего периода разработки. Расположение и условия работы скважин увязаны с работой коллекторов, компрессорных станций УКПГ, УППГ и групповых пунктов сбора. Например, местоположение дожимных компрессорных станций определяется в зависимости от конфигурации газосборной сети и расположения групповых пунктов и установок по осушке. Расположение этих сооружений выбирается в зависимости от дебитов, расположения скважин и наличия тектонических нарушений и учета оседания земной поверхности. Например, применение энергосберегающих дебитов и опережающий ввод скважин в эксплуатацию могут не только улучшить условия их эксплуатации и работы пласта, но при этом значительно сократить расходы на сооружение дожимных компрессорных станций.

Обоснованный ответ на основную проблему разработки, а именно, выбор величины и темпов отбора газа с вновь открытых месторождений производится как с учетом темпа истощения, обеспечивающего оптимальные значения газо- и конденсатоотдачи данной залежи, так и существующей сети магистральных газопроводов и подключенных к ней уже эксплуатирующихся в настоящее время месторождений и вновь строящихся магистральных газопроводов. При этом рассматриваются условия работы группы эксплуатирующихся и подключаемых месторождений совместно с действующими магистральными газопроводами. При рассмотрении перспектив работы отрасли в целом и отдельного газоносного региона решается задача долгосрочного прогноза с учетом условий перевода потенциальных ресурсов газа в запасы промышленных категорий. Эта работа предшествует или входит в качестве первоначального этапа перед составлением комплексного проекта разработки каждого отдельного месторождения, что позволяет более обоснованно устанавливать и распределять отборы газа из месторождений и своевременно вносить коррективы и дополнения в составленные ранее проекты разработки уже подключенных к газопроводам месторождений.

В этом плане каждое месторождение рассматривается как укрупненная скважина и решается оптимизационная задача работы сложной системы магистральных газопроводов с притоком и расходом газа по пути от месторождения к потребителю. При долгосрочном прогнозе проводится детальный анализ прогнозных запасов, традиционных и нетрадиционных ресурсов газа и потребления газа, а также замены других видов топлива природным газом.

Наиболее простой случай решения этой задачи, когда имеется одно месторождение и один потребитель и между ними проложен газопровод данного диаметра. В этом случае рассматриваются гидродинамические и термодинамические условия работы этой системы во времени и определяются сроки ввода скважин, промысловых сооружений и местоположение линейных, головных и дожимных компрессорных станций. Исследуется неравномерность потребления газа в течение года, которая приобретает в последние годы все большую значимость, принимаются необходимые решения путем выбора отдельных месторождений для обеспечения надежного газоснабжения. Такой подход позволяет правильно определять на них необходимое число дополнительных скважин с учетом неравномерности потребления. В общем виде это произвольно расположенная группа месторождений и потребителей, и решается задача об условиях работы месторождений, о сооружении сети магистральных газопроводов и нахождении оптимальных условий работы всей указанной системы. В том числе и для всех газовых месторождений, закольцованной системы магистральных газопроводов вместе с подземными хранилищами и потребителями ЕСГ (рис. 8.15).

На проектирование разработки месторождений существенное влияние оказывают условия работы Единой системы газоснабжения страны.

Начало функционирования в стране Единой системы газоснабжения можно отнести к 1956 г., когда была организована газовая отрасль и были построены современные магистральные газопроводы: Саратов — Москва, Ставрополь — Москва, Дашава — Киев — Брянск — Москва. К моменту распада Советского Союза и образованию СНГ ЕСГ России представляла 400 собой сложную систему протяженностью 220 тыс. км, без которой немыслимо было бы функционирование всех основных видов промышленности. В последующем было осуществлено разделение ЕСГ на ряд участков по числу стран СНГ.

Как известно, под системой понимается совокупность выполняющих различные функции, но технологически взаимосвязанных подсистем и элементов, объединенных единой целью.

ЕСГ — это сложная развивающаяся система. В то же время она является самостоятельной частью Единой системы энергоснабжения. Для управления и успешного развития ЕСГ разделяется на подсистемы и элементы. Это деление должно подчиняться требованиям технологии и техники, экономики и управления, вытекающим из ее специфики.

Исходя из указанных выше позиций, ЕСГ делится на подсистемы: добычи; транспорта; хранения; распределения; использования газа.

Каждая из этих подсистем в свою очередь представлена отдельными элементами. В частности, подсистема добычи газа расчленяется на элементы:    залежь    (месторождение);

скважины; сбор газа; подготовка газа; ДКС, которые, в свою очередь, при решении отдельных вопросов можно рассматривать как самостоятельные.

Газотранспортная подсистема состоит из следующих элементов: линейная часть, компрессорные станции, газораспределительные станции, а также станции подземного хранения газа. Линейная часть, состоящая из системы трубопроводов, имеет также сложную многоуровневую структуру.

При такой тесной технологической взаимосвязи элементов системы ее совершенствование и развитие должны решаться комплексно. Любое технологическое изменение в одном из элементов неизбежно вызывает изменение условий работы других звеньев.

Расчленение ЕСГ не по технологическим, а по любым другим принципам приведет к ухудшению ее работы и, как следствие, к снижению показателей не только самой системы, но и всего народного хозяйства, поскольку удельный вес газа в топливном балансе страны более 51 % и продолжает расти.

Потребление газа, как уже говорилось, характеризуется крайней неравномерностью, определяемой большим числом факторов.

При этом в отличие от электросетей система подачи газа

Рис. 8.15. Единая система

газоснабжения России

инерционна и упругоемка. Она реагирует на управляющие сигналы не сразу, а от нескольких часов до нескольких суток.

Детальное рассмотрение условий эксплуатации действующей системы магистральных газопроводов совместно с подключенными к ней месторождениями позволяет обеспечить большую надежность газоснабжения, необходимое регулирование подачи газа в газопроводы и потребления при автоматизации и телемеханизации системы с управлением ею с единого диспетчерского пульта.

Можно рекомендовать следующую методику и поэтапность решения задачи комплексного проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Величины отбора газа из провинций на перспективу устанавливаются исходя из имеющихся и предполагаемых к открытию месторождений, включая перевод части традиционных прогнозных ресурсов в промышленные запасы по методике (см. гл.

3), предложенной авторами настоящей работы, и размеров потребления газа. В соответствии с этим прогнозируется работа действующих и строительство новых крупных газовых магистралей. Исходя из принятых основных направлений газовых потоков и режимов работы действующих и строящихся магистральных газопроводов и известного потребления газа, рассматривается задача о распределении отборов газа между месторождениями, входящими в данную провинцию, при рассмотрении каждого из них в виде укрупненной скважины. Далее составляются комплексные проекты разработки для группы и отдельного месторождения с учетом условий работы других месторождений. При этом характер и существо комплексного рассмотрения для каждого месторождения выбирается исходя из конкретных особенностей месторождений и наличия условий инвестиций. При долгосрочном прогнозе развития отрасли к традиционным добавляются нетрадиционные ресурсы свободного газа, приуроченные к плотным низкопроницаемым коллекторам, имеющие практически региональное распространение.

Особенностью работы газовых и газоконденсатных месторождений, скважин и наземных сооружений при разработке без поддержания давления является изменение основных технологических параметров во времени, не только изменение дебитов, давлений и температур, но и развитие деформационных процессов в пласте и скважинах. Это обстоятельство учитывается в комплексных проектах разработки не только для пласта и скважин, но и для наземных соору-404 жений, где, в частности, в местах глубоких деформаций и тектонических нарушений не рекомендуется как строительство скважин, так и основных промысловых объектов.

Комплексные проекты разработки газовых и газоконденсатных месторождений составляются на основной или на весь период разработки на основе адаптированной геологогазодинамической компьютерной модели неоднородного пласта, построенной на базе полного комплекса исследований и данных эксплуатации. В проекте рассматриваются газодинамические, деформационные и термодинамические характеристики пласта и скважин, технологии проводки и закачивания скважин, конструкции забоя, ствола и устья, интенсификации притока газа, средств по борьбе с коррозией, условий работы скважин, коллекторов, сепараторов, УКПГ, НТС, холодильных машин, газоперерабатывающих заводов, газосборных сетей, дожимных и головных компрессорных станций, установок по осушке и очистке газа. При этом главным становится исследование характера изменения условий работы каждого из указанных элементов в течение всего или основного периода разработки месторождения. К основным показателям также относится изменение дебита газа и конденсата и воды во времени; в том числе расчеты выделения воды и конденсата на всем пути движения газа и условия гидратообразования в скважинах и наземных сооружениях в процессе разработки месторождения.

Основное отличие рассмотрения вопросов обустройства в комплексном проекте разработки от технических проектов обустройства, выполняемых проектными институтами, состоит в том, что здесь рассматривают основные принципиальные генеральные и технологические схемы и выдаются основные рекомендации на базе последних достижений и научно-технического прогресса (например, более глубокое извлечение всех компонентов, входящих в состав природного газа). При этом главное внимание обращается на учет взаимовлияния отдельных элементов и обеспечение надежных условий работы подземных и наземных сооружений во времени без осложнений и аварий как единого технологического целого — работы пласта — скважины — наземных сооружений — потребителей в течение основного периода разработки месторождения.

При комплексном решении разработки группы газоконденсатных месторождений для единой водонапорной системы рассматривается взаимодействие месторождений в процессе их разработки.

Анализ работы группы месторождений, входящих в газоносную провинцию неравномерности потребления газа, позволил авторам предложить создание и выделение месторождений-регуляторов подачи газа в магистральные газопроводы, на которые возлагаются функции гашения неравномерности потребления газа как на случай непредвиденных обстоятельств, так и частичного гашения сезонной неравномерности потребления газа. Создание таких месторождений-регуляторов позволило стабилизировать условия работы всех остальных месторождений, входящих в провинцию, и обеспечить надежную подачу газа в магистральные газопроводы.

Повышение надежности функционирования ЕСГ может быть обеспечено за счет создания месторождений — регуляторов подачи газа в основном, главном газодобывающем регионе на севере Тюменской области с функциями ПХГ. При создании месторождений-регуляторов в этом регионе, работающих при переменном режиме работы скважин вплоть до их остановки на определенный период времени, расчет должен проводиться с учетом влияния криолитозоны, изменения ореолов протаивания, образования гидратов, недопущения негативных последствий по прочностным характеристикам скважин. Вместо длительных остановок скважин целесообразен их перевод на один из энергосберегающих регионов, обеспечивающих безгидратную эксплуатацию.

В условиях упруговодонапорного режима с целью повышения газо- и конденсатоотдачи в условиях неоднородного пласта по вертикали и площади большое внимание уделяется оптимальному расположению скважин на структуре для каждого месторождения и порядку ввода отдельных объектов. Предусматривается пообъектная эксплуатация с последовательной отработкой залежи, с равномерным стягиванием водяного контура и отдалением срока обводнения скважин.

Продвижение воды в газовых и газоконденсатных месторождениях потребовало проведения постоянных наблюдений и детальных исследований скважин и месторождений в целом. С этой целью на месторождениях предусматривается как бурение специальных наблюдательных скважин, так и перевод обводнившихся эксплуатационных скважин в пьезометрические и анализ условий эксплуатации скважин. При этом для определения параметров пласта и оценки положения газоводяного контакта наряду с использованием радиоактивных методов каротажа применяются исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации, которые 406 позволяют отбивать положение зон выклинивания и расстояние от скважин до газоводяного контакта. Оценивается неоднородность продуктивных горизонтов, что позволяет в процессе эксплуатации выявить пропластки, по которым предполагается опережающее продвижение воды в газовую залежь.

В комплексных проектах разработки месторождений, в газе которых содержатся агрессивные компоненты, рассматриваются условия коррозии и средства борьбы с коррозией газопромыслового оборудования. При этом для своевременного выбора эффективных средств борьбы с коррозией выявляется характер агрессивной среды в газе еще на стадии разведки, до ввода месторождения в разработку.

Особое внимание рекомендуется уделить исследованию разрушения пласта, установления интервалов и количества выносимой из них породы и установления фактических интервалов, поступления газа в скважину путем проведения специальных акустико-гидродинамических исследований и с помощью глубинных дебитомеров и термометрии.

Для каждого месторождения в комплексном проекте предусматриваются оптимальные конструкции скважин, обеспечивающие надежность их эксплуатации в течение всего срока разработки.

Первые комплексные проекты разработки были выполнены во ВНИИГАЗе и на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина для Шебелинского месторождения (руководитель проекта Ю.П. Коротаев) и группы месторождений Краснодарского края (руководители проекта Ф.А. Тре-бин, Ю.П. Коротаев, П.Т. Шмыгля).

Методика комплексного проектирования получила широкое распространение в научно-исследовательских институтах отрасли и была внедрена практически на всех газовых и газоконденсатных месторождениях СНГ и России, в том числе на гигантах севера Тюменской области, Прикаспия, Туркмении, Украины, Казахстана, Узбекистана, таких как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Оренбургское, Астраханское, Советабадское, Газли, Зеварды, Крестищенское, Карачага-накское, Шатлык и др. Это способствовало экономии средств при практическом освоении месторождений, начиная с этапа разведки и кончая их обустройством.

ВНИИГАЗ и другие научно-исследовательские организации широко применяют методику составления комплексных проектов разработки или комплексных проектов опытнопромышленной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Таким образом, изложенный новый подход к разработке и комплексное проектирование позволили поднять на более высокий научный уровень разработку газовых и конденсат-ных месторождений и представляют собой новый этап в теории и практике проектирования разработки. Комплекс энергосберегающих технологий добычи природного газа, обеспечивающих ее надежность и повышение газо- и конденсатоотдачи недр, дает большой экономический эффект, позволяет уменьшить количество аварий, предусмотреть заранее необходимую перестройку отдельных звеньев промысловых объектов для получения максимального эффекта от их работы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 8

1.    Коротаев Ю.П., Гуревич Г.Р., Леонтьев И.А. Долговременное обеспечение потребителей конденсатным сырьем //Газовая промышленность. — 1977. — № 4.

2. Гриценко А.И., Зотов Г.А., Санжатов Б.Х. Основные принципы проектирования газохимических комплексов //Проблемы эксплуатации газовых скважин на месторождениях с осложненными горно-геологическими условиями. — 1980.

3. Состояние и повышение эффективности разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения /А.И. Гриценко, Р.И. Вяхирев, О.Ф. Худяков и др. //Проблемы добычи газа (на примере разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения.— 1979.

4. Состояние и повышение эффективности разработки ОГМ/А.И. Гриценко, О.Ф. Худяков, Г.А. Зотов и др. //Разработка и эксплуатация ОГМ. — 1 980.

5. О состоянии дренирования и методов борьбы с обводнением основной залежи Оренбургского месторождения //Эксплуатация месторождений сероводородосодержащих газов — 1980.

6.    Комплексные промысловые исследования на Оренбургском месторождении //Обзор. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — 1980. — Вып. 3.

7.    Разработка месторождений с большим этажом газоносности / Г.В. Рассохин, Г.Р. Рейтенбах, Н.Н. Трегуб и др. — М.: Недра, 1984.

8.    Галимов А.К. Двумерная модель газовой залежи и расчет продвижения воды //Разработка месторождений, промысловая и заводская обработка газа, транспорт газа. — 1974. — Вып. 1. — Ч. 1.

9. Вяхирев Р.И., Галимов А.К., Леонтьев И.А. Моделирование процессов регулирования продвижения пластовой воды на Оренбургском месторождении //РИ, Сер. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. — 1982. — Вып. 2.

10.    Галимов А.К. К методике расчета процессов вытеснения газа водой в слоистых пластах с учетом их капиллярно-гравитационного воздействия //Проблемы эксплуатации газовых скважин на месторождениях с осложненными горно-геологическими условиями. — М., 1980.

11. Галимов А.К., Леонтьев И.А. Механизм макрозащемления газа в слоистых пластах с зональной неоднородностью //Газовая промышленность. — 1982. — № 1.

12.    Моделирование разработки Астраханского газоконденсатного месторождения /А.К. Галимов, И.А. Леонтьев, И.Г. Степанова и др. //Теория и практика разработки газовых и газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. — 1987.

13. Галимов А.К., Леонтьев И.М. Саврасов Б. А. О влиянии состава газа на продуктивность скважин в упругодеформируемых пластах //Особенности разработки глубокозалегающих месторождений природного газа. — 1982.

14. Механика насыщенных пористых сред /В.Н. Николаевский, К.С. Бас-ниев, А.Т. Горбунов и др. — М.: Недра, 1970.

15. Басниев К.С. Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты. М.: Недра, 1986.

16. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П. Принципы освоения Прикаспийских залежей //Газовая промышленность — 1985. — № 11.

17. Маргулов Р.Д., Вяхирев Р.И., Леонтьев И.А. Гриценко А.И. Разработка месторождений со сложным составом газа //Нефть и газ. — 1995.

18. Методический подход к выбору объектов для сайклинг-процесса на Карачаганакском месторождении /И.А. Леонтьев, М.Я. Зыкин, В.К. Грачев и др. //Газовая промышленность. — 1988. — № 2.

19. Жианнезини Д.Ф. Причина широкого распространения горизонтального бурения //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1983. — № 3.

20.    Краузе Ф.К. Увеличение запасов нефти за счет горизонтального бурения: Пер. с англ. World Oil, О^оЬег, V209, № 4. 1989. Фонды ВНИИЭГаз-прома.

21. Сургучев М.Л., Табаков В.П., Киверенко В.М. Состояние и перспективы применения горизонтальных скважин для разработки.

22.    Kruse D. Where are equipment prices headed, Drilling. V50, № 4, 1989.

23. Использование горизонтальных скважин для добычи газа в Канаде: Пер. с анг.-Nocen Test Horizontal for Gas Recovery. Enchanced Recovery week, 24/IV, 1989. Фонды ВНИИЭГазпрома.

24. Ненахов В.А., Кравцов А.Н., Царев В.П. Методы добычи газа из плотных низкопроницаемых пород. — М.: изд. ВНИИЭГазпром, 1989.

25.    Hatten J. Lateral Drilling. Ein Komplettierun-gasverfaher. Brdoi-Erdgas-Kahle, 1986, V. 107, № 7-8, p. 338-241.

26. Стокли К.О. Повышение эффективности горизонтального бурения в трещиноватых карбонатах //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1991. — № 10.

27. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. — М.: Недра, 1968.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИГ Л А В А    МЕ ПЕРЕКАЧКИ

8.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ


ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА

После того, как выбрана трасса нефтепровода и определена его протяженность, переходят к технологическим расчетам.

Задачей технологических расчетов является вы1бор технологических параметров проектируемой системы. В эту задачу входит, в частности, решение следующих вопросов:

выбор диаметра нефтепровода и числа перекачивающих станций;

определение мест размещения перекачивающих станций; расчет режимов эксплуатации нефтепровода.

Первая из этих задач решается в три этапа. Сначала осуществляются многовариантные технологические расчеты нефтепровода при известных диаметре (диаметрах) магистрали и числе перекачивающих станций. Затем выполняется экономическая оценка стоимости (капитальных вложений и эксплуатационных затрат) каждого из рассмотренных вариантов и, наконец, на основе того или иного критерия оптимальности выбирается наилучший вариант из возможных.

Вторая задача решается на основе результатов техникоэкономической оптимизации, выполненной на предыдущем этапе, и информации о районе пролегания нефтепровода, в частности, наличии населенных пунктов, подъездных дорог, линий электропередач и т.п.

Третья задача решается после конкретизации параметров нефтепровода, полученной на первых этапах технологического проектирования, в частности, после выбора конкретного оборудования, устанавливаемого на линейной части и перекачивающих станциях. В расчет режимов эксплуатации нефтепровода входят уточненные (поверочные) расчеты пропускной способности нефтепровода как в номинальных, так и в нерасчетных условиях; определение давлений до (в линиях всасывания) и после (в линиях нагнетания) перекачивающих станций; решения вопросов о необходимости регулирования режимов перекачки.

Для технологических расчетов нефтепровода необходима информация о производительности и протяженности нефтепровода, располагаемом насосном и регулирующем оборудовании, характеристиках труб, в частности, об ограничениях на максимально допустимые давления, о стоимостях основного и вспомогательного оборудования, стоимости строительно-монтажных работ и т. д. Задание на проектирование составляют в соответствии с требованиями СНиП 1.02.01 —85. Это задание должно содержать:

наименования начального и конечного пунктов нефтепровода;

грузопоток в нефтепроводе (млн т/год) при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам;

перечень нефтей (или их смесей), подлежащих транспортировке с указанием их свойств: плотности, вязкости (при двух значениях температуры), упругости насыщенных паров, температуры застывания и т.п. (см. табл. 4.1);

перечень пунктов сброса и подкачек нефтей с указанием их объемов по сортам;

условия поставки, приема и отгрузки; рекомендации по организации управления и т.п.

Т а б л и ц а 8.1

Параметры магистральных нефтепроводов

Грузопоток, млн т/год

Диаметр наружный, мм

Рабочее давление, МПа (атм)

0,7-1,2

219

8,8-9,8 (90-100)

1,1-1,8

273

7,4-8,3 (75-85)

1,8-2,2

325

6,6-7,4 (67-75)

2,2-3,4

377

5,4-6,4 (55-65)

3,2-4,4

426

5,4-6,4 (55-65)

4-9

530

5,3-6,1 (54-62)

7-13

630

5,1-5,5 (52-56)

11-19

720

5,6-6,1 (58-62)

15-27

820

5,5-5,9 (56-60)

23-50

1020

5,3-5,9 (54-60)

41-78

1220

5,1-5,5 (52-56)

Нормативная годовая продолжительность (в сутках) работы магистральных нефтепроводов

Протяженность, км

Диаметр нефтепровода, мм

До 820 (включительно)

Свыше 820

До 250

Свыше 250 до 500 Свыше 500 до 700 Свыше 700

П р и м е ч а н и е. В скобках ных условий прохождения нефт( ные участки), если только в этих протяженности трубопровода.

357 356 (355)

354 (352)

352 (350)

указаны значения па зпроводов (заболочен условиях находится н

355 353 (351)

351 (349)

349 (345)

раметров для сложная местность, горе менее 30 % общей

Пропускная способность нефтепровода определяется по грузопотоку и числу рабочих дней с учетом затрат времени на техническое обслуживание нефтепровода, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений, а также на опорожнение и заполнение резервуаров (табл. 8.1, 8.2).

Пропускная способность нефтепровода определяется умножением суточной пропускной способности на коэффициент кп, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе его эксплуатации.

Для однотрубных (однониточных) нефтепроводов кп ^ ^ 1,07; для параллельных двухтрубных (двухниточных) нефтепроводов, образующих единую систему, кп ^ 1,05; для нефтепромысловых магистралей кп ^ 1,10.

8.2. УРАВНЕНИЕ БЕРНУЛЛИ ДЛЯ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА

В основе гидравлических расчетов участка трубопровода, по которому осуществляется перекачка нефти (рис. 8.1) лежит хорошо известное уравнение Бернулли:

$+ / - (-^ +    z2'    =    (8.1)

%pg ) %pg (

в котором pj, p2    —    давление    в    сечениях хь х2    нефтепровода,

соответственно;    z1,    z2    —    высотные    отметки    этих    сечений, а

h1-2 — потери напора на участке [i1, i2] трубопровода. Отношение p/pg называется пьезометрическим напором, а величина zгеометрическим напором в сечении x трубопровода. Обе величины измеряются в метрах.

tfc

-L

x2 X

Рис. 8.1. К гидравлическому расчету участка нефтепровода

Потери напора h1—2 на участке 1—2 нефтепровода состоят из двух частей:

h1 —2    =    hT + h м-

(8.2)


Первая из них называется потерей напора на трение, (она выражает потери механической энергии за счет сил внутреннего трения слоев вязкой нефти друг о друга), вторая - потерей напора на преодоление местных сопротивлений (сужений, поворотов, задвижек и т.п.).

Потери напора hT (м) на трение рассчитывают по формуле

(8.3)

называемой формулой Дарси — Вейсбаха. В этой формуле и — средняя по сечению скорость перекачки (u = 4Q/nd2); d — внутренний диаметр трубопровода; L1—2 = х2х1 — длина участка трубопровода между рассматриваемыми сечениями х1 и х2; X — коэффициент гидравлического сопротивления.

Потери напора hm (м) на преодоление местных сопротивлений рассчитывают по формуле

в которой Zj - коэффициенты местных сопротивлений, а суммирование осуществляется по всем сопротивлениям, имеющимся на участке 1-2.

Иногда наличие местных сопротивлений в магистральном нефтепроводе учитывают огрубленно, полагая, что потери напора на местных сопротивлениях составляют примерно

2 % от потерь напора на трение, т.е. принимают, что hH = = 0,02^. В этом случае полные потери напора h1-2 на участке нефтепровода между сечениями х1 и х2 вычисляются по формуле

h1 2 = 1,02XL=2-"2.    (8.5)

d 2g

Если учесть, что коэффициент X гидравлического сопротивления зависит (через число Рейнольдса) от скорости перекачки и, значит, от пропускной способности трубопровода, то уравнение Бернулли (8.1) с учетом формул (8.2)-(8.4), записанное в форме

+ (Z1 - z2) = XL1-2    +    yZ    ,

(8.6)


pg    d 2pg y^j pg

является соотношением, связывающим давления в сечениях 1 и 2 со скоростью перекачки, а следовательно, и с ее расходом Q = und2/4.

Пример. Давление рн в начале 100-км участка нефтепровода (zm = 75 м) равно 55 атм., а давление рк в его конце (zK = 25 м) — 3 атм. Определить давление р, в промежуточном сечении х, = 40 км, если известно, что z, = = 100 м, а плотность перекачиваемой нефти p = 870 кг/м3.

Решение. Находим напоры в начале Н1 и в конце Н2 участка:

Н1 =    zm    +    р^^/pg    = 75 +    55-0,981-10V(870-9,81) а 707,2 м;

Н2 =    zI    +    рI/pg    = 25 +    3-0,981-105/(870-9,81) а 59,5 м.

Поскольку линия гидравлического уклона представляет собой прямую, то напор Н, в промежуточном сечении х, = 40 км находится линейной интерполяцией напоров Н1 и Н2:

H-Н =    ^ Н,-707,2 = J0 ^ Н, а 448,1 м.

Н2 - Н1    L-0    59,5-707,2    100

Находим давление р, в промежуточном сечении: р, = pg(H, - z,) = 870-9,81-(448,1 - 100) а 2,97-106 Па,

что соответствует 2970000/98100 » 30,3 атм.

8.3.1. БАЗИСНЫЕ ФОРМУЛЫ

Для расчета коэффициента X = X(Re, е) гидравлического сопротивления можно использовать следующие формулы:

если число Рейнольдса Re = ud/v < 2320, то течение нефти — ламинарное, для него

X = б!

Re


(формула Стокса).    (8.7)

Ламинарное течение может реализоваться для высоковязких нефтей, течение которых характеризуется относительно небольшими числами Рейнольдса;

если 2320 < Re < 104, то режим течения нефти — переходный турбулентный

X = R-(1 - Y) + у

(8.8)


Re

где Y =    1 —e—0,002(Re—2320> — так называемый коэффициент

перемежаемости;

если 104 < Re < 27/е1,143 (А — абсолютная шероховатость; е = А/d — относительная шероховатость внутренней поверхности трубопровода), то течение нефти происходит в развитом турбулентном режиме, в зоне так называемых гидравлически гладких труб (коэффициент X не зависит от шероховатости)

X = 0,3164


(формула Блазиуса);    (8.9)

если 27/е1,143 < Re < 500/е, то течение нефти происходит в зоне так называемого смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления можно вычислить, например, по формуле

1/4

Л А..!    64    '

X = 0,11i е + — I

% Re (


(формула Альтшуля);    (8.10)

если Re > 500/е, то течение нефти происходит в зоне квадратичного трения (так как если X не зависит от скорости течения, то потери напора пропорциональны квадрату скорости течения)и

(формула Шифринсона).    (8.11)

к _ 0,11s1


Пример 1. Найти коэффициент гидравлического сопротивления и потери напора на трение при перекачке по нефтепроводу диаметром d = = 0,361 мм (А = 0,15 мм) и протяженностью 125 км нефти (р = 870 кг/м3, v = 9 сСт) с расходом 400 м3/ч.

Решение. Находим скорость перекачки и число Рейнольдса:

u = 4Q/S = 4-400/(3600-3,14-0,3612) а 1,086 м/с;

Re = ud/v = 1,086-0,361/(9-10-6) а 43560.

Отсюда видно, что для вычисления к следует воспользоваться формулой Блазиуса (8.9):

1 _ 0,3164 _ 0,0219.

^43560

Наконец, по формуле (8.3) находим потери напора на трение на участке нефтепровода:

.    „„„,„1250001,0862

hT _ 0,0219--1- _ 455,8 м.

0,361 2-9,81

Если перевести полученный результат в потери давления (Ар = pghT), то они составят примерно 39,7 атм.

Пример 2. Найти коэффициент гидравлического сопротивления и потери напора    на    трение    при перекачке    по    трубопроводу    диаметром    d    =

= 0,800 мм (А    =    0,15 мм)    и    протяженностью    125 км нефти    (р    =    840    кг/м3,

v = 2,6 сСт) с расходом 2000 м3/ч.

Решение. Находим скорость перекачки и число Рейнольдса:

u = 4Q/S = 4-2000/(3600-3,14-0,82) а 1,11 м/с;

Re = ud/v = 1,11 -0,8/(2,6-10—6) а 341540.

Отсюда видно, что для вычисления к следует воспользоваться формулой Шифринсона (8.11):

1/4

,    „. .1 0,15'    ...,

к _ 0,11|-1    _ 0,013.

% 800 )

Наконец, по формуле (8.3) находим потери напора на трение на участке трубопровода:

125000 1112 _ 0,013-    1,11 а 127,6 м.

0,800 2-9,81

Если перевести полученный результат в потери давления Ар = pghа, то они составят Ар = 840-9,81-127,6/98100 а 10,7 атм.

8.3.2. ФОРМУЛЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В ПРОЕКТНОЙ ПРАКТИКЕ

Для выбора коэффициента гидравлического сопротивления X в проектных организациях используются также правила и формулы, откорректированные практикой эксплуатации нефтепроводов. Эти правила и формулы таковы:

при Re < 2000 для X используется формула Стокса (8.7); при 2000 < Re < 2800 для X используется формула

X = (0,16 Re - 13) -10-4;    (8.12)

при 2800 < Re < Re, для X используется формула Блазиуса (8.9);

при Re > Re, для X используется формула X = л + -1L,    (8.13)

VRe

где Re,, Л - константы (табл. 8.3).

Т а б л и ц а 8.3

Значения констант Re, и Л

Внешний диаметр нефтепровода, мм

Re,

Л

530

73000

0,0130

630

90000

0,0126

720

100000

0,0124

820

110000

0,0123

920

115000

0,0122

1020

120000

0,0121

1220

125000

0,0120

8.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ УКЛОН

Прямая АБ, представляющая зависимость полного напора Н от координаты х вдоль оси трубопровода, Н(х) = z(x) + p(x)/pg (см. рис. 8.1), называется линией гидравлического уклона. Абсолютное значение тангенса угла а ее наклона к горизонтали называется гидравлическим уклоном:

i = -= \tg а| = X1"2; i = i(Q).    (8.14)

dx    d    2g

Гидравлический уклон - это безразмерная величина, характе-200

ризующая быстроту падения напора в рассматриваемом нефтепроводе. Гидравлический уклон для данного нефтепровода зависит от расхода Q перекачки, при этом чем больше Q, тем быстрей уменьшается напор, тем больше значение гидравлического уклона i.

Величина 1000i дает падение напора в метрах на 1 км пути. Так, например, гидравлический уклон i = 0,003 означает падение напора 3 м на 1 км пути, а i = 0,00075 — падение напора 0,75 м на 1 км пути и т.д.

Пример. Определить гидравлический уклон участка нефтепровода (D = = 820 мм, S = 10 мм, А = 0,2 мм), перекачивающего нефть (v = 5,5 сСт), с расходом 2500 м3/ч. Как изменится гидравлический уклон, если с тем же расходом по участку будут перекачивать более вязкую нефть (v = 15 сСт)?

Решение. Гидравлический уклон рассчитывается по формуле (8.14). Имеем:

d = D — 2S = 0,820 — 0,020 = 0,800 м; е = А/d = 0,2/800 а 0,00025; и = 4Q/S = 4-2500/(3600-3,14-0,82) а 1,382 м/с;

Re = ud/v = 1,382-0,8/(5,5-10—6) а 201000;

X = 0,11 е1/4 = 0,11-0,000251/4 а 0,014;

1    1 38?2

i = 0,014---—- а 0,0017, т.е. 1,7 м на 1 км трубопровода.

0,800 2-9,81

Если бы по нефтепроводу перекачивали более вязкую нефть, то число Рейнольдса было бы равно ^ 73700. Коэффициент гидравлического сопротивления X, вычисленный по формуле Альтшуля, был бы равен

X = 0,11(0,00025 + 68/73700)1/4 а 0,020;

i = 0,020-1/0,8-1,3822/(2-9,81) а 0,0024, т.е. 2,4 м на 1 км трубопровода.

8.5. УРАВНЕНИЕ БАЛАНСА НАПОРОВ ДЛЯ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА

Начальный напор Н1 в линии нагнетания перекачивающей станции складывается из трех составляющих, (см. рис. 8.1):

H = Z1 + ^ = Z1 + Лп + НCT(Q), pg

где Лп — подпор перед станцией (напор в линии всасывания станции); HCT(Q) — дифференциальный напор станции (т.е. напор, создаваемый насосами станции). Последний зависит от пропускной способности Q нефтепровода и определяется, главным образом, (Q —Н)-характеристиками насосов, их типом и числом, а также характеристиками трубопроводной обвязки станции.

Напор Н2 в конце участка нефтепровода складывается из двух составляющих: геометрического напора z2 и конечного напора hK = р2/pg:

Н2 = z2 + р2^ = z2 + hK.

Уравнение Бернулли (8.1), записанное для начального и конечного сечений участка нефтепровода, имеет вид:

Н1    Н2    h1 —2    hT + hм;

7 2 71-2    u

[z1    +    hп    +    HCT(Q)] -    [z2    +    hK]    _    1,02k^—

d 2g

или

hп + Hст(Q)_ hK +(z2 - z1) + h1-2(Q)*

(8.15)


Это уравнение называется уравнением баланса напоров

для участка нефтепровода. Оно служит для определения расхода Q перекачки. В левой части уравнения стоит пьезометрический напор _Ьп + Нст^), имеющийся в начале нефтепровода, в правой — сумма двух противонапоров hK + (z2 — z1) и потерь h1-2(Q) напора на рассматриваемом участке. Иными словами, уравнение (8.15) означает, что имеющийся в начале участка нефтепровода напор компенсирует противонапоры и потери напора из-за работы сил вязкого трения слоев нефти друг о друга.

На рис. 8.2 представлена графическая интерпретация уравнения (8.15).

На плоскости переменных (Q, H) изображены графики левой и правой частей уравнения (8.15), называемых соответственно:

кривая Н = hп + Нст^) — (Q — H)-характеристикой перекачивающей станции;

кривая Н = hK + (z2 — z1) + h1-2(Q) — (Q — Щ-характе-ристикой участка нефтепровода.

Координаты точки M(Q,, H.) пересечения этих кривых, называемых еще совмещенными (Q — Щ-характеристиками перекачивающей станции и участка нефтепровода, дают графическое решение уравнения (8.15). Абсцисса Q, точки M есть решение уравнения (8.15), а ее ордината H, = H(Q.) определяет напор на выходе станции. Точка M называется ра-

Рис. 8.2. Совмещение (Q - Н)-характеристики участка нефтепровода 1 и перекачивающей станции 2

бочей точкой системы трубопровод - перекачивающая станция.

Притер. По участку нефтепровода (L = 125 км; D = 530 мм; 6 = 8 мм; А = 0,25 мм) ведется перекачка нефти (p = 870 кг/м3, v = 9 сСт) двумя центробежными насосами НМ 1250-260, соединенными последовательно, так что их совместная (О-Н)-характеристика имеет вид: Н = 662 — 0,902- 10-4Q2, (Н - м, Q — м3/ч). Рассчитать расход перекачки, если высотные отметки начала и конца участка равны соответственно 50 и 120 м, подпор Ьпперед перекачивающей станцией составляет 40 м, а конечный напор hK30 м. Принять, что самотечные участки в трубе отсутствуют; потери на местных сопротивлениях составляют 2 % потерь напора на трение. Решение. Согласно уравнению (8.15) баланса напоров имеем:

40 + (662 - 0,902-10-4Q2) = 30 + (120 - 50) + 1,02i(Q) 125000.

Если учесть, что 1 2

i(Q) = X--и-= 0,09916Xu2 и

0,514 2 - 9,81

Q = 3600-S = 3600-3,14-0,5142/4u = 746,6u,

то получим уравнение 752 - 50,7— = 12 643X—

для определения скорости и движения нефтепродукта.

Решаем это уравнение последовательными приближениями. Сначала полагаем X1 = 0,02. Тогда из уравнения находим: и = 1,574 м/с. Вычисляя число

Рейнольдса, имеем: Re = 1,574-0,514/(9-20 6) = 89893. По формуле (8.10) находим коэффициент X гидравлического сопротивления:

Xjj = 0,11-(0,25/514 + 68/89893)1/4 а 0,0207.

Для второй итерации полагаем X2 = Xu = 0,0207. Тогда из уравнения находим: и = 1,551 м/с. Вычисляя число Рейнольдса, имеем: Re = 88579. По формуле (8.10) находим новое значение коэффициента X гидравлического сопротивления:

X21 = 0,11-(0,25/514 + 68/88579)1/4 а 0,0207 = X2.

Итерационный процесс закончен; и = 1,551 м/с. Отсюда находим расход перекачки: Q = 746,6и = 746,6-1,551 а 1158 м3/ч.

8.6. (О-Н)-ХАРАКТЕРИСТИКИ УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА

Зависимость Н = hK + (z2z1) + h1—2(Q) называется (Q —Н)-характеристикой участка трубопровода. Потери напора h1—2(Q), происходящие из-за диссипации механической энергии вследствие сил вязкого трения слоев нефти друг о друга, представляются формулой (8.5) Дарси — Вейсбаха

L 2

h1 2 = 1,02X-12

d 2g

(с поправкой на местные сопротивления), в которой -1 — 2 — протяженность рассматриваемого участка нефтепровода. При этом предполагается, что участок полностью заполнен жидкостью.

Однако могут существовать режимы перекачки, в которых нефть на отдельных участках трубопровода движется неполным сечением или, как говорят, самотеком. Такие участки называются самотечными. Рассмотрим более подробно особенности течения нефти на самотечных участках трубопровода и сформулируем правила расчета потерь напора.

8.6.1. САМОТЕЧНЫЕ УЧАСТКИ НЕФТЕПРОВОДА

Самотечным называется участок [x1rx2] трубопровода, на котором нефть движется неполным сечением (самотеком) под действием силы тяжести (рис. 8.3).

Давление в парогазовой полости над свободной поверхностью жидкости остается практически постоянным и равным

п

-O-

х

-O-

Рис. 8.3. Схема самотечного участка нефтепровода:

1 — линия гидравлического уклона; 2 — самотечный участок; П — перевальная точка

упругости ру насыщенных паров данной нефти, поэтому течение на самотечном участке называется безнапорным.. Однако разность напоров между сечениями х1 (началом самотечного участка) и х2 (концом самотечного участка) все же существует, просто она равна разности (z1 — z2) геометрических высот этих сечений.

Стационарные самотечные участки могут существовать только на нисходящих участках нефтепровода.

Начало х1 каждого самотечного участка называется перевальной точкой. Перевальная точка всегда совпадает с одной из вершин профиля трубопровода.

Линия гидравлического уклона на самотечном участке проходит параллельно профилю трубопровода на расстоянии ру/рд над ним. Отсюда следует, что гидравлический уклон i на самотечном участке равен тангенсу угла наклона профиля нефтепровода к горизонту: i = 1дап.

Расход нефти на самотечном участке в стационарном режиме равен расходу Q нефти в заполненных сечениях трубопровода:

Q = U0S0 = uS,

(8.16)


из чего можно заключить, что скорость и движения жидкости на самотечном участке больше скорости и0 движения жидкости на заполненных участках нефтепровода, поскольку площадь S части сечения, занятого жидкостью на каждом самотечном участке, меньше площади S0, полного сечения трубопровода: и = u0S0/S > и0.

Степень о = S/S0 заполненности самотечного участка нефтью может быть различной, она зависит от отношения Y = г'Лдап гидравлических уклонов (tgjaj) на самотечном

2

участке и ( i = X-1 / du0 / pg) на участках трубопровода, полностью заполненных нефтью. Обобщая многочисленные исследования в области безнапорных течений в каналах кругового сечения, можно предложить следующие аппроксимаци-онные формулы для расчета степени заполненности сечения трубы нефтью на самотечном участке:

1. Если y = ^дап > 1, то о = 1 (сечение заполнено полностью);

2.    Если 32,32X0 < y < 1, то


(8.17)

3. Если 4,87X0 < y < 32,32X0, то

4. Если y < 4,87X0, то


(8.18)


(8.19)

Формулы (8.17) — (8.19) позволяют рассчитать степень заполненности о сечения трубопровода нефтью по известному отношению y гидравлических уклонов i и tgaп на напорном и самотечном участках, соответственно.

Пример. Расход нефти (v = 8,6 сСт) на самотечном участке нефтепровода (D = 720 мм; S = 10 мм; А = 0,2 мм) равен 900 м3/ч. Профиль участка наклонен к горизонту на угол ап = — 1°. Какова степень заполненности сечения трубы нефтью на этом участке?

Решение. Вычисляем скорость и0 перекачки, число Рейнольдса Re, коэффициент X0 гидравлического сопротивления и i гидравлический уклон на напорных участках нефтепровода:

и0 = 4-900/(3600-3,14-0,7002) = 0,650 м/с; tg(1°) = 0,0175;

Re = 0,65-0,7/(8,6-10—6) а 52907; Xo = 0,0219; i = X0 -1 /du^/(2g) = 0,0219-1/0,7-0,652/(2-9,81) а 0,0007.

Вычисляем параметр у = z/tgan = 0,0007/0,0175 = 0,04. Поскольку у = = 0,04 < 4,87Х0 = 0,1067, то в формулах (8.17) — (8.19) реализуется четвер- тый случай: a = 0,1825(2y/X0)0,356 = 0,1825(2-0,04/0,0219)°'356 s 0,29, т.е. сечение рассматриваемого участка нефтепровода заполнено примерно на 29 %.

Как определить, есть ли в рассматриваемом трубопроводе самотечные участки? Для этого нужно построить совмещенную картину профиля нефтепровода и линии гидравлического уклона. Если линия гидравлического уклона проходит всюду выше профиля нефтепровода, причем это превышение составляет значение большее, чем ру/рд, где ру — упругость насыщенных паров нефти, то самотечных участков в трубопроводе нет. Если же линия гидравлического уклона в какой-нибудь точке подходит к профилю трубопровода на расстояние меньшее, чем ру/рд, или вовсе пересекается с ним, то в трубопроводе существует один или несколько самотечных участков.

Обратимся к рис. 8.4, на котором представлена схема нефтепровода с самотечными участками.

Линию БК2П2К1П1А гидравлического уклона нефтепровода начинаем строить с конца рассматриваемого участка (точка Б). Для этого достаточно знать напор и гидравлический уклон в конце участка. На отрезке БК2 линия гидравлического уклона лежит значительно выше профиля нефтепровода, поэтому сечения последнего заполнены полностью. Однако в точке К2 линия гидравлического уклона подходит к профилю трубопровода на расстояние ру/рд, поэтому точка К2 — это

Рис. 8.4. Схема определения местоположения самотечных участков нефтепровода:

1 — первый самотечный участок; 2 — второй самотечный участок; П1, П2 — перевальные точки

конец самотечного участка; его начало — перевальная точка П2. Таким образом, один из самотечных участков найден. Линия гидравлического уклона К2П2 на этом участке проходит параллельно профилю нефтепровода.

Продолжаем строить линию гидравлического уклона. Из перевальной точки П2 она выходит под углом, тангенс которого равен гидравлическому уклону (т.е. параллельно отрезку БК2). Оказывается, что в точке К1 эта линия вторично подходит к профилю трубопровода на расстояние ру/pg. Следовательно, внутри трубопровода давление опять становится равным упругости насыщенных паров и в нем должна существовать парогазовая полость; точка К1 — это конец второго самотечного участка. Его начало, точка П1 — еще одна перевальная точка. Таким образом, найден второй самотечный участок К1П1. Линия К1П1 гидравлического уклона на этом участке проходит параллельно профилю нефтепровода на расстоянии ру/pg от него.

Наконец, на участке П1А линия гидравлического уклона параллельна своим отрезкам БК2 и П2К1, построенным для полностью заполненных сегментов нефтепровода.

Из рис. 8.4 видно, что наличие самотечных участков в магистральном нефтепроводе приводит к увеличению начального напора Н1 (а следовательно, и давления р1), на станции, а значит, требует более высоких затрат энергии на перекачку по сравнению с трубопроводом, в котором самотечные участки отсутствуют. Если линию гидравлического уклона, начиная от точки К2, мысленно продлить до начального сечения участка, то можно определить напор Н1, который был бы необходим для перекачки нефти с тем же самым расходом в трубопроводе той же длины и того же диаметра, но без самотечных участков. Очевидно, что Н1 > H1.

Пример. По участку нефтепровода (L = 140 км; D = 530 мм; S = 8 мм, А = 0,2 мм) перекачивают нефть (р = 870 кг/м3; v = 8,5 сСт; ру = 0,02 МПа) с расходом 400 м3/ч. Профиль участка имеет следующий вид:

х, км ......0    80    120    140

z, м ........100    100    0    0

Давление в конце участка составляет 0,2 МПа. Определить давление в начале участка.

Решение. Сначала вычисляем гидравлический уклон.

и0 = 4-400/(3600-3,14-0,5142) а 0,536 м/с;

X0 = 0,11(0,2/514 + 68/32 412)1/4 а 0,025; i = 0,025-1/0,514-0,5362/(2-9,81) а 0,00071.

Затем вычисляем потери напора на участке трубопровода между 120-м и 140-м км. Они равны h120 —140 = /20000 = 14,2 м, поэтому напор в конце спуска, т.е. в сечении x = 120 км, равен 0,2-106/870-9,81 + 14,2 а 14,43 м.

Поскольку py/pg = 20000/(870-9,81) а 2,34 м, то в сечении x = 120 км трубопровод еще полностью заполнен нефтью. Однако перепад высот на нисходящем участке составляет 100 м (см. профиль), поэтому очевидно, что в каком-то сечении спуска давление нефти станет равным упругости ру ее насыщенных паров, поэтому часть нисходящего участка трубопровода неизбежно окажется самотечным. Очевидно, что начало этого участка совпадает с началом спуска, т.е. сечением x = 80 км.

Гидравлический уклон на равнинном (полностью заполненном) сегменте трубопровода, между началом участка и 80-м км, равен гидравлическому уклону на полностью заполненном сегменте трубопровода между 120-м и 140-м км, т.е. 0,71 м/км, поэтому потери напора h0—80 а 56,8 м. Следовательно, давление pt в начале участка равно 870-9,81-56,8 а 484771 Па или ^ 4,95 атм.

8.6.2. ОСТАТОЧНЫЙ ОБЪЕМ НЕФТИ В ТРУБОПРОВОДЕ

При проектировании нефтепровода следует предусматривать технологические операции, в которых нефть, заполнявшая внутреннюю полость трубопровода, сливается в резервуары через один из концов участка. При этом столб жидкости в трубопроводе разрывается и образуются пустоты, заполненные парами нефти. Местоположение и объем этих пустот определяются профилем нефтепровода. В то же время значительная часть трубопровода остается заполненной нефтью.

В сущности пустоты, образующиеся в трубопроводе после окончания слива нефти, есть самотечные участки с нулевой степенью заполненности и нулевым (Q = 0) расходом перекачки, поэтому правила определения местоположения пустот принципиально не отличаются от общих правил нахождения самотечных участков. Линия гидравлического уклона в рассматриваемом случае состоит из отрезков горизонтальных прямых над полностью заполненными сегментами трубопровода и отрезков наклонных прямых, параллельных профилю трубопровода, там, где в трубопроводе образовались пустоты (рис. 8.5).

Общий объем Уост нефти, оставшейся в трубопроводе, определяется как сумма объемов VCD участков типа CD таких, что высоты их левых концов образуют монотонно возрастающую (если считать слева направо) последовательность:

VoCT = JVCiL

Пример. Определить объем нефти (р = 870 кг/м3), оставшейся в 10-км отводе (d = 144 мм), ведущем к нефтебазе, после того, как этот отвод отсекли от основной магистрали, а входную задвижку нефтебазы открыли. Профиль отвода представлен на рис. 8.6. Упругость насыщенных паров нефти принять равной 0,02 МПа, а атмосферное давление — 0,1013 МПа.

Решение. Прежде всего очевидно, что начиная с 7-го и кончая 10-м км отвод полностью опорожнится. Длина опорожненного участка составит 3 км.

Между 3-м и 4-м км существует точка х1 такая, что z1 = 74 + hв, где hв — вакуумметрическая высота, равная

ру/рд = 0,02-106/870-9,81 = 2,34 м,

т.е. z1 = 76,34 м. Координату х1 находим линейной интерполяцией из пропорции:

3 - х 1    78 - z 1    3-х!    78-76,34

-1    1    или -1    1—,

3 - 4    78 - 68    -1    78- 68

Рис. 8.6. К примеру расчета 210

откуда находим: х1= 3,166 км. Таким образом, между 3-м и 7-м км опорожнятся 166 м трубы.

Аналогично между 1-м и 2-м км существует точка x2, высотная отметка которой равна 78 м: х2 = 81,666 км. Следовательно между 1-м и 2-м км отвода опорожнятся еще 667 м трубы.

Общий объем опорожненной части трубы составит: 3000 + 166 + + 667 = 3833 м. Вычисляем объем нефти, оставшейся в отводе:

Уост = 3,14-0,1442/4-( 10000 - 3833) = 102 м3.

8.6.3. ВСТАВКИ, ЛУПИНГИ, ПЕРЕМЫЧКИ

Линейный участок    нефтепровода может

иметь более сложную структуру, чем простой трубопровод, т.е. трубопровод с постоянным внутренним диаметром. Примером такого усложнения является вставка (рис. 8.7).

Вставкой называется трубопроводный сегмент (ВС), как правило, большего диаметра, чем основная магистраль, подключаемый к ней последовательно с целью снижения гидравлического сопротивления и увеличения тем самым пропускной способности.

Гидравлические условия подключения вставки выглядят следующим образом:

q! = q 2 = О;

(8.20)

h = h(1) + h,2)1LAC    1LAB + 1LBC’

т.е. расходы q1 и q2 нефти в основной магистрали и вставке

iJ1)    7 (2)

одинаковы, а потери напора hAB и hBC в каждом из последовательно соединенных трубопроводов складываются.

Система уравнений (8.20) может быть записана в виде:

u1    = u2 ^ = О;

4    4 L 2    L 2    (8.21)

hAc = ^(1)(u1, d)-fU- + *-'2)(u2, d2)-2U_.

d 2-    &2 2-

Тогда из первых двух равенств находим:    u1 = 4Q / ndj2;

u2 = 4Q / nd2, а из последнего соотношения — потери напора на участке АС.

Если участок нефтепровода состоит из сегментов труб, имеющих близкие диаметры, то для гидравлических расчетов можно использовать средний эквивалентный диаметр участка трубопровода

4/19

$iLKdf5' к=1


(8.22)


L

где LK, dK — длина и внутренний диаметр составляющих сегментов, соответственно; L — длина всего участка. Формула (8.22) построена с условием соблюдения постоянства расхода нефти при переходе от сегмента с одним диаметром к сегменту с другим диаметром, а также зависимости гидравлических потерь от диаметра трубопровода, имеющих вид: hT -

- d4,75.

Пример. По участку нефтепровода (L = 150 км; D = 530 мм; S = 8 мм; А = 0,25 мм) транспортируют нефть (v = 10 сСт) с расходом 1000 м3/ч. Создаваемый перекачивающей станцией напор повысить нельзя, поэтому для увеличения пропускной способности участка на 20 % решено сделать вставку из трубопровода диаметром 720 мм, толщиной стенки 10 мм, А = = 0,25 мм. Какой длины должна быть такая вставка?

Решение. Существующий режим перекачки характеризуется следующими параметрами:

u0 = 4Q/nd2 = 4-1000/(3600-3,14-0,5142) а 1,34 м/с;

Re = u0d/v = 1,34-0,514/(10-10-6) а 68876;

X = 0,11(е + 68/Re)1/4 = 0,11(0,25/514 + 68/68876)1/4 а 0,0216; hAC = X0L / du2 / 2g = 0,0216-150000/0,514-1,342/2-9,81 а 577 м.

Итак, располагаемый на перекачку напор составляет 577 м.

Пусть искомая вставка имеет длину х (м), а новый расход составляет 1200 м3/ч. Тогда скорости и1 и u2 течения нефти в основной магистрали и вставке будут соответственно равны:

u = 4-1200/(3600-3,14-0,5142) а 1,61 м/с; Re1 = 82754; X1 а 0,021;

u2 = 4-1200/(3600-3,14-0,72) а 0,87 м/с; Re2 = 60900; X^ а 0,0216.

На основе второго равенства (8.21) составляем уравнение:

150000 - х 1612    х 0 872

577 = 0,021--+ 0,0216 х 0,87

0,514    2-9,81    0,7 2-9,81

из которого находим: х а 55298 м или - 55,3 км. 212

Лупингом (от англ. "loop" — петля) называется дополнительный трубопровод, проложенный параллельно основной магистрали и соединенный с ней в двух сечениях: начальном X! и конечном х2 (рис. 8.8).

Обычно на нефтепроводах лупинги прокладываются как резервные нитки магистрали (например, на подводных переходах) или для увеличения пропускной способности рассматриваемого участка.

Гидравлические условия подключения лупинга записываются следующим образом:

О = q + Я2,

h (1)    _ h (2)

1L1- 2    1L1- 2-


(1)    _ h (2) (8.23)

Они означают, что при разделении (и слиянии) потоков нефти в точках разветвления расходы q 1 и q2 складываются, а

1,(1)    7    (2)

потери напора hj_2 и h1-2 в каждом из параллельно соединенных трубопроводов одинаковы.

Система уравнений (8.21), записанная в виде:

nd 2

ndi    пи,    ^

U1^T + U2~t _ О;

(8.24)


*.(1>(u„ d)_ k(>2, ил)fui,

d 2д    ил 2д

дает систему двух уравнений для определения двух неизвестных: и1 и u2, т.е. скоростей течения нефти в каждом из трубопроводов.

Эта система уравнений легко разрешается в двух случаях:

1. Если режимы течения нефти в каждом из трубопроводов находятся в зоне гидравлически гладких труб (зоне Бла-зиуса), то

X(1) = 0,3164    Ё x(2) =    0,3164

4u1d / v    ^ud^Tv

Тогда, разрешая (8.24) относительно q1 и q2, получаем:

.    ij/    j\19/7

q Q 1    ;    q    Q (dл/ d)

q1 = Q    —; q 2 = Q r,T

Л /J /^19/7 ’    .    ,19/7

1 + (dл/ d)    1    +    ^л/ d)


(8.25)

•(1) = -(2) =    1    ;    •    =    0,3164 1

i i -0 ; -0    i ,

(1 + (dA/d)19/7)1,75    4u2d /v d 2g

где u0 = 4Q/nd2 — скорость нефти в неразветвленной части трубопровода.

Течение нефти на участке с лупингом можно представить как течение на таком же участке без лупинга, но в трубопроводе с увеличенным (эквивалентным) диаметром d3. Для этого достаточно принять

i =    003164    где dэ = d[ 1 + (d/d)197]1,4.    (8.26)

4Uodэ /v ^ 2g

Пример. Найти эквивалентный диаметр нефтепровода, моделирующий течение нефти на участке с лупингом, если известно, что D = 720 мм, S = = 10 мм, DA = 530 мм, бл = 8 мм, а течение нефти в обеих ветвях участка происходит в зоне гидравлически гладких труб.

Решение. Воспользуемся формулой (8.24):

dэ = 700[1 + (514/700)197]14 а 1158 мм.

2. Если режимы течения нефти в каждом из трубопроводов находятся в зоне квадратичного трения, то X(1) = X(2). Тогда, разрешая (8.22) относительно q1 и q2, получаем

q1 = Q

1+л/ X(1)/X(2)d /d)2,5

q2 = Q Vx(1)/X(2)(d^^)°^;    (8.27)

1+л/ X(1)/X(2) (d^d)2,5

A(1)/x 0

i(1) = i(2)


1+V X(1)/X(2) (d^d)2,5

где u0 = 4Q/nd2; X0 — соотвественно скорость нефти и коэффициент гидравлического сопротивления в неразветвленной части трубопровода.

Течение нефти на участке с лупингом можно представить как течение на таком же участке без лупинга, но в трубопроводе с увеличенным (эквивалентным) диаметром d3. Для этого достаточно принять:

1,6


(8.28)


a/x(1)/X о


= X°э:Тгде d, = d

dэ 2-


1+л/ X(1)/X(2) (dл/d)2,5


где Xte — коэффициент гидравлического сопротивления в неразветвленной части трубопровода, вычисленный по эквивалентному диаметру d^

Пример 1. Найти эквивалентный диаметр нефтепровода, моделирующий течение нефти на участке с лупингом, если известно, что что D = = 720 мм, S = 10 мм, Dл = 530 мм, бл = 8 мм, а течение нефти в обеих ветвях участка происходит в зоне квадратичного трения. Принять X0 = X(1) = = 0,019; X12 = 0,023.

Решение. Воспользуемся формулой (8.26):

1,6


d


700


а 1053 мм.


э


1 + д/0,019/0,023-(514/700)2


0,023/0,019


Пример 2. По горизонтальному участку нефтепровода (D = 720 мм, S = = 10 мм, L = 150 км) перекачивают сырую нефть (v = 25 сСт) с расходом 2000 м3/ч. Требуется увеличить пропускную способность участка на 20 %. Поскольку увеличить давление на перекачивающей станции оказалось невозможным, то решили проложить лупинг с диаметром, равным диаметру основной магистрали. Определить длину такого лупинга.

Решение. Сначала вычислим потери h1 — 2 напора на участке нефтепровода:

u = 40/nd2 = 4-2000/(3,14-0,72 -3600) а 1,44 м/с;

Re = ud/v = 1,44-0,7/(25-10—6) = 40320; X = 0,3164/ ^40320 а 0,0223;

h1—2 = X (L/d)(u2/2—) = 0,0223(150000/0,7)(1,442/2-9,81) а 505 м.

Таким образом, располагаемый напор для обоих вариантов равен 505 м.

Новый расход перекачки должен составлять 2400 м3/ч, что соответствует скоростям 1,73 м/с на участке без лупинга и 0,865 м/с в каждой из ветвей лупинга.

Вычисляем коэффициенты Х0 и X1 гидравлического сопротивления на участке нефтепровода без и с лупингом соответственно:

Re0 = u0d/v = 1,73-0,7/(25-10—6) = 48440; X0 = 0,3164/ 4/48440 а 0,0213;

Re1 = 24220; X1 = 0,3164/ ^24220 а 0,0254.

Вычисляем гидравлические уклоны на этих участках:

10    = X01/du02/2- = 0,0213-1,732/(0,7-19,62) а 4,642-10—3;

11    = X11/du12 /2- = 0,0254-0,8652/(0,7-19,62) а 1,384-10—3.

Ai    Bi    Ci    D\

Рис. 8.9. Схема участка нефтепровода с перемычками

Обозначив длину лупинга через х, составим следующее уравнение: hX-2 = i0(L - x) + ix

505 = 4,642-10-3(150000 — x) + 1,384-10-3x, отсуда х = 58717 м.

Перемычкой называется трубопровод, соединяющий два параллельных нефтепровода (рис. 8.9). Применяется для регулирования пропускной способности и повышения надежности многониточных нефтепроводов.

На рис. 8.9 показан участок двухниточного нефтепровода, имеющего две перемычки ВВ1 и СС1. При такой конфигурации рассматриваемый участок может иметь различные схемы включения и обладать различной пропускной способностью. Например, участок может работать при следующих схемах включения элементов:

1)    (AD    +    A1D1) или

2)    (АВ    +    А1В1) ^ В1С1    ^ (CD    + C1D1)    или

3)    (ABC + A1B1C1) ^ CD или

4)    AC ^ (CD + C1D1) и т.д.

Гидравлический расчет и построение (Q —Н)-характе-ристик каждой из возможных конфигураций участка не представляют принципиальной трудности, поскольку все они являются параллельным и последовательным соединением трубопроводных элементов.

Например, первая схема представляет собой параллельное соединение двух трубопроводов на всей протяженности участка; вторая схема — последовательное соединение трех элементов: (АВ и А1В1), (В1ё1) и (CD + C1D1), причем первый и третий из них являются в свою очередь параллельным соединением двух других элементов и т.д.

8.7. НЕФТЕПРОВОДЫ С ПРОМЕЖУТОЧНЫМИ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИМИ СТАНЦИЯМИ

Большая часть нефтепроводов имеет промежуточные перекачивающие станции. Примерно там, где потери напора, связанные с преодолением сил вязкого трения слоев нефти друг о друга, становятся равными напору, создаваемому предыдущей перекачивающей станцией, устанавливается следующая перекачивающая станция. При этом возможны две основные схемы перекачки: из насоса в насос и с подключенными резервуарами.

При перекачке по схеме из насоса — в насос конец предыдущего перегона между станциями является сечением всасывания следующей перекачивающей станции. При такой схеме перегоны нефтепровода между последовательно расположенными перекачивающими станциями оказываются в гидравлическом отношении жестко связанными друг с другом — всякое изменение в режиме работы одного перегона сказывается на режиме работы всего нефтепровода.

При перекачке с подключенными резервуарами предусматривается прием нефти с предыдущего перегона в резервуары промежуточной станции, и только затем закачка полученной нефти из резервуаров в нефтепровод следующего перегона. При такой схеме перегоны нефтепровода между последовательно расположенными перекачивающими станциями являются в гидравлическом отношении независимыми (или почти независимыми) друг от друга — на предыдущем перегоне может произойти авария, а последующие перегоны будут работать за счет запасов нефти в резервуарах парков промежуточных станций.

Как правило, на нефтепроводах эти схемы чередуются друг с другом: несколько участков, работающих по схеме из насоса — в насос, объединяются в один эксплуатационный участок, а эксплуатационные участки соединяются друг с другом через подключенные резервуары. Это позволяет сочетать достоинства перекачки по схеме из насоса — в насос (простоту и удобство эксплуатации) с преимуществами перекачки через подключенные резервуары (гидравлическая независимость работы, более высокая степень надежности).

На рис. 8.10 показана схема нефтепровода с промежуточ-

hn\>Z\    hnl9%2    hn3,Z3    ^K)    Zk

Рис. 8.10. Схема нефтепровода с промежуточными станциями, работающими по схеме из насоса - в насос

ными перекачивающими станциями, работающими по схеме из насоса — в насос.

Для такого нефтепровода в случае отсутствия сбросов и подкачек нефти имеют место уравнения баланса напоров на каждом участке:

п1 + Z) + F,(0)j    — [Лп2 + z2] =    Л(—2(0);

[Лп2 + z2 + FjQ)]    — [Лпэ + Zsj =    h2 — 3(0);

..........................................................................................................................................(8.29)

[h™ + zn + Fn(Q)] — [h + zKj = hn-kQ),

где Fj(0) —    характеристики J-й перекачивающей станции;

^ 1, hп2, ..., hпЛ —    подпоры перед    станциями;    hK    —    остаточный напор в конце трубопровода;    h1—2, h2—3,    ...,    hn-k    —    поте

ри напора на соответствующих участках; Zj — высотные отметки. Подпор h^ перед первой станцией и остаточный напор hK в конце трубопровода считаются известными.

Совокупность уравнений (8.29) представляет собой систему n алгебраических уравнений для n неизвестных величин: О, и

_^п2г .г h пп.

Из системы уравнений (8.29), сложив их почленно, можно извлечь одно важное следствие:

[h^ +    Z1    + Л(О)    +    F2Q)    + ... +    Fn(0)j    —    [hK    +    zKj    =

= ih - (j+1)(Q)

j=1

n

hn1 + 2 Fj (Q) = hK + (z K - z 1) + J hj _(J+1,(0),

n


j=1

j=1


называемое уравнением баланса напора всего трубопровода.

Уравнение (8.30) содержит только одну неизвестную величину — расход Q перекачки. Геометрическое его решение означает отыскание абсциссы точки пересечения двух кривых:

nn

Н(1)    = hn1 + J    Fj    (Q)    и H(2) =    hK    +    (zK    - Z1) + J hj_(j+1)(Q),

j =1

J = 1


называемых суммарными (Q-^-характеристиками всех станций и трубопровода, соответственно (рис. 8.11).

Точка (Q*, Н*) пересечения характеристик H(1) и H(2) называется рабочей точкой трубопровода; ее абсцисса дает расход перекачки.

Однако система уравнений (8.29) не сводится только к одному следствию (8.30); она содержит гораздо больше информации. После того, как расход Q* перекачки найден, можно

Н

hK+(ZK-

Рис. 8.11. Совмещенные (Q - Н)-характеристики перекачивающих станций и нефтепровода


Q


определить подпоры Лп2,    перед всеми промежуточными

станциями нефтепровода и, как следствие, давление в линиях всасывания и нагнетания этих станций. Например, перед 2-й перекачивающей станцией эти параметры имеют вид:

К2 =    ^1    +    (z1    -    z2)    +    [F1(Q,)    -    h1_2(Q.)];

Р2в = pghп2;    (8.31)

Р2н = Pg[hп2 + F2(Q.)].

Аналогично, сложив первые s уравнений системы (8.29), получим

hпs = К1 + (Z1 - Zs) + 2 [Fj(Q.) - hj-(j+1)(Q.)];

j =1

Ps, = pghпs;    (8.32)

Psн = pg[hпs + Fs2(Q.)] (s = 3, 4, ..., n).

Для работы нефтепровода абсолютно необходимо, чтобы найденные параметры удовлетворяли двум следующим ограничениям:

во-первых, все значения подпора h^ (или давления psB) перед промежуточными и конечной перекачивающими станциями нефтепровода должны быть больше некоторой определенной величины h® (или psB > р® = pgh®), так называемого кавитационного запаса, обеспечивающего нормальную работу центробежных насосов (см. гл. 6);

во-вторых, значения давления pш нагнетания в начале каждого участка нефтепровода не должны превышать некоторое максимально разрешенное значение р8(8, зависящее от прочности труб на данном перегоне.

Иными словами, необходимо, чтобы решения системы уравнений (8.29) удовлетворяли следующим ограничениям:

hm > h8s, Psн < р®®s для всех s = 1, 2, ..., n.    (8.33)

При этом значения давления и в других сечениях нефтепровода (особенно в низинах его профиля) не должны превышать значений р®^.

Таким образом, годится не всякое решение уравнения (8.30), а только такое, для которого выполняются неравенства (8.33). Требования (8.33) называемые условиями согласования, накладывают весьма жесткие ограничения на проектные решения и эксплуатационные режимы работы нефтепровода.

Пример. Нефтепровод протяженностью 450 км состоит из трех линейных участков (перегонов):

Номер перегона

1

2

3

.,

км...................

1 50

1 80

120

D,

мм..................

720

720

720

S,

мм...................

8

8

8

z„,

м....................

50

60

70

zr,

м....................

60

70

180

В начале каждого участка находится перекачивающая станция с двумя одинаковыми последовательно соединенными насосами:

( О — -^-характеристика (H — м;    О — м3/ч)

Номер

перегона

1

2

3


Кавитацион-1ый запас Л0,

40

40

40

Подпор ht первой (головной) перекачивающей станции равен 50 м; подпор hK в конце нефтепровода составляет 30 м; максимально допустимое давление — 5,8 МПа. Найти расход О перекачки нефти (р = 900 кг/м3, v = = 30 сСт) в трубопроводе и подпоры h2 и h3 перед промежуточными станциями.

Решение. Составим три уравнения баланса напоров для каждого участка нефтепровода:

h +    [z 1    +    ^(ОЛ - (z2    +    h2) = МО)^;

\h2 +    [z2    +    F^j - (z3    +    h3) = /2(ОД.2;

h +    [z3    +    Fз(0)j - (z*    +    hj = !3(О)13.

Подставив в    них исходные    числовые данные, получим

[50 + [50 + ^(ОЛ - (60+h2) = /1(О)150000;

>h2 + [60 + F^j - (70+h3) = i2(О)180000; lh3 + [70 + F,^^ - (180+30) = i3(О)120000,

где (О —Hj-характеристики перекачивающих станций с 2-мя последовательно включенных насосами имеют вид:

F^) = 502 — 1,624-10—5О2;

FJ(0) = 570 — 1,280-10—5О2;

FJ(0) = 472 — 0,960-10—5О2.

Сложив почленно все три уравнения и осуществив соответствующие вычисления i = i2 = i3 = i), получим уравнение баланса напоров (8.30):

1434 — 3,864Т0—5О2 = 450000 ;'(О).

Для расчетов перейдем от расхода О к скорости и = 4О/(3600 nd2) течения нефти. Тогда уравнение баланса напоров приобретет вид:

1434 — 75,8u2 = 32579,2Хи2

или

Решаем это уравнение методом последовательных приближений. Сначала полагаем Х1 = 0,025. Из полученного уравнения находим: u1 а 1,327 м/с. Вычисляем число Рейнольдса: Re1 = 1,327-0,704/(30-10-6) а 31140 и затем X по

формуле Блазиуса (8.9): Х2 = 0,3164/^31140 а 0,024. Найденное значение берем в качестве второго приближения и подставляем его в уравнение баланса напоров. Вычисляем скорость: u2 а 1,293 м/с. Далее находим: Re2 а а 30342 и Х2 а 0,024. Отсюда следует, что второе приближение - удовлетворительное, X2 = X3, и процесс закончен. Итак, u а 1,293 м/с. Этой скорости соответствует расход перекачки Q. а 1811 м3/ч.

Далее находим подпоры на промежуточных станциях. Из уравнения баланса напоров для первого участка получаем

h2 = 50+ (50-60) + (502- 1,624-10-5-18112)-0,001851-1,293175-150000 =

= 53,44 м > 40 м.

Из уравнения баланса напоров для второго участка получаем h3 = (60-70)+53,44 + (570- 1,28-10-5-18112)-0,001851-1,293175-180000 =

= 49,1 м > 40 м.

Затем вычисляем давление в линиях нагнетания станций: р = pg[h1 + F1(Q.)] = 900-9,81 [50 + 502- 1,624-10-5-11812] а 4,67-106 МПа.

р = pg[h2 + F3(Q.)] = 900-9,81 [53,44 + 502- 1,28-10-5-11812] а 5,35-106 МПа.

Р = pg[h3 + F3(Q.)] = 900-9,81[49,1 + 502-0,96-10-5-11812] а 4,48-106 МПа.

Все полученные значения не превышают максимально разрешенного давления 5,8 МПа, следовательно, рассчитанный режим работы нефтепровода является допустимым.

8.8. СОГЛАСОВАНИЕ РАБОТЫ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА С ПРОМЕЖУТОЧНЫМИ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИМИ СТАНЦИЯМИ, РАБОТАЮЩИМИ ПО СХЕМЕ ИЗ НАСОСА В НАСОС

При перекачке нефтей с различающимися свойствами (прежде всего по вязкости, см. гл. 10) в нефтепроводе с промежуточными станциями, работающими по схеме из насоса - в насос, происходит постепенное замещение одной нефти другой, вследствие чего характеристики отдельных участков нефтепровода плавно изменяются. В частности, при замещении менее вязкой нефти более вязкой подпоры на промежуточных станциях уменьшаются и могут достичь недопустимо малого значения. Поскольку при работе по схеме из насоса - в насос все участки нефтепровода гидравлически связаны друг с другом, то недопустимое снижение подпора может привести к аварийной ситуации и остановки трубопровода. Отсюда следует, что при проектировании нефтепроводов для перекачки нефтей с сильно разнящимися свойствами, необходимо предусмотреть регулирование работы перекачивающих станций.

Рассмотрим для конкретности процесс замещения менее вязкой нефти (№1) более вязкой (№2) в нефтепроводе, состоящем из двух участков АВ и ВС. При этом будем считать, что первоначально оба участка были заполнены менее вязкой нефтью (рис. 8.12).

Рабочая точка T(Q*, H*) трубопроводной системы находится как точка пересечения суммарной (Q-Н)-характеристики перекачивающих станций Htl)(Q)    = hп1    + F1(Q)    + F2(Q)

и суммарной (Q-Н)-характеристики всего трубопровода H(2)(Q) =    he    +    (Zc    -    ZA)    +    hA-B(Q)    + hB-c(Q)    (рис. 8.13).

Первая из них есть (Q-^-характеристика второго участка трубопровода; вторая, если ее поднять вверх по оси ординат на пока еще неизвестную величину hпВ подпора перед промежуточной станцией, даст (Q-^-характеристику этой станции.

Построим на этом же чертеже еще две кривые:

H = he + (Zc - Zb) + hBc(Q) и H = F2(Q).    (8.34)

Пересечение этих кривых (8.34) определяет точку Т1 с абсциссой Q1. Возможны два случая:

1. Q1Q *. Это означает, что характеристику H = F2(Q) промежуточной насосной станции нужно поднять вверх, чтобы точка ее пересечения с (Q-^-характеристикой второго участка определила найденный расход Q* в трубопроводе. Поскольку уравнение баланса напоров второго участка имеет вид

+ HctB(Q )    = hc +    (ZC - ZB)    + hBC(Q),    (8.35)

то, очевидно, что поднять эту характеристику нужно как раз на величину, равную подпору hпВ перед станцией. Следовательно, отрезок MN, высекаемый кривыми (8.34) на перпен-

Рис. 8.12. Замещение менее вязкой нефти (№1) более вязкой (№2) проводе с промежуточной станцией

нефте-

Рис. 8.13. Совмещенные характеристики нефтепровода и его второго участка

дикуляре, опущенным из рабочей точки T(Q., H.) на ось абсцисс, дает неизвестное значение hпВ.

2. Q1Q.. Это означает, что подпор hпВ перед станцией отрицателен и, следовательно, такой режим работы трубопровода невозможен.

Пусть теперь на ГПС начинается закачка более вязкой нефти №2. Поскольку ее вязкость больше, чем вязкость нефти №1, то суммарная характеристика нефтепровода становится круче и рабочая точка Т системы постепенно смещается влево по суммарной характеристике перекачивающих станций. Второй же участок остается заполненным нефтью №1, поэтому точка Т1 остается на месте. Длина отрезка MN уменьшается, что свидетельствует об уменьшении подпора h^ перед промежуточной станцией.

Уменьшение подпора hпВ перед промежуточной станцией опасно, так как подпор может достичь минимально возможного значения h®, после чего произойдет аварийное отключение станции.

Для того, чтобы предотвратить аварийное отключение станции применяют различные системы автоматизированного регулирования (САР) давления. Одним из способов такого регулирования является дросселирование. Для этого на промежуточной станции частично прикрывают задвижку, вводя в поток нефти дополнительное сопротивление. От этого характеристика hBC(Q) второго участка становится круче и точка Т1 также сдвигается влево. Значение подпора hпВ перед станцией при этом увеличивается. После прохождения через станцию границы контакта нефтей задвижку опять открывают.

Аналогичные процессы возникают в нефтепроводах при сосредоточенных отборах нефти. После включения отбора подпор на промежуточной станции падает и для его поддержания также необходимо регулирование.

Дросселирование помогает согласовать работу участков нефтепровода, однако его применение крайне неэкономично, ибо связано с большими непроизводительными затратами энергии. Прогрессивным методом регулирования является использование приводов с переменным числом оборотов, позволяющих плавно изменять в нужную сторону характеристики перекачивающих станций.

8.9. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕПРОВОДА

8.9.1. ЗАДАЧИ И ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ

Вопрос о выборе параметров системы трубопроводного транспорта нефти, т.е. вопрос о том, какими должны быть диаметр нефтепровода (в случае однотрубного варианта) или нефтепроводов (в случае многотрубного варианта), толщина стенки трубопроводов, число перекачивающих станций, объем резервуарного парка, рабочее давление на станциях и др.) не решается в рамках лишь технического подхода к проблеме. Оказывается, что достичь конечного результата, т.е. перекачать заданное количество нефти на заданное расстояние, можно не одним, а несколькими способами, с помощью трубопроводных систем, различающихся между собой параметрами. Так, например, можно соорудить нефтепровод большого диаметра, но с малым числом перекачивающих станций, или трубопровод малого диаметра, но с большим числом перекачивающих станций. Можно работать с невысоким уровнем максимального давления за счет увеличения числа перекачивающих станций или, наоборот, с высоким уровнем максимального давления при уменьшенном числе перекачивающих станций. Можно вообще проложить не один, а несколько параллельных трубопроводов с диаметрами меньшими, чем в конкурирующем однотрубном варианте.

Вопрос о том, какими должны быть параметры проектируемой нефтепроводной системы, решается на основе технико-экономических соображений. Это означает, что выбор параметров трубопроводной системы для транспорта нефти осуществляется на базе сопоставления различных вариантов технически возможных решений и выявления из их совокупности одного, оптимального по экономическим показателям. Процесс этот называется оптимизацией проектных решений.

Общий принцип оптимизации проектных решений состоит в следующем:

сначала формируется множество технически возможных вариантов системы трубопроводного транспорта нефти. В него включаются варианты сооружения трубопроводов с различным диаметром, с разным числом перекачивающих станций, с различным уровнем давления и т.д., а также с разным числом ниток (т.е. параллельных трубопроводов);

затем каждый из вариантов подвергают экономической оценке. Для этого рассчитывают капитальные затраты на его реализацию и эксплуатационные расходы при дальнейшей эксплуатации системы в выбранном варианте исполнения;

далее в зависимости от конъюнктуры рынка вводят специальный коэффициент — так называемую процентную ставку кредита (ежегодный процент платы за предоставленный кредит), позволяющую перевести капитальные вложения в ежегодные затраты на поддержание трубопроводной системы. С помощью этого коэффициента строится оптимизируемый показатель — приведенные затраты;

вариант, для которого приведенные затраты окажутся наименьшими, может быть принят в качестве оптимального.

Специально подчеркнем, что оптимизация параметров трубопроводной системы по критерию приведенных затрат может служить лишь для выбора одного из возможных технических решений, но не больше; вопрос о том, следует ли сооружать тот или иной нефтепровод должен решаться в более широком контексте, с учетом целого спектра экономических и конъюнктурных факторов.

8.9.2. РАСЧЕТ УКРУПНЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ

Укрупненный гидравлический расчет возможных вариантов нефтепровода.

Полный гидравлический расчет нефтепровода с промежуточными перекачивающими станциями осуществляется после того, как выбраны диаметр трубопровода, число и место размещения каждой перекачивающей станции, а также насосно-силовое оборудование на них. Этот расчет выполняется согласно правилам, изложенным в предыдущих параграфах этой главы. Для оптимизационных расчетов принимается упрощенная методика, в которой основой служит система двух алгебраических уравнений, выражающая материальный баланс перекачиваемой нефти и суммарный баланс напоров, необходимых для перекачки:

pQT = G;

j =n    2 2

' 2Hст} (Q) = (hK - hj + (zK - zн) + 1,02X(Q)L(4Q/nd ) ,

j=1    d    2g

где T — годовое число часов работы нефтепровода < Т® нормативного годового лимита рабочего времени (в ч) нефтепровода данного диаметра); G — грузопоток, млн т/год; HjQ) — дифференциальный напор, развиваемый j-й перекачивающей станцией, м; n — число перекачивающих станций.

Если принять в первом приближении, что все перекачивающие станции однотипны, то исходную систему уравнений можно записать более просто:

Т = G;

Т = ;

Q

(8.36)


nHст = (hK -^) + (zк -zн) + 102X(Q)L(4Q/nd2)2.

d    2g

В частности, из второго уравнения системы можно оценить число n перекачивающих станций:

n = (hк-hп)+(zк-zJ+102X(Q)L/2gd(4Q/nd2)2 .    (8.37)

H ст

Следует заметить, что в последней формуле априорно неизвестен внутренний диаметр d нефтепровода. Кроме того, число n может оказаться не целым. Если это число округлить до первого целого числа, превышающего найденное, то окажется, что напор на станциях может быть меньше максимально допустимого, диктуемого условиями прочности труб.

Системой уравнений (8.36) можно воспользоваться по-разному. Приведем один из возможных путей ее использования. В качестве независимых и варьируемых переменных выбираем число n перекачивающих станций и дифференциальный напор HCT, создаваемый каждой из них. Поскольку независимые переменные входят в (8.36) только в произведении друг с другом и априорно ясно, что число станций должно быть наименьшим, значение H^ выбирают максимально допустимым. Систему уравнений (8.36) можно рассматривать как систему двух алгебраических уравнений для определения пропускной способности Q и внутреннего диаметра d нефтепровода.

Эта система решается в следующем порядке. Сначала выбирается одно из возможных (начиная с минимального) значений внешнего диаметра Ds нефтепровода: D ? {0,219; 0,273; 0,325; 0,377; 0,426; 0,530; 630; 720; 820; 1020; 1220} мм. Затем по давлению на перекачивающих станциях, определяемому как рн = pgh + Нст), и выбранному диаметру Ds из условий прочности рассчитывается толщина 6s стенки нефтепровода. После этого внутренний диаметр ds нефтепровода определяется как разность ds = Ds - 26s. Затем из решения второго уравнения системы (8.36) при известной левой части вычисляется расход Q перекачки. Наконец, из первого уравнения системы (8.36) находится годовое время Т работы нефтепровода, которое сопоставляется с нормативным лимитом времени Т8, установленным для данного трубопровода. При этом если Т > Т8, то переходят к следующему по величине диаметру нефтепровода и повторяют расчет снова. Если же Т < Т8, расчет считают законченным и рассматривают найденный диаметр как диаметр одного из возможных вариантов трубопроводной системы.

Итак, в результате гидравлического расчета, выполненного по укрупненным показателям, имеем: d = ф(п, HCT); 6 = ^(n, HJ; Q = ro(n, HCT); Т = 0(n, HCT) и теперь можно переходить к экономическим оценкам выбранного варианта.

Конечно, указанный выше расчет уступает в точности полному гидравлическому расчету нефтепровода с учетом множества конкретных деталей рассматриваемого трубопровода, однако имеющиеся в нем погрешности незначительно сказываются на общих результатах оптимизации. 228

Кроме того, на последующих стадиях проектирования выбранные параметры могут быть уточнены путем поверочных расчетов.

8.9.3. РАСЧЕТ УКРУПНЕННЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Поскольку основные параметры выбранного варианта нефтепровода найдены, можно перейти к оценке стоимости каждого из них. В процессе оптимизации эта оценка осуществляется с помощью так называемых укрупненных экономических показателей.

Капитальные вложения в линейную часть нефтепровода составляют основную долю суммарных капитальных вложений, поскольку именно на линейную часть приходится наибольшее количество технологического и вспомогательного оборудования. К вложениям в линейную часть относят стоимость труб, стоимость линейной запорной и регулирующей аппаратуры, затраты на сооружение линий электропередач и связи, прокладку подъездных дорог, на строительство сооружений катодной и электрохимической защиты, затраты на объекты линейной службы эксплуатации и значительную часть материальных и денежных затрат, связанных с прокладкой трубопровода.

Капитальные вложения Кл в линейную часть нефтепровода в общем случае представляют формулой Кл = kL, в которой k — удельные капитальные вложения, рассчитанные на 1 км трубопровода; L — протяженность нефтепровода, км.

Удельные капитальные вложения k не являются постоянной величиной, а зависят от параметров сооружаемого нефтепровода, климатического района, в котором он прокладывается, от особенностей соответствующих территорий и т.п. При некотором отвлечении от деталей коэффициент k можно представить в виде функции k = k(D, 6) для однотрубных нефтепроводов и в виде функции k = k(D1, D2, 61, 62) для двухтрубных систем. Численные значения этой функции меняются в зависимости от рыночной конъюнктуры.

Капитальные вложения в сооружение перекачивающих станций рассчитывают с помощью усредненных данных, полученных при составлении смет предыдущего строительства нефтепроводов с различными диаметрами и грузопотоками. Поэтому аналитическое выражение для капитальных вложений Кп с в сооружение одной перекачивающей станции представляется в виде функции двух аргументов (диаметр D и грузопотока G трубопровода): Кпс = K(D, G).

Для расчета капитальных вложений в сооружение перекачивающих станций на двухтрубных нефтепроводах обычно принимаются следующие допущения:

каждая перекачивающая станция обслуживает сразу оба параллельных трубопровода, и отличие ее от станции однотрубного нефтепровода состоит только в том, что она включает в себя комплекс оборудования для перекачки по второй трубе;

к стоимости станции, которая определяется по диаметру и грузопотоку той нитки, где эти параметры больше, добавляется стоимость комплекса оборудования трубопроводной нитки с меньшими параметрами; стоимость последнего составляет примерно 20 % стоимости самой станции.

Капитальные вложения в сооружение резервуарных парков. Удельные капитальные вложения в новое строительство резервуарных парков включают в себя стоимость сооружения собственно резервуаров, всего комплекса технологических систем и устройств, обеспечивающих его нормальное функционирование, а также стоимость отчуждаемой территории, системы очистки сточных вод и т.п. Обычно капитальные вложения Кр п в сооружение резервуарных парков для нефти представляются в этой обработке в виде функции от V суммарного объема парков согласно равенству Крп = Кр.п^ в котором Крп(^ — удельные капитальные вложения в резервуарный парк объемом V. Зависимость Кр п от V означает, что удельная стоимость единицы объема парка различна для парков с разным суммарным объемом: в относительно небольших парках она выше, чем в парках больших объемов. Значения функции Крп(V) можно найти в постоянно обновляемых нормах технологического проектирования, принятых в отрасли. Эти значения изменяются в зависимости от рыночной конъюнктуры.

Если во всех сравниваемых вариантах нефтепроводной системы объем резервуарных парков принимается одинаковым (равным, например, трехсуточному запасу нефти для обеспечения бесперебойной работы нефтепровода), то капитальные затраты на сооружение резервуарных парков в выборе оптимального варианта не участвуют.

Стоимость нефти в трубопроводной системе. Для того чтобы трубопроводная система могла нормально функционировать, она должна быть постоянно заполнена нефтью. Нефть находится в трубопроводе (или трубопроводах) и ре-230 зервуарных парках и без них процесс перекачки невозможен. В этом состоит характерная особенность трубопроводов вообще. Нефть, находящаяся в системе, естественно, обновляется, но на протяжении всего периода работы системы ее количество более или менее неизменно. Это означает, что на приобретение нефти должны быть затрачены деньги, поэтому стоимость некоторого количества нефти должна быть включена в капитальные вложения. Одна часть нефти постоянно находится в резервуарных парках системы, другая - в трубопроводе (трубопроводах). Оказывается, что при большом объеме полости трубопровода стоимость нефти Кн, неизменно находящейся в системе, может составлять значимую долю капитальных вложений, поэтому ей пренебрегать нельзя. Изменяя диаметр нефтепровода, число параллельных трубопроводов и другие показатели, можно варьировать стоимость нефти, находящейся в системе.

Эксплуатационные расходы в системе нефтепровода зависят от длины и диаметра трубопровода, грузопотока, числа перекачивающих станций, объема резервуарных парков и т.п. Поскольку оптимизацию параметров нефтепровода осуществляют по укрупненным показателям, эксплуатационные расходы Э0 включают несколько слагаемых: Э0 = Эл + + Эпс + Э рп, где Эл - расходы по эксплуатации линейной части нефтепровода; Эпс - расходы по эксплуатации перекачивающей станции; Э - расходы по эксплуатации резервуарных парков в системе нефтепровода.

Эксплуатационные расходы Эл включают в себя прежде всего амортизационные отчисления Эла (а4 % капитальных вложений в линейную часть), затраты на текущий ремонт Элр (^0,5 % от капитальных вложений в линейную часть), затраты Элэ на электроэнергию, а также прочие затраты Э*. Затраты на электроэнергию определяются с учетом существующего двухставочного тарифа (стоимости собственно расходуемой на перекачку электроэнергии и платы за установленную мощность). Прочие затраты включают в себя прежде всего зарплату обслуживающего персонала, которая зависит, естественно, от числа перекачивающих станций.

8.9.4. ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ

НЕФТЕПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ

При расчете параметров нефтепровода осталась неопределенность - какими же должны быть диаметр нефтепровода (или диаметры трубопроводов в случае двух-или даже многотрубного варианта), число перекачивающих станций, максимальное давление на каждой из них и т.п. Правда, из приведенных формул видно, что неопределенными в сущности являются только два параметра: например, число п перекачивающих станций и дифференциальный напор Нст, создаваемый каждой из них. Если бы эти величины были известны, остальные параметры нефтепроводной системы можно было рассчитать через них.

В существующей неопределенности скрыт основной смысл оптимизации: из множества возможных вариантов нужно выбрать наилучший. Именно такой "наилучший" вариант выявит неопределенные параметры нефтепроводной системы. Покажем, как это делается.

Формулировка оптимизационной задачи. Предположим, что анализ экономической и инвестиционной ситуации, а также сложившейся на рынке транспортных услуг конъюнктуры привел к решению о целесообразности строительства нефтепровода с грузопотоком G на расстояние L. Тогда встает вопрос, какими оптимальными параметрами должна обладать такая система.

В числе критериев оптимизации при выборе параметров нефтепроводной системы могут фигурировать ее экономическая эффективность (капитальные вложения, эксплуатационные расходы, себестоимость), надежность, экологические характеристики и другие параметры. Если предположить, что все мыслимые (возможные) варианты нефтепроводной системы решают свою главную задачу — перекачать заданное количество нефти на заданное расстояние — и    при этом

равнозначны по надежности, технологической и экологической чистоте, а отличаются только стоимостью, то в качестве основного критерия оптимизации можно выбрать приведенные затраты

П = КЕ%/100 + Э0,    (8.38)

где К — суммарные капиталовложения; Е%% — процентная ставка кредита (ежегодная плата за банковский кредит), %, например, Е%% = 12+15 %; Э0 — эксплуатационные расходы. Во всех случаях значения входящих в формулу (8.38) величин — капитальных вложений и эксплуатационных расходов — зависят от грузопотока, дальности транспортировки, числа параллельных трубопроводов в системе нефтепровода, от диаметра (или диаметров) отдельных трубопроводов, а также от множества других факторов. От экономической конъюнктуры зависит, в частности, значение такого важного коэффициента, как Е%.

Задача об оптимальном выборе параметров нефтепроводной системы формулируется следующим образом. Необходимо перекачивать из пункта А в пункт В нефть в суммарном количестве G млн т/год на расстояние L км. Требуется определить, какими должны быть параметры нефтепроводной системы (число параллельных трубопроводов, их диаметры, число перекачивающих станций, рабочее давление на них, скорость перекачки и т.п.), чтобы приведенные затраты П были минимальными, т.е. чтобы выполнялось условие

П = КЕ %/100 + Э0 ^ min.    (8.39)

Алгоритм оптимизационных расчетов. Наиболее простым методом решения сформулированной задачи является метод прямого перебора возможных вариантов, естественно, с некоторым дискретным шагом варьирования независимых переменных, с использованием компьютеров.

В качестве первоначально независимых варьируемых параметров можно взять число п перекачивающих станций и дифференциальный напор Нст, создаваемый каждой из них. Тогда по формулам (8.36) можно рассчитать внутренний d диаметр нефтепровода, толщину 6 его стенки, расход Q перекачки и годовое время T работы нефтепровода. При этом учитывается, что диаметр D = d + 26 нефтепровода может принимать лишь дискретный набор значений от 219 до 1 220 мм.

После того как все технологические параметры возможного варианта нефтепроводной системы определены, рассчитывают экономические показатели отдельных ее узлов и всей системы в целом. В результате определяют суммарные капитальные вложения К и эксплуатационные расходы Э0. Затем вычисляют приведенные затраты П, которые оказываются, таким образом, функцией двух независимых переменных: числа п перекачивающих станций и дифференциального напора Нст, создаваемого каждой из станций, т.е. П = П(п,

Нст).

В ходе оптимизации число п перекачивающих станций изменяют от 1 до N (максимального значения), а дифференциальный напор Нст, создаваемый каждой станцией — от максимально возможного до минимального значения, допускаемого в данной системе. При этом каждый раз вычисляют приведенные затраты (8.40), выбирая тот вариант, для которого эти затраты являются минимальными.

Для двух- или многотрубных нефтепроводов алгоритм оптимизационных расчетов аналогичен, только дифференциальные напоры Нст, создаваемые перекачивающими станциями, варьируют независимо друг от друга. На второй стадии оптимизационного процесса результаты расчетов одно- и многотрубных вариантов исполнения системы сравнивают друг с другом и выбирают наилучший.

Следует отметить, что опыт и сложившаяся практика проектирования нефтепроводов позволяют в ряде случаев ограничить число сравниваемых вариантов количеством от 3 до 5. Именно в этом смысле нужно рассматривать данные о связи оптимальных диаметров нефтепроводов с заданными грузопотоками (см. табл. 8.1).

Пример. Выбрать оптимальный вариант из трех конкурирующих вариантов, для которых: К1 = 3,8 млрд руб., Э01 = 80 млн руб.; К2 = = 3,4 млрд руб, Э02 = 200 млн руб.; К3 = 3,0 млрд руб., Э03 = 280 млн руб., приняв процентную ставку кредита Е% = 15 %.

Решение. Вычислим приведенные затраты для каждого из конкурирующих вариантов:

П1 = 0,15-3,8-1000 + 80 = 650 млн руб/год;

П2 = 0,15-3,4-1000 + 200 = 710 млн руб/год;

П1 = 0,15-3,0-1000 + 280 = 730 млн руб/год.

Отсюда видно, что из рассматриваемых вариантов наиболее выгодным является первый вариант.

11.2. ПЛОТНОСТЬ ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ

Один из основных параметров, характеризующих газ, — плотность, т. е. масса единицы объема газа. Размерность плотности в системе СИ — кг/м* в системе СГС — г/см3. Плотность газа известного состава определяется как сумма произведений плотиости отдельных компонентов р,- на их объемное (молярное) содержание */:

п

Р = ? */Р/    (II.4)

1=1

или по известным молекулярным массам

п

р = ? х,АГ;/22,4. i=1

(П.5)

(П.6)


Плотность сухого газа при Тир определяется по формуле

<’ = <'»-5t = 283-58'>“W-

где рн — плотность газа при 20 °С и 760 мм рт. ст., кг/м3; г — коэффициент сверхсжимаемости газа при рТ.

Если в газе содержатся водяные пары, т. е. влагосодержание W > 0, плотность газа определяется по формуле

0,00353 7W


рвл — 283,58рн


1 +


(nt-nr)]- <"-7)


где р„. п — плотность насыщенного водяного пара, кг/м3; № — влагосодержа-нис, определяемое согласно п. II.7; р^шП — давление насыщенного водяного пара, кгс/см2.

Значения рв. п и рв. п приведены в табл. II.2. Поправки к плотности сухого газа на его влажность и для давлении 730—790 мм рт. ст. приведены в табл. II.3.

В газоконденсатных скважинах при значительном содержании конденсата плотность смеси определяется по формуле

_ pQr + PkQk Q г + aKQK

(118)


Рем


где р, Рк — плотность газа и конденсата соответственно после сепаратора при 20 °С и 760 мм рт. ст., кг/м3; Qr, QK — дебиты газа и конденсата соответственно при 20 °С и 760 мм рт. ст., м3/сут.

При тех же условиях

=24-?г

(П-9)


М к

где ак — кажущийся объемный коэффициент конденсата; Мк — молекулярная масса конденсата, значения которой для некоторых месторождений СССР приведены ниже.

Месторождение

Молекулярная масса, кг/кмоль

Молекулярная масса, кг/кмоль

120

170

90

133

125


Месторождение


128

95

115

136

121

115

Уреигойское Шатлыкское Оренбургское Наипское . . Кирпичлинское

Таблица II.2

Зависимость плотности и давления насыщенного водяного пара

от температуры

t.

°с

рв.п,

кгс/см!

^В.П,

кг/м3

t.

“С

Р В.П| кгс/см2

Рп.П»

кг/м®

t.

°с

рв.п,

кгс/см2

рв.п,

кг/м*

0

0,00623

0,00485

27

0,03634

0,02576

54

0,15298

0,0998

1

0,00669

0,00519

28

0,03853

0,02722

55

0,16051

0,1044

2

0,00720

0,00556

29

0,04083

0,02875

56

0,16835

0,1092

3

0,07720

0,00594

30

0,04325

0,03036

57

0,17653

0,1142

4

0,0072

0,00636

31

0,04580

0,032205

58

0,18504

0,1193

5

0,00899

0,00679

32

0,04847

0,03381

59

0,19390

0,1257

6

0,00953

0,00726

33

0,05128

0,03565

60

0,2031

0,1302

7

0,01021

0,00775

34

0,05423

0,03758

61

0,2127

0,1360

8

0,01093

0,00826

35

0,05733

0,03960

62

0,2227

0,1420

9

0,01170

0,00882

36

0,06057

0,04172

63

0,2330

0,1482

10

0,01251

0,00940

37

0,06398

0,04393

64

0,2438

0,1546

11

0,01338

0,01001

38

0,06755

0,04623

65

0,2550

0,1630

12

0,01429

0,01066

39

0,07129

0,04864

66

0,2666

0,1682

13

0,01526

0,01134

40

0,07520

0,05115

67

0,2778

0,1753

14

0,01629

0,01206

41

0,07930

0,05376

68

0,2912

0,1827

15

0,01738

0,01282

42

0,08360

0,05659

69

0,3042

0,1903

16

0,01853

0,01363

43

0,08809

0,08935

70

0,3177

0,1982

17

0,01974

0.01447

44

0,09279

0,06234

71

0,3317

0,2064

18

0,02103

0,01536

45

0,09771

0,06545

72

0,3463

0,2148

19

0,02239

0,01630

46

0,10284

0,06868

73

0,3613

0,2236

20

0,02383

0,01729

47

0,10821

0,07205

74

0,3769

0,2326

21

0,02534

0,01833

48

0,11382

0,07557

75

0,3931

0,2420

22

0,02694

0,01942

49

0,11967

0,07923

76

0,4098

0,2516

23

0,02863

0,02057

50

0,12578

0,08302

77

0,4272

0,2515

24

0,03041

0,02177

51

0,13216

0,08696

78

0,4451

0,2718

25

0,03229

0,02304

52

0,13881

0,09107

79

0,4637

0.2824

26

0,03426

0,02437

53

0,14575

0,09535

80

0,4829

0,2933

Таблица II.3 Поправки к плотности сухого газа на его влажность

Поправка, % при температуре, С

сухого газа, кг/м3

10

15

20

25

30

35

4 0

45

50

0,4

+ 1.2

+ 1,5

+2,0

+2,7

+3,4

+5,5

1-6,4

+7,0

+8,5

0,5

+0.7

+0,9

+1,2

+1,5

+ 1.9

+2,4

+2,9

+3,5

+4,3

0,6

4-0,4

+0.5

+0.6

+0,7

+0,9

+1,0

+ 1.2

+ 1,4

+ 1.6

0,7

+0,1

+0,1

+0,2

+0,2

+0,2

+ 1.0

0,0

-0,1

—0.3

0,8

0,0

—0,1

-0.1

-0,2

-0,4

—0,6

—0,9

-1.3

— 1.7

0,9

-0,2

—0,3

-0,4

—0,6

—0,8

—1,2

-1,6

-2,2

—3.0

1.0

—0,3

-0,4

—0,6

—0,8

-1.1

-1,6

-2,1

-2,9

—3,9

ции углеводородов в смеси с воздухом. Повышение давления практически мало влияет на нижний предел воспламеняемости, но увеличивает ее верхний предел.

Пределы воспламеняемости возрастают с увеличением концентрации инертных газов в системе.

Из числа неуглеводородных компонентов природных газов наиболее часто встречаются азот, двуокись углерода и сероводород.

Углекислый газ, так же как и сероводород, вызывает коррозию металлов и, будучи негорючим, снижает теплотворную способность газа.

Азот - нейтральный компонент, служит балластом и снижает теплотворную способность газа.

В настоящее время газ не очищается от азота. Лишь на установках извлечения гелия попутно выделяется азот. Будучи легким компонентом газа, азот оказывает сильное влияние на распределение углеводородных компонентов газа по фазам.

Серьезное влияние на выбор схем подготовки к транспорту и переработки газа оказывает также наличие в газе меркаптанов, сероокиси углерода (COS), сероуглерода (CS2), сульфидов (R-S-R) и других соединений.

Меркаптаны R-CH (тиолы), где R - радикал общей формулы (СН3)„, представляют собой жидкости с резким неприятным запахом. Они нерастворимы в воде, хорошо растворяются в органических растворителях, входят во взаимодействие с металлами, образуя меркаптиды, и разрушают их.

Тиолы - аналоги спиртов, физические свойства некоторых из них даны в табл. 1.4. Свойства тиолов определяются присутствием в их молекулах тиольной группы - SH. Они легко окисляются, взаимодействуют с большим числом галоидных производных, легко реагируют с кетонами и альдегидами, с металлоорганическими соединениями.

Способность тиолов реагировать с щелочами с образованием соответствующих солей, а также результаты исследования водородного обмена в тиолах и сероводороде свидетельствуют о значительной подвижности водорода в тиогидрильной группе. Вследствие подвижности атома водорода тиолы проявляют слабокислотные свойства. Тиолы хорошо растворимы в органических реагентах. При этом в ароматических углеводородах растворимость тиолов выше, чем в парафиновых. Обычно в газовой фазе присутствует несколько тиолов - от метантиола до бутантиола включительно.

В отличие от газовой жидкая фаза - газовый конденсат -содержит значительно больше тиолов. К примеру, в составе

Название

Формула

M

T ,яС

КИИ*

r,L, .‘C

Pf * кг/л

_20

Л4

Метантиол

CH3SH

C2H4SH

48,11

5,9

-123

0,8666

-

Этантиол

62,14

35,0

-147,9

0,8391

1,4310

1 пропан-

CH/CH^SH

76,16

67,7

-113,1

0,8415

1,4383

тнол

1 -бутантиол

CH^CH^SH

90,19

98,4

-115,7

0,8416

1,4429

Пентантиол

CH3(CH2)4SH

104,22

126,6

-75,7

0,8421

1,4469

1 -гексан-тиол

CH3(CH2),SH

118,25

150

-80,5

0,8490

t ,4497

Гептантиол

CH,(CH2)fiSH

132,28

176,3

-43,3

0,8431

1,4521

Октантиол

CH,(CH3)7SH

146,30

199

-49,2

0,8433

1,4542

Нонактиол

CH^CH^SH

160,33

219,8

-20,1

0,8437

1,4558

1 -декантиол

CH,(CH2)9SH

(CH3)2S

174,36

239,2

-20,6

0,8445

1,4571

Дкметил-

сульфид

62,13

37,3

-98,3

0,8482

"

Днэтил-

сульфид

(C2H5)2S

90,19

92,1

-103,9

0,8362

1,4429

Днпропил-

сульфид

(C3HT)2S

118,29

142,8

-102,5

0,8377

1,4487

Дибутил-

сульфид

(C,H9)2S

146,29

189,0

-76,7

0,8385

1,4503

Диамил-

сульфид

(C,HU),S

174,35

229,6

0,8390

1,4564

Дигексил-

сульфид

(C6 Hl3)2S

202,41

260,0

1,4590

Диметил-

(CH3)2S2

94,10

109,7

-84,7

1,0623

1,5259

сульфид Диэтилд it-сульфид

(C3Hs)2S3

122,25

154,0

-101,5

0,9933

1,5072

Дипропил-

дисульфид

(C3H7)2S2

150,31

194,7

-856

0,9598

1,4980

Дибутил-

дисульфид

(C4Hs)2S2

178,36

235,6

0,9371

1,4923

конденсата Оренбургского месторождения обнаружено свыше 20 меркаптанов. Тиолы способны взаимодействовать с кислородом и сероводородом, образуя полисульфиды. В то же время, обладая высокой реакционной способностью, они могут окисляться до дисульфидов, которые менее вредны. Содержание дисульфидов в газе обычно низкое.

Меркаптаны применяют в основном для производства инсектицидов для борьбы с вредителями сельского хозяйства. Потребность в них покрывается за счет производства их синтетическим путем. Меркаптаны применяют также для получения разнообразных моющих средств. Окислительным хлорированием меркаптанов, сульфидов, дисульфидов получают сульфохлориды, которые являются исходными продуктами для синтеза растворителей, пластификаторов, поверхностноактивных веществ. Легкокипящие меркаптаны, выделенные из

г

Нормальный бутан СН3— СН2— СН2— СБз


Изобутан

сн3— СН—сн3

СН3

Рис. 1.1. Структурные формулы предельных углеводородов:

а — общая формула предельных углеводородов СгН2п+3; 6, в — метан СН,; г — нормальный бутаы л-С4Н,0; д — изобутан г-С4Нш

Среди тяжелых газообразных углеводородов в составе природного газа преобладают этан и пропан, в меньших количествах присутствуют бутан, пентан, гептан и более тяжелые (по числу атомов углерода и водорода) углеводороды. Они образуют с метаном единый гомологический ряд, их называют гомологами метана. Гомологами называют вещества со сходными химическими свойствами, но отличающиеся на одну или несколько групп СН> (метилен).

Некоторые из тяжелых углеводородов — бутан, пентан и более тяжелые — имеют изомеры. Изомерами называются вещества с одинаковым составом, но различающиеся в химическом строении. Например, существование нормального и изомерного бутана объясняется структурной изомерией углеводородного скелета (рис. 1.1, г, д).

В природных условиях изомеры бутана и пентана ведут себя иначе, чем нормальные формы. Этим различием пользуются, в частности, для определения типа залежей газа и нефти по соотношению /'-С4Н10 к f'-C4H10 или другим термобарическим показателям углеводородных систем. По мнению авторов, использованию термобарических показателей при разведке газовых и нефтяных месторождений принадлежит большое будущее.

Метан (СН4), этан (С2Не) и этилен (С2Н4) при нормальных условиях (р = 0,1 МПа и Г = 273 К) являются бесцветными газами.

Пропан (С3Н8), пропилен (С3Н6), изобутан (/-С4Н10), нормальный бутан (л-С4Н10), бутилены (С4Н8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенном давлении — в жидком. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (г-С5Н12) и более тяжелые, входят в состав бензиновой фракции.

Углеводороды, содержащие от пяти до пятнадцати атомов углерода, при атмосферном давлении и нормальной темпера-type — жидкости (до пентадекана). Свыше пятнадцати атомов углерода — твердые вещества, например, парафин.

Основные физико-химические свойства алканов (предельных углеводородов) приведены в табл. 1.5.

Метан легче воздуха (относительная плотность его по воз-


С



(I


н н


н —с С—Н


с


в


н


с=с

II


с—н



н в


% /


н—с


с


с

н



н


Рис. 1.2. Структурные формулы непредельных и ароматических

углеводородов:

а — этилен С-2Н4; 6 - циклогексан С5Н12; в — бензол СГ)Н6

§ 4. Ёлияние весомости жидкости на характеристики кавитациойнбгО

W    АЁ60А1ЁА

АЁААА    ЙЁАА^Ё I

Глушение скважин — это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида. Он предшествует капитальному и текущему ремонту скважин.

9.1. ODAAiAAiEB Ё ^EAfilNOB I

АЁО0А ieb ЯЁАА^Ё I

После капитального или текущего ремонта почти во всех скважинах отмечается снижение продуктивности вследствие загрязнения продуктивного пласта при глушении и собственно ремонте. Одна из основных причин снижения продуктивности скважин после ремонта — несоответствие применяемых жидкостей глушения (ЖГ) геологотехническим условиям. Жидкости глушения должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту и измерениям в скважине. Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического. Примером смешанного или химического воздействия является процесс глинизации пласта и его закупорки жидкостями. Механическое воздействие на пласт проявляется в закупорке пласта по стенке скважины и в призабойной зоне или в нарушении структуры пласта.

Основные требования к жидкостям глушения состоят в том, чтобы они имели плотность, достаточную для обеспечения необходимого противодавления на пласт, обеспечивали максимальное сохранение коллекторских свойств пласта, регулируемость технологических свойств (взрыво- и пожаробе-492 зопасность, термостабильность) и успешное проведение различных операций, а также были технологичными в приготовлении и использовании. Главные компоненты жидкостей глушения: жидкость (фильтрат), закупоривающие частицы, добавки различного назначения. Для низкопроницаемых коллекторов используются жидкости без твердой фазы.

Для выбора жидкости глушения учитывают ряд факторов: снижение набухания глин, температура замерзания, коррозионная стойкость, совместимость с пластовыми жидкостями, плотность, возможная опасность для персонала и окружающей среды.

Выбор концентрации добавок солей к воде для приготовления различных жидкостей глушения с целью достижения ингибирования глин рекомендуется осуществлять в следующих пределах: 5—10 % NaCl, 1—3 % CaCl2, 1—3 % KCl.

Плотность растворов (в г/см3) может составлять:    NaCl

1.0-1,17;    CaCl2 1,0-1,39; смесь NaCl и CaCl2 1,2-1,4; KCl

1.0-1,16; смесь CaCl2 и CaBr2 1,4-1,81. Верхний предел плотности устанавливается исходя из условий растворимости при рабочей температуре или из условий замерзания, или из условий создания необходимого противодавления на пласт. Жидкость глушения может быть плохо совместимой с пластовыми водами. В этом случае есть опасность снижения проницаемости из-за выпадения осадка в пористой среде. Скорость коррозии труб жидкостями глушения считается приемлемой и безопасной, если составляет 0,125 мм в год. Наиболее распространенной в настоящее время жидкостью глушения является раствор NaCl. Значительно реже в качестве жидкости глушения используют растворы CaCl2.

Однако использование этих материалов не обеспечивает сохранения, а тем более улучшения коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных терригенными отложениями. В условиях низкопроницаемых заглинизированных коллекторов применение упомянутых жидкостей глушения приводит к значительному снижению продуктивности скважин после глушения, увеличению продолжительности процесса вызова притока после ремонта.

В качестве рабочих жидкостей для заканчивания и ремонта скважин наряду с растворами NaCl, CaCl2 предлагается использовать растворы KCl, Na2SO4, Na2CO3, NaHCO3, CaBr2, K2CO3 и их смеси, а также водный раствор К3РО4.

Как показали проведенные в б. ВНИИКРнефти исследования для искусственных кернов (спрессованная смесь песка,

0,5 % глины, 3 % мела), значения коэффициента восстановления проницаемости в для растворов KCl, Na2SO4, Na2CO3, NaHCO3, K2PO4 составляют 95 — 100 %, для CaBr2 — до 85 %, для К2СО3 - 115-120 %.

Таким образом, из названных реагентов только раствор К2СО3 является обрабатывающим, способным не только восстанавливать, но и улучшать проницаемость глинистого песчаника-коллектора.

Причиной этой способности у раствора К2СО3 объясняется высокой активностью ионов калия и относительно небольшим (например, по сравнению с ионом хлора у KCl) ги-дратным числом у иона СО3. Поэтому при ионообмене с глинистыми минералами К2СО3 образует более тонкие (чем KCl) гидратные оболочки на глинистых частицах, в результате чего обеспечивается повышение пористости и соответственно проницаемости заглинизированных песчаников.

К утончению гидратных оболочек глинистых частиц приводит их обработка водными растворами комплексонов. В частности, в 1,6-1,7 раза уменьшается коэффициент набухания глин, обработанных 1%-ным раствором НТФ, по сравнению с коэффициентом набухания глины в воде.

Обработке неглубоких водозаборных скважин с помощью растворов различных реагентов: гидразина соляно-кислотного (N2H4-2HCl), гидразина сернокислого (N2H2-H2SO4), перекиси водорода (Н2О2), смесей N2H2-H2SO4 и Н2О2, Na2CO3 и Н2О2, NH4HCO3 и Н2О2, (NH4)2CO3 и Н2О2, N2H2-H2SO4 и NaHSO4 (бисульфат натрия) (по 260 скважинам сельскохозяйственного водоснабжения) свидетельствуют об увеличении их дебитов в среднем на 46 %. При этом следует иметь в виду, что обработка реагентами осуществляется в комплексе с виброобрат-кой скважин низкочастотными колебаниями или вакуумным воздействием.

В качестве жидкостей глушения используются пена, метанол, дизтопливо, сырая нефть, эмульсионные растворы, минерализованная различными добавками (KCl, NaCl, CaCl2, CaBr2) вода.

Известно также использование твердых частиц, растворимых в кислотах, в качестве добавок к жидкостям для закан-чивания скважин. Кольматация призабойной зоны пласта твердыми частицами является одним из основных факторов потери ее проницаемости. Вероятно, отмеченное использование кислоторастворимых частиц в составе жидкостей глушения в случаях проведения ремонтных работ с наличием твердой фазы в интервале продуктивного пласта (например, при проведении перфорационных работ) является одним из воз-494 можных путей сохранения естественной проницаемости призабойной зоны.

В качестве жидкости глушения предложено использование электролитов (из группы Na+, K+, Ca++, Zn+ + , Br+ и их смесей), неионных полимеров, растворимых в воде и малочувствительных к катионам (типа гидроксиэтилцеллюлозы) и кислоторастворимой добавки меда (диаметр частиц равен 1/3 диаметра под коллекторы). Жидкость готовится в следующем порядке: рассол (40 г/л), полимерный раствор (1,5-7 г/л) совместно с СаСО3 (25-100 г/л). Плотность жидкости регулируется от 0,9 до 1,8 г/см3 путем ввода дизельного топлива или СаСО3 с электролитом.

Для глушения используют широкий спектр флюидов, рассолы (KCl, NaCl и др.), эмульсионные растворы, сырую нефть, дизельное топливо, метанол, природный газ, пену, воздух.

Нефть и нефтеэмульсионные растворы могут с успехом применяться в качестве жидкостей глушения в пластах с водочувствительными глинами и в зависимости от геологотехнических условий. Однако повышенная пожароопасность и сложность приготовления являются причинами, препятствующими их широкому внедрению. Известно и применение для глушения скважин с водочувствительными глинами в коллекторе растворов на нефтяной основе, представляющих собой смеси окисленного битума, органических кислот, щелочи, стабилизатора и дизельного топлива. Битум диспергируется до коллоидного состояния в дизельном топливе и служит для снижения фильтратоотдачи. С той же целью используется и разновидность раствора на нефтяной основе - меловая эмульсия. Значительного распространения эти растворы не нашли по указанным причинам.

Если при глушении скважины, вышедшей в ремонт, применять жидкость, обладающую одновременно свойствами за-давочной жидкости (регулируемые плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига) и растворяющей способностью к парафинистым и асфальтосмолистым отложениям, то операцию обработки призабойной зоны можно совместить с подземным ремонтом. Такой технологической жидкостью является обратная эмульсия, содержащая в дисперсионной среде необходимое количество углеводородного растворителя, способного отфильтровываться без разрушения эмульсии.

Эффективность обработки призабойной зоны продуктивного пласта обратной эмульсией, обладающей растворяющими свойствами, превышает эффективность обработки пласта чистым углеводородным растворителем.

Жидкости глушения на основе водных растворов солей, хотя и считаются растворами без твердой фазы, на практике содержат твердую фазу, представляющую собой механические примеси в воде затворения, в связи с тем, что:

твердые частицы могут содержаться в воде, когда она берется из рек и водоемов;

может быть загрязнен товарный продукт — соль; примеси могут проникать в воду из поверхностных емкостей и оборудования;

возможны твердые частицы физико-химического происхождения из-за осаждения некоторых соединений непосредственно в скважине.

Механические примеси существенно снижают проницаемость пористой среды. При фильтрации воды через песчаник проницаемостью 0,45 мкм2, даже тщательно очищенная вода вызывает снижение проницаемости: вода, очищенная через 2-мкм хлопковый фильтр, снижает проницаемость на 20 %. В промысловых условиях вода с содержанием твердых частиц 10—15 мг/л считается "чистой", однако такая вода способствует снижению проницаемости упомянутого песчаника на 90 %. При обратной фильтрации восстановление проницаемости составляет всего 30 %. Для достижения требуемой чистоты жидкостей глушения применяют соответствующие системы их очистки.

Наиболее податливыми к разрушению полимерами, применяемыми в промысловой практике, являются материалы на основе целлюлозы: гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил-целлюлоза, крахмал, гуаровая смола и некоторые биополимеры. Для их последующего разрушения, удаления и очистки скважины применяются кислоты, а также окисляющие полимеры, уменьшающие вязкость. Среди полимеров целлюлозы гидроксиэтилцеллюлоза при разрушении образует минимальное количество нерастворимых остатков, в то время как крахмал и гуаровая смола образуют нерастворимые остаточные продукты в количествах, которые могут заметно коль-матировать коллектор. Нерастворимые остатки полимеров разрушаются термическим способом либо тщательной промывкой пласта.

В б. ВНИИКРнефти разработана ЖГ для скважин месторождений Главтюменнефтегаза на основе водного раствора смеси хлорида и нитрата кальция. Жидкость плотностью 1,60 г/см3 кристаллизуется при минус 8—16 °С; плотностью 496 1,45 г/см3 — ниже 50 °С. Вязкостные и фильтрационные свойства жидкости до температуры 100 °С можно регулировать добавкой крахмального реагента, а до 150 °С — оксиэ-тилцеллюлозы. Рассол может быть использован при глушении скважин, склонных к нефтегазопроявлениям и поглощению ЖГ. Ингибирующая способность жидкости по отношению к глинистым минералам продуктивного пласта на порядок выше, чем у ингибированных буровых растворов соответствующей плотности, включая известные составы обратных эмульсий.

Разработаны рассолы на основе бромсодержащих солей плотностью выше 1,60 г/см3. Наиболее перспективным компонентом таких жидкостей считается бромид кальция. Растворы на его основе могут достигать плотность 2,20 г/см3 ( в смеси с другими солями); они коррозионно-инертны, малотоксичны.

В качестве ЖГ плотностью до 1,81 г/см3 можно использовать раствор для приготовления ЖГ, который, кроме бромида кальция и воды, содержит гидроксид кальция и свободный аммиак. Эти добавки обеспечивают снижение коррозионной активности и повышение термостойкости жидкости.

Б. ВНИИКРнефтью совместно с ВНИИйодобромом разработаны составы рассолов на основе смеси бромида кальция с другими его солями. Например, если плотность 60%-ного раствора бромида кальция при температуре 25 °С 1,86 г/см3, то плотность раствора из смеси бромида кальция (48 %) и хлорида кальция (14,3 %) равна 1,87 г/см3. Наибольшая плотность (2,20 г/см3) у водного раствора бромида кальция и бромида цинка. Смешение двух-трех солей позволяет не только повысить плотность рассолов, но и на 20 — 25 % снизить расход бромида кальция. Растворы на основе бромида кальция обладают высоким ингибирующим действием по отношению к глинистым минералам продуктивного пласта.

Преимущества рассолов повышенной плотности по сравнению с утяжеленными глинистыми растворами были подтверждены в промышленных условиях как при перфорации скважин, так и при их глушении.

Для регулирования технологических свойств рассолов на основе бромида кальция были апробированы аминодекстрин, модифицированный крахмал, оксиэтилцеллюлоза. Обработка раствора бромида кальция плотностью до 1,50 г/см3 амино-декстрином и модифицированным крахмалом обеспечивает регулирование вязкости и фильтрационных свойств при температуре до 100 °С. Свойства рассолов плотностью 1,50 — 1,80 г/см3 эффективно регулируются добавкой модифицированного крахмала. Свойства рассола плотностью до 1,70 г/см3 изменяются добавкой оксиэтилцеллюлозы. Этот реагент термостабилен до температуры 150 °С; расход его значительно ниже, чем двух предыдущих. Значения фильтрации рассолов на основе бромида кальция хорошо регулируются комбинированным вводом оксиэтилцеллюлозы и карбонатов (мел, известняк, сидерит).

Сокращение потерь (ухода) жидкости глушения в результате поглощения в пласт может быть достигнуто добавкой растворимых твердых частиц, создающих временно корку на стенках скважины. Корка не дает возможности загрязнить пласт и в то же время позволяет быстро очистить призабойную зону скважины, нанеся минимальный ущерб проницаемости пласта.

В практике работ применяют растворимые твердые частицы двух типов: растворимые в кислотах и нефти. К первому типу относятся уже упомянутый карбонат кальция (мел) и карбонат железа (сидерит), применяемые для борьбы с поглощениями солевых растворов. Эти добавки предотвращают проникновение в пласт нерастворимых твердых частиц. Наиболее широко применяют мел, так как он в 30 раз быстрее растворяется в кислоте, чем сидерит. Ко второму типу относятся смолистые вещества, которые применяют там, где нет необходимости или противопоказано проводить солянокислотные обработки, так как эти вещества растворяются в сырой нефти и газоконденсате.

Растворимые в нефти смолы используют совместно с полимерами на вискозной основе, которые сводят до минимума потери жидкости при глушении и ремонте скважин. Нефтерастворимые смолы образуют на стенке скважины тонкую фильтрационную пленку, которая не обладает естественным структурным натяжением, быстро и полностью разрушается при движении пластовых флюидов к забою скважины под действием депрессии на пласт. Нефтерастворимые смолы могут применяться при всех видах солевых растворов и остаются стабильными при температуре на забое скважины до 120-150 °С.

Выводы:

на проницаемость терригенных заглинизированных коллекторов существенное влияние оказывает химическая природа жидкости глушения;

определяющим фактором в проблеме сохранения коллекторских свойств пласта, наряду с химической природой жид-498 кости глушения, является наличие в ней механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм;

наиболее технологическими и безопасными в применении из-за простоты приготовления и невзрывоопасности являются солевые растворы на водной основе без твердой фазы;

разработка новых эффективных составов жидкостей глушения может осуществляться на основе водных растворов химических соединений с повышенными ингибирующими способностями по отношению к глинистой фазе коллектора, а также растворов на этой основе, содержащих растворимую твердую фазу;

применение новых составов жидкостей глушения на водной основе "без твердой фазы" должно сопровождаться очисткой (раствора, используемого оборудования, скважины), при которой в призабойную зону исключается проникновение нерастворимых твердых мехпримесей с диаметром частиц 2 мкм.

9.2. AOAlD NINOAAiA ^ea?inoAe АЁО0А1Ё6

Проблема наиболее полного использования добывных возможностей скважин в последние годы становится все более актуальной, так как условия разработки месторождений углеводородов усложняются в связи с вводом в эксплуатацию низкопродуктивных залежей. Основными условиями обеспечения наиболее полного решения этой задачи являются сохранение и улучшение коллекторских свойств пласта в процессе воздействия на него при заканчивании и ремонте скважин. Решение этой задачи не может быть обеспечено без правильного выбора солевых составов, используемых в качестве жидкостей глушения и перфорации. Необходимые требования к ним следующие: сохранение и увеличение естественной проницаемости продуктивного пласта; плотность, обеспечивающая безопасность проведения работ; низкая коррозионная активность; отсутствие механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм; экологическая безопасность. Однако наряду с соблюдением всех перечисленных требований, определяющим при выборе является положительное влияние на проницаемость продуктивного пласта. Таким образом, наиболее перспективными для использования в качестве жидкостей глушения и перфорации являются солевые растворы без твердой фазы, обеспечивающие ингибирование глинистых минералов и сводящие к минимуму потерю проницаемости, связанную с набуханием глин.

Результаты изучения данной проблемы приводят к следующим выводам.

1. В качестве жидкостей глушения и перфорации, не снижающих проницаемость терригенных заглинизированных коллекторов, могут быть рекомендованы солевые составы без твердой фазы (не содержащие части размером более 2 мкм) на основе поташа (К2С03) с добавками комплексонов (НТФ, ОЭДФ), так как они не только сохраняют, но и увеличивают естественную проницаемость кернового материала.

2.    Солевые составы на основе поташа и комплексонов отличаются низкой коррозионной активностью.

3.    Температура замерзания растворов поташа обеспечивает возможность круглогодичного использования их в качестве технологических жидкостей глушения.

9.3. ОАО 11ЁАЁ6 АЁО0А1Ё6 ЙЁАА^Ё I iAiaie

При низких пластовых давлениях, составляющих менее половины гидростатического, для предотвращения загрязнения призабойной зоны положительные результаты дает применение трехфазных пен в качестве рабочих жидкостей для глушения скважин. Для примера рассмотрим их применение в сложных геолого-физических условиях Кубани.

Для горно-геологических условий месторождений Краснодарского края, характеризующихся большими глубинами залегания продуктивных горизонтов, высокими забойными температурами, большим скоплением в стволах скважин пластовых флюидов (вода, газоконденсат), возможностью частичного проникновения трехфазных пен в пласт и другими факторами, потребовалась разработка усовершенствованной технологии глушения скважин, предусматривающая применение, кроме трехфазных пен, газоконденсата и двухфазных пен для разрушения пены в призабойной зоне при освоении скважин и удаления жидкости из ствола скважин при их глушении.

Кроме того, для уменьшения отрицательного влияния трехфазной пены на призабойную зону из-за высоких пластовых температур потребовалось создание методики расчетов 500 процессов глушения, а также разработка табличных справочных материалов для упрощения использования разработанной технологии в промысловых условиях.

Пены представляют собой дисперсные системы, состоящие из ячеек - пузырьков газа, разделенных пленкой жидкости. Газ рассматривается как дисперсная фаза, а жидкость -как непрерывная дисперсионная среда. Разделяющие пузырьки газа жидкие пленки образуют в совокупности пленочный каркас, являющийся основой пены.

Для получения пены в системе жидкость - газ обязательно присутствие поверхностно-активных веществ. Молекула ПАВ состоит из гидрофобной части и способного гидратироваться остатка - гидрофильной группы. Адсорбируясь на поверхности раздела жидкости с газом (воздухом), молекулы ПАВ образуют своеобразный поверхностный слой, в котором они располагаются определенным образом. Ориентация происходит так, что гидрофильтная часть молекулы находится в водной фазе, а гидрофобная часть направлена в сторону газовой с реды.

Добавка к жидкости ПАВ приводит к снижению поверхностного натяжения, которое представляет собой работу, необходимую для образования единицы новой поверхности. Механизм образования пузырька пены сводится к образованию адсорбционного слоя на межфазной поверхности газообразного включения в жидкой среде, содержащей ПАВ. При выходе пузырьков на поверхность раствора он окружается двойным слоем ориентированных молекул.

Структура пен определяется соотношением объемов газовой и жидкой фаз, и в зависимости от этого соотношения ячейки пены могут иметь сферическую или многогранную форму.

Пенную систему характеризуют следующие свойства: пенообразующая способность раствора ПАВ - объем или высота столба пены, которая образуется из определенного объема пенообразующей жидкости при соблюдении заданных условий в течение данного времени;

кратность пены - отношение объема пены к объему пенообразующей жидкости, пошедшей на ее образование;

устойчивость или стабильность пены - время существования (жизни) элемента пены (отдельного пузырька, пленки) или определенного ее объема;

плотность пены изменяется в широких пределах и зависит от плотности пенообразующей жидкости, степени аэрации а0 и условий, в которых она определяется (давление, температура);

коэффициент эжекции V0 — объем газа, приходящийся на единицу объема пенообразующей жидкости при давлении смешанного потока (в случае применения эжектора);

пластическая прочность рт или статическое напряжение сдвига Q(t);

прочность предельно разрушенной структуры, определяемая на коническом пластометре или приборе СНС-2;

дисперсность пен, которая может быть задана средним размером пузырька, распределением пузырьков по размерам или поверхностью раздела раствор — газ в единице объема пены.

9.3.1. бИбАЁА NAIENOAA iAl

ИЁ OЁDЁбЁBOЁЁ A ШАЛОТА

Практика проведения работ по глушению и освоению скважин с применением трех- и двухфазных пен показывает, что после прекращения закачки пены в скважину происходит ее перелив как из трубного пространства, так и межтрубного. Известно, что в результате перелива забойное давление может быть снижено более чем на 50 % по сравнению с давлением, которое наблюдалось при циркуляции (В. А. Амиян, Н.П. Васильева).

Причины перелива пены из скважины после прекращения циркуляции следующие:

упругое расширение пены в результате снижения давления на значение гидравлических потерь на трение;

температурное расширение пены в результате прогрева до температуры окружающих скважину горных пород;

дополнительное температурное расширение пены за счет получения дополнительного количества теплоты, компенсирующего снижение температуры в результате уменьшения давления.

Все эти процессы происходят одновременно, и перелив пены прекращается при условии равенства суммарной энергии, приводящей к увеличению объема пены, потерям энергии на трение в результате движения пены.

Исходя из этих положений, с целью предотвращения перелива пены из скважины технология глушения скважин должна предусматривать закачку определенного количества бурового раствора как в межтрубное пространство, так и в трубное. Гидростатическое давление столба бурового раствора должно компенсировать давление, развиваемое пеной, в

502

результате температурного, упругого и дополнительного температурного расширения.

В общем виде это может быть выражено следующей зависимостью:

Ргр    Ртр п + РтрЯ + Рt,

где ргр — необходимое гидростатическое давление столба бурового раствора для предотвращения перелива пены; ртр п — потери давления на трение при переливе пены; а — коэффициент запаса энергии пены; pt — давление, создаваемое пеной в результате температурного расширения.

Значение ргр определяется на основе промысловых данных по технологии глушения.

9.3.2.    ЛЁЁВ1ЁА iAIU 1А 1В11ЁблА1ШОи

11вёсо1ё ndAau

Закупоривающие свойства пен объясняются следующими физико-химическими процессами, происходящими в призабойной зоне при проникновении пены в пласт: разрушением гидратных слоев на твердой поверхности и частичной ее гидрофобизацией в результате адсорбции ПАВ;

прилипанием пузырьков пены к гидрофобизованной поверхности поровых каналов;

проявлением эффекта Жамена; электровязкостными свойствами пен;

увеличением межфазной удельной поверхности при фильтрации пены через пористую среду.

Таким образом, можно сделать вывод, что пена проникает в пласт на небольшую глубину и для дальнейшего ее проникновения необходимо приложить значительные градиенты давления.

Наряду с высокими закупоривающими свойствами устойчивые пены обладают и низкой водоотдачей, а это значит, что и проникновение фильтрата в пласт будет значительно меньше, чем при использовании обычных жидкостей; водоотдача пен в 3 — 6 раз меньше, чем водоотдача исходных буровых растворов.

9.3.3.    ОАО11Ё1ЛЁВ ЛЁО0А1ЁВ ЙЁАА^Ё1 ODAOoAgi^ 1А11Ё

Исходя из рассмотренных свойств трехфазных пен (закупоривающие свойства пен, изменение гидроста-

503

тического давления на забое заполненной пеной скважины, водоотдача пен и др.), а также промысловых исследований разработана следующая технология глушения ими скважин применительно к горно-геологическим условиям разработки газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края.

В остановленную скважину через межтрубное или трубное пространство закачивается объем пены, достаточный для создания давления, равного (0,5 + 0,7)рпл (рис. 9.1, а). Для того чтобы предотвратить проникновение пены в продуктивный пласт, сумма давления столба пены р гп и давления на устье скважины р6 должна равняться пластовому давлению рпл:

рзаб    ргп + рб    рпл.    (9.1)

После закачки пены скважина закрывается на время т, достаточное для ее прогрева. При этом давление на устье скважины поддерживается постоянным (р6 = const), а давление на забое в результате структурообразования и других факторов снизиться до значения (рис. 9.1, б)

4Hj0(t)    (9 2)

Р заб = Рб + Ргп + -1-,    (9.2)

D - d

где р6 - давление на головке скважины; р гп - гидростатическое давление столба пены высотой Нг; 0(т) - статическое напряжение сдвига пены к моменту времени т; D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d - наружный диаметр НКТ.

К этому времени газ может частично поступить в ствол скважины и оттеснить пену из призабойной зоны. Через промежуток времени как в трубное, так и в межтрубное пространство закачиваются объемы бурового раствора, необходимые для создания нужного давления.

Суммарное гидростатическое давление столбов пены р гп и бурового раствора ргр при полностью разрушенной структуре должно превышать пластовое рпл в 1,2 раза, т.е. (рис. 9.1, в)

ргп + ргр =    1,2 рпл.    (9.3)

Вследствие того, что не все давление, создаваемое столбом бурового раствора, передается на забой и что произойдет "зависание" бурового раствора и пены, фактическое давление (рис. 9.1, е)

Рис. 9.1. Схема глушения скважины трехфазной пеной:

I — газ; II — продуктивный пласт; III — трехфазная пена; IV — глинистый раствор; V — газоконденсат; VI — двухфазная пена

Несмотря на то что к моменту времени т J рза6 < рпл, движения пены и бурового раствора не произойдет,    так    как после разрушения    структуры пены и раствора    рза6    будет    равно

1,2Рпл-

После проведения необходимых ремонтных работ и спуска НКТ проводится освоение скважины двухфазной пеной. Перед освоением в межтрубное пространство закачивается газоконденсат. Закачка газоконденсата преследует следующую цель. Если в процессе глушения и проведения ремонтных работ пена практически не контактирует с пластом, то в процессе освоения картина меняется.

Забойное давление в момент восстановления циркуляции (рис. 9.1, д)

п п , п ,    101(т)    4H20р(т) - П    (9 5)

Рзаб - П„п + Ргр +---> рпл,    (9.5)

d d

т.е. создаются условия для контактирования пены с продуктивным пластом. Несмотря на то что время этого контакта незначительное, пена все-таки может проникнуть в пласт на незначительное расстояние. Для разрушения пены, попавшей в пласт, и пены в стволе скважины производится закачка газоконденсата (рис. 9.1, г).

С целью широкого промышленного внедрения разработанной технологии глушения и упрощения расчетов ее проведения в промысловых условиях составлена и утверждена Инструкция по технологии глушения и освоения скважин на месторождениях предприятия "Кубаньморнефтегазпром", находящихся на различной стадии разработки (рпл = 0,1+0,8рг).

Данной Инструкцией рекомендуется следующая последовательность проведения работ.

На глушение скважины составляет план. В плане указываются цель работ, краткие геолого-технические данные о скважине, необходимые материалы и техника, технология проведения работ и мероприятия по технике безопасности безаварийному ведению работ.

Производится исследование скважины с целью определения эффективности проводимых работ. Приготавливается пенообразующая жидкость. На приготовление пенообразующей жидкости объемом 1 м3 необходимо 100 — 125 кг бентонитовой глины и 10—15 л 30 — 40%-ного водного раствора сульфанола. Объем бурового раствора должен быть в 1,5 раза больше, чем необходимо для приготовления пены и жидкости для продавки пены. Приготовленный буровой раствор из бентонитовой глины (без сульфонола) оставляется на сутки для полной диспергации глины. Через сутки буровой раствор перемешивается цементировочным агрегатом и к нему добавляется расчетное количество сульфонола. После добавления сульфонола раствор вновь перемешивается по закрытому циклу в течение 1 — 1,5 ч.

Рассчитываются необходимые технологические параметры для проведения операции.

Определяется объем пенообразующей жидкости, необходимой для приготовления пены из расчета, чтобы ее столб в условиях скважины создал давление (0,5 —0,7) от пластового по формуле

10(0,5 - 0,7^

(9.6)


рп ж

где Vп ж — необходимый объем пенообразующей жидкости, м3; рпл — пластовое давление, МПа; рп ж — плотность пенообразующей жидкости, г/см3; q — объем 1 м ствола скважины, м3; Vзум — объем зумпфера, м3.

Определяются объемы бурового раствора, необходимые для закачки в трубное и межтрубное пространство с целью предотвращения перелива пены: для труб

V    _ 10(0,5 - 0,7)Рпл q ;

(9.7)

(9.8)


V тр    q1;

рп ж

для межтрубного пространства

где qj    —    объем    1 м    труб,    м3;    q2    —    объем    1 м межтрубного

пространства, м3.

Расчеты проведены для колонн диаметром 0,14, 0,146 и

0,168 мм при различных диаметрах НКТ и пластовых давлениях, а также при различных давлениях, создаваемых пеной и буровым раствором. Плотность пенообразующей жидкости принята 1,06 г/см3, как наиболее часто применяемая на практике.

Затем определяется необходимая степень аэрации пены в нормальных условиях по формуле

(1'2Рпл + p0)Z 0T0

(9.9)


а0 _-;—^0 0-

Р0 ZT [1 + Кп(1,2рпл + Р0)] где a 0 — степень аэрации пены в забойных условиях, а 0 = = 1,5^2; Z, Z0 — коэффициент сверхсжимаемости газовой фазы пены в забойных и нормальных условиях соответственно; Т, Т0 — нормальная и забойная температура соответственно; Кп — коэффициент, учитывающий свойства пен, Кп = 0,005.

Для упрощения на практике выбора необходимой степени аэрации проведены расчеты и построены зависимости а 0 от рпл при условиях ар = 1,5 и а = 2, Z/Z0 = 1 и Т0/Т = = 298/413 = 0,722 (рис. 9.2).

Ориентировочно время прогрева пены

т =    С р At1    +    шжс р At1    (9    10)

_    KFAtср    ,    (    ‘    )

где шг — масса газа, кг; Ср — удельная теплоемкость газа, Ср = 0,24; At1 — разность между конечной и начальной температурой пены; шж — масса жидкости; СрЖ — удельная теплоемкость жидкости, Срж = 0,9; К — коэффициент теплоотдачи, К — 5; F — теплопередающая поверхность; ^р = [(^л — ^ач) + (^л— ^он)]/2; ^л — пластовая температура; tнач — температура пены в момент прекращения ее закачки; tKOT — температуры пены после ее прогрева.

Точное время прогрева пены определяется для каждого месторождения путем глубинных замеров температуры и давления в процессе глушения скважины и обработки результатов. Практически это время составляет 8—10 ч.

Рассчитывается режим работы агрегатов. Приготовление пены и закачка ее в скважину осуществляются с помощью эжектора. Коэффициент эжекции эжектора


(9.11)

где рагр — давление на входе в эжектор; рг — давление газа (воздуха); рсм — давление закачки пены, рсм = ргол+(1+2); ргол — давление на головке остановленной скважины.

Уравнение справедливо, когда ргол = const и когда расход газа неограничен, т.е. в случае использования газа из шлейфа. Однако с учетом того, что в шлейфе всегда находится пластовая вода и газоконденсат, на практике источником газа (воздуха) является компрессор УКП-80, подача которого составляет 133 л/с и не может полностью обеспечить стабильную работу эжектора. Поэтому, исключая начальный период закачки пены, эжектор работает как смеситель. При этом подача компрессора практически остается постоянной, а производительность агрегата (в л/с) зависит от давления на входе в сопло и определяется выражением

где ^ — коэффициент, ^ = 0,9    —    площадь сечения сопла,

м2; рр — давление на входе в сопло, МПа.

Исходя из этого и зная давление на входе в эжектор, можно определить и производительность агрегата. Зная производительность агрегата Оагр и подачу компрессора Q г, можно найти степень аэрации.

Для удобства расчетов построены зависимости степени аэрации а0 от давления на входе в смеситель (эжектор) для диаметров сопла 4,5 и 5,6 мм( рис. 9.3).

Необходимая плотность пены при заданных степени аэрации и давлении закачки определяется из графика (рис. 9.4).

Производятся подготовительные работы. Глушение осуществляется с использованием цементировочного агрегата, компрессора и эжектора. Для регистрации технологических параметров используется модернизированная станция СКЦ-2М.

Рис. 9.3. Зависимость степени аэрации а0 пены от давления на выходе в эжектор р:

1, 2 — диаметр сопла соответственно 4,5 и 5,6 мм


Перед глушением осуществляется обвязка эжектора: выход эжектора через станцию контроля цементирования подсоединяется к трубному (межтрубному) пространству, вход через обратный клапан — к цементировочному агрегату, а приемная камера эжектора через обратный клапан — к компрессору.

Рис. 9.4. Зависимость степени аэрации а0 пены от давления рп при различных значениях плотности рп

Соединительные линии опрессовываются на давление, в

1,5 раза превышающее ожидаемое рабочее.

На межтрубном и трубном пространстве устанавливаются манометры.

Скважина отключается от коллектора.

С целью удаления жидкости (вода, газоконденсат), скопившейся на забое, перед глушением скважину промывают двухфазной пеной; для этого через скважину прокачивают

3 — 5 м3 пенообразующей жидкости (0,7—1%-ный водный раствор ПАВ — сульфонол), превратив ее в пену плотностью 100 — 300 кг/м3 (при давлении закачки). Агрегат ЦА-320 работает при минимально возможной частоте с одновременной работой компрессора.

Производится глушение скважины.

При открытой задвижке на трубном (межтрубном) пространстве через эжектор прокачивается пенообразующая жидкость объемом Уп ж при давлении рзатр. Одновременно с агрегатом работает компрессор.

Плотность закачиваемой в скважину пены должна соответствовать определенной по графику (см. рис. 9.4).

При повышении давления в межтрубном (трубном) пространстве его снижают путем выпуска газа в атмосферу до давления (0,3+0,5) рпл.

Закрывают скважину (после закачки необходимого объема пены) на время, необходимое для прогрева пены до температуры окружающих скважину горных пород. В это время через 15 — 20 мин фиксируется давление в трубном и межтрубном пространстве. Давление в межтрубном (трубном) пространстве поддерживается постоянным, равным (0,3 —0,5) рпл. В случае его повышения оно периодически снижается путем выпуска газа в атмосферу. По истечении времени, достаточного для прогрева пены, снижают давление на трубном (межтрубном) пространстве путем выпуска газа в атмосферу. Давление снижается до появления на выкиде признаков пены. В трубное (межтрубное) пространство закачивается буровой раствор в объеме, определенном из выражений (9.9) и (9.10). Одновременно производится выпуск газа в атмосферу из межтрубного (трубного) пространства. В межтрубное (трубное) пространство закачивается буровой раствор в необходимом объеме.

Скважина оставляется на 2 — 4 ч в закрытом состоянии. Сбрасываются газовые "шапки" из трубного и затрубного пространства. Производится демонтаж фонтанной арматуры. Осуществляется освоение скважины двухфазной пеной. Приготавливается пенообразующая жидкость (на 1 м3 пенообразующей жидкости в воде растворяется 7—10 кг сульфонола). В трубное (межтрубное) пространство закачивается 5 — 6 м3 газоконденсата (дизельного топлива). Эжектор обвязывается со скважиной, станцией контроля цементирования, цементировочным агрегатом и компрессором. Осуществляется замена жидкости, находящейся в скважине, на двухфазную пену. После резкого снижения давления закачки двухфазной пены, что свидетельствует о ее поступлении в трубное (межтрубное) пространство, расход пенообразующей жидкости снижается до минимально возможного. При снижении давления закачки двухфазной пены менее 5,9 МПа закачку пенообразующей жидкости прекращают. Вытеснение двухфазной пены из скважины осуществляют компрессором. Отрабатывают скважину на факел. Производится исследование скважины.

Промышленное внедрение разработанной технологии глушения скважин показало, что в основном все скважины, которые глушились трехфазными пенами, практически сразу после освоения подключались к газосборным сетям с дебитами не ниже доремонтных.

Для исключения снижения проницаемости призабойной зоны при глушении скважин в СевКавНИИгазе разработан состав безглинистой жидкости, которая представляет собой гидрофильную эмульсию.

Жидкость для глушения состоит из сульфитспиртовой барды (38%-ной концентрации) и газоконденсата в объемном соотношении 1:3. Для предотвращения вспенивания раствора при температуре выше 50 °С добавляется 0,2 —

0,5 % резиновой крошки (по массе к объему газоконденсата).

Параметры эмульсии

Плотность, г/см3..........................................................................................................................................................................0,9 — 0,92

Вязкость по СПВ-5................................................................................. Не течет

Водоотдача, см3/30 мин................................................................................................................................................1,5 — 3

Статическое напряжение сдвига через 1 мин/10 мин, Па..............0/0

Суточный отстой, %..............................................................................................................................................................0—1

Газоконденсат — углеводородная жидкость плотностью

0,7 —0,8 г/см3, добывающая на газоконденсатных месторождениях.

Резиновая крошка — отход шинно-восстановительных заводов. Расчет необходимого количества компонентов эмульсии сводится к следующему.

Допустим, требуется приготовить 1 м3 (1000 л) эмульсии при объемном соотношении ССБ и газоконденсата 1:3. Разделив 1000 на 4 части, получим, что 1 часть равна 250 л. Следовательно, для приготовления 1 м3 эмульсии необходимо взять 250 л ССБ и 750 л газоконденсата.

Количество резиновой крошки определяется из соотношения 750(0,2+0,5)/100 = 1,5+3,75 кг.

Порядок приготовления эмульсии следующий:

1. Определяется плотность раствора ССБ. Для приготовления эмульсии следует использовать раствор ССБ 37 — 38%-ной концентрации, т.е. плотностью 1,20—1,21 г/см3. Если на скважину завезен раствор ССБ с большей плотностью, то его следует разбавить водой до указанной концентрации. Для подсчета количества воды для разбавления можно использовать данные табл. 9.1. Раствор ССБ плотностью меньше 1,20 для приготовления эмульсии использовать нельзя.

2. Измерить плотность газоконденсата и убедиться, что конденсат не содержит воду. Конденсат, содержащий воду, непригоден для приготовления эмульсии.

3. Резиновую крошку необходимо просеять через сито с ячейками размером 5 мм.

4.    Проверить чистоту емкостей, в которых будет готовиться жидкость для глушения, так как примеси отрицательно влияют на качество эмульсии.

5.    В чистую емкость последовательно загружают расчетное количество газоконденсата и резиновой крошки. После перемешивания в течение 30 мин добавляется необходимое количество ССБ, и смесь вновь перемешивается до получения однородной массы (примерно 2 — 2,5 ч). После проверки параметров жидкость готова к применению.

При глушении скважин необходимо контролировать следующие параметры, плотность, вязкость, фильтрацию, статическое напряжение сдвига, суточный отстой.

Т а б л и ц а 9.1

Содержание сухой ССБ в зависимости от плотности водных растворов

Плот

ность,

г/см3

Содержание, %

Плот

ность,

г/см3

Содержание, %

Плот

ность,

г/см3

Содержание, %

Плот

ность,

г/см3

Содержание, %

1,05

10

1,13

25,4

1,21

38,6

1,29

51,3

1,06

12

1,14

27,4

1,22

40,2

1,30

52,6

1,07

14

1,15

29,2

1,23

42

1,31

54,3

1,08

16

1,16

31

1,24

43,4

1,32

56

1,09

18

1,17

32,5

1,25

45

1,33

57,5

1,10

20

1,18

34

1,26

46,5

1,34

59,1

1,11

21,6

1,19

35,6

1,27

48,1

1,35

60,6

1,12

23,6

1,20

37,1

1,28

49,7

1,36

61,3

Плотность, вязкость, фильтрация и статическое напряжение сдвига определяются стандартными методами, применяемыми для буровых растворов, на приборах АГ-ЗПП, СПВ-5, ВМ-6, СНС-2 соответственно.

Суточный отстой определяют при помощи градуированного цилиндра объемом 100 см3. Хорошо перемешанную жидкость наливают в цилиндр до метки 100 см3 и оставляют в покое. По истечении 24 ч измеряют количество конденсата, отстоявшегося вверху цилиндра, что и выражает суточный отстой.

Плотность изменяется увеличением или уменьшением содержания газоконденсата.

Вязкость регулируется добавлением воды. Эмульсия легко разжижается как пресной, так и минерализованной водой.

9.3.4. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН С ОДНОВРЕМЕННОЙ ОБРАБОТКОЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

В ТатНИПИнефти предложена и внедрена технология глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны пласта. В качестве жидкости глушения используются жидкости, обладающие растворяющей способностью к асфальтосмолистым и парафинистым отложениям: обратная эмульсия, которая состоит из внешней (дисперсионной) среды, внутренней (дисперсной) фазы и эмульгатора-стабилизатора. Отличительной особенностью данной эмульсии является то, что в составе дисперсионной среды содержится углеводородный растворитель.

Компоненты обратной эмульсии берутся в следующем соотношении (объемная доля): 30—10 % нефти (товарной); 29 —

27,5 % углеводородного растворителя; 1—2,5 % эмульгатора; 40 — 60 % водной фазы.

При необходимости в состав готовой эмульсии может быть введен твердый утяжелитель (барит, сидерит, гематит) до 25 % к объему.

Нефть должна быть безводной и желательно маловязкой.

В качестве углеводородного растворителя используется широкая фракция легких углеводородов, получаемая при подготовке нефти на УКПН и называется в промысловой практике дистиллятом. Перед вводом в эмульсию дистиллят должен быть дегазирован.

В качестве эмульгатора используется реагент ЭС-2, применяемый для стабилизации гидрофобно-эмульсионных растворов.

В качестве водной фазы может быть использована пластовая вода, содержащая ионы кальция, водные растворы солей CaCl2, NaCl, MgCl2 любой концентрации, а также их смеси.

Твердый утяжелитель (барит, сидерит, гематит и т.д.) вводится тогда, когда требуются высокие значения плотности обратной эмульсии. Утяжелитель применяется только кондиционный, т.е. сухой и сыпучий.

Обратная эмульсия обладает лучшими технологическими параметрами при содержании водной фазы 40 — 50 % и содержании углеводородного растворителя во внешней среде не ниже 50 %. Эти параметры могут находиться в следующих пределах: плотность 0,9—1,4 г/см3; условная вязкость 50 — 200 с; статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 0,6—1,5 и 0,8 —2,5 Па, показатель фильтрации не менее 3 см3/мин, электростабильность 80 — 200 В; растворяющая способность на уровне чистого дистиллята.

Обратные эмульсии приведенного выше состава, обладающие растворяющей способностью к парафинистым и асфальтосмолистым отложениям, могут применяться в скважинах с забойной температурой до 80 °С, а утяжеленные твердым утяжелителем — в скважинах с забойной температурой до 50 °С. Температура застывания обратных эмульсий определяется температурой застывания углеводородной среды.

Сроки хранения обратных эмульсий, содержащих углеводородный растворитель, составляют в промысловых условиях не менее 45 сут.

Технология глушения скважин с одновременной обработкой ПЗП предусматривает использование задавочной жидкости, обладающей растворяющей способностью к асфальтосмолистым и парафинистым отложениям.

Особенность новой технологии глушения — обязательное полное замещение скважинной жидкости на жидкость глушения (обрабатывающий раствор). При выполнении этой операции могут наблюдаться три варианта.

1.    Продуктивный пласт обладает достаточной приемистостью. Заменить скважинную жидкость на жидкость глушения (обрабатывающий раствор) на глубину подвески НКТ, затем жидкость под насосом продавить в пласт.

2.    Продуктивный пласт "не принимает". Значение пластового давления позволяет допустить НКТ до забоя.

Спустить НКТ до забоя, закачать задавочную жидкость в межтрубное пространство или в трубы и промывкой заменить скважинную жидкость на жидкость глушения.

3. Продуктивный пласт "не принимает". Значение пластового давления не обеспечивает безопасность спуска НКТ до забоя.

Произвести замену скважинной жидкости жидкостью глушения на глубину подвески НКТ. Допустить НКТ до забоя и заменить скважинную жидкость жидкостью глушения во всем объеме.

Пуск скважин в работе после ремонта с использованием технологии глушения с одновременной обработкой призабойной зоны пласта производится без освоения и мероприятий, связанных с вызовом притока.

Задавочная жидкость (обрабатывающий раствор) после ремонта откачивается из скважины в систему сбора. Задавочная жидкость, утяжеленная баритом или другими твердыми утяжелителями, откачивается в автоцистерны и используется повторно или возвращается на установку приготовления для регенерации и повторного использования. Рекомендации по подбору скважин, на которых может быть использована данная технология, сводятся к следующему:

1. Технологию глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны пласта следует применять при производстве подземных (текущих) ремонтов скважин.

2.    Технология может быть использована при подземном ремонте скважин со всеми существующими способами добычи нефти.

3.    Наибольший эффект от использования данной технологии может быть получен в скважинах, где продуктивный пласт имеет значительную разнородность по проницаемости.

4.    Наименьший эффект от использования данной технологии может быть получен на скважинах с обводненностью продукции выше 90 %.

9.3.5. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИНЫ ЖИДКОСТЯМИ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ В УСЛОВИЯХ АВПД И СЕРОВОДОРОДА

Жидкости, обеспечивающие необходимые репрессии на продуктивный пласт в условиях АВПД — это концентрированные растворы бромидов цинка и кальция (плотности в пределах 1,7 — 2,15 г/см3).

Одна из особенностей жидкостей, содержащих бромид цинка, заключается в том, что при контакте их с сероводородом происходит образование нерастворимого сульфида цинка, снижение плотности. Предлагаемая технология исключает этот недостаток и позволяет использовать жидкости на основе бромидов цинка для установки и ремонта внутри-скважинного оборудования. Композиция бромид кальция — бромид цинка имеет следующие параметры.

Плотность, г/см3..............................................................................................................................2,1—2,2

Массовая доля, %:

Композиция бромид кальция — бромид цинка смешивается без ограничения с пресной водой и раствором бромида кальция. При смешивании с пластовой минерализованной водой при низких температурах возможно незначительное выделение менее растворимых солей типа хлорид натрия, хлорид калия, хлорид магния и др.

Физико-химические свойства композиции бромид кальция — бромид цинка и бромид кальция представлены в табл. 9.2.

Растворы бромида кальция — бромида цинка представляют собой истинные растворы. Однако в связи с высокой концентрацией солей в растворе жидкости они не являются истинно ньютоновскими, а проявляют в некоторой степени дилатантные свойства, т.е. с увеличением градиента скорости деформации вязкость в некоторой степени увеличивается, причем этот эффект наиболее заметен при невысоких температурах и в концентрированном растворе. При повышении температуры вязкость жидкостей падает, и эффект далатант-ности уменьшается. То же происходит с разбавлением жидкости.

Для практических расчетов можно принимать жидкости на основе бромидов цинка и кальция за ньютоновские, а в качестве динамической вязкости этих жидкостей — эффективную вязкость при скоростях деформации 400—1300 с-1.

Структурными свойствами жидкости на основе бромидов цинка и кальция не обладают.

У композиции бромид цинка — бромид кальция и жидкостей на ее основе, как у всех растворов электролитов, вследствие объемного расширения при повышении температуры происходит снижение плотности.

Физико-химические свойства композиции бромид кальция - бромид цинка и растворов бромида кальция

Продукт

Химический состав (массовая доля, %)

Плот

ность,

кг/м3

Кинематическая вязкость 10-6 м2

Теплоемкость (при 35 °С), кДж/кг

Удельная

электро

провод

ность,

Ом/м

Коэффициент объемного расширения , °С-Ч0-4

Поверхностное натяжение, 10-3 Н/м

Темпера

тура

кипения,

Температура начала кристаллизации, "С

Растворы

бромида

CaBr2

(42,6)

1516

1,816

1,89

21,38

4,67

82,14

112,3

-58,8

кальция

CaBr2

(48,5)

1613

2,17

2,12

18,10

5,12

87,45

118,2

-50

CaBr2

(56,1)

1762

4,59

1,78

11,54

5,67

92,15

130,5

+ 1,0

Композиция бромид кальция — бромид цинка

• При 20 •• При 110

••• При 90

CaBr2

(50,38)

ZnBr2

(21,45)

¦с.

"С.

°С.

21 65

22,14^ 1,98"

1,46^

2,42"

11 77^

12,53

80,82^

68,96"

155,3

+ 13

где p20r Pt — соответственно плотность жидкости при температуре 20 °С и t; At — изменение температуры, °С; в — коэффициент объемного расширения.

Коэффициент в для растворов плотностью 1,9 — 2,15 г/см3 равен 3Д-10-4 °С“\ для растворов плотностью до 1,9 г/см3 составляет 3,6-10-4 °С-1 (композиция разбавлена раствором бромида кальция).

Растворы композиции бромид цинка — бромид кальция при плотности более 2,10 г/см3 близки к состоянию насыщенных, поэтому они имеют сравнительно высокие температуры начала кристаллизации. По мере разбавления водой (лучше — пресной) температура начала кристаллизации снижается, достигая минимума при плотности 1,80—1,90 г/см3. Разбавление раствором бромида кальция (р = 1,70+1,75 г/см3) дает меньшее снижение температуры кристаллизации. Однако этот способ снижения плотности жидкости предпочтительнее в тех случаях, когда путем разбавления необходимо получить как можно больший объем жидкости требуемой плотности.

Растворы композиции бромид цинка — бромид кальция как электролиты — сильные коррозионно-активные системы (кислотность рН = 3+5). Вместе с тем наличие пассивирующего влияния ионов цинка приводит в некоторой степени к нивелированию их коррозионной агрессивности. Особенно при низких температурах.

Наиболее подходящими ингибиторами коррозии стали в среде композиции бромид цинка — бромид кальция являются ингибиторы ИКБ-4, Х0СП-10, КПИ-3, "Нефтехим". Сочетание их с фурфуролом (нейтрализатором сероводорода) снижает скорости коррозии на несколько порядков.

При контакте с сероводородом в растворе композиции бромид цинка — бромид кальция образуется сульфид цинка, что приводит к появлению твердой фазы в растворе. При очистке от нее снижается плотность, и система становится трудно управляемой.

Вязкость жидкости без твердой фазы на основе композиции бромид цинка — бромид кальция можно повысить путем растворения в ней модифицированного крахмала.

Для предотвращения попадания значительных количеств бурового раствора в ЖБТФ и уменьшения затрат времени в дальнейшем на ее очистку следует отмыть эксплуатационную колонну от остатков бурового раствора.

Далее необходимо произвести замену бурового раствора на воду обратной промывкой, регулируя дросселем противодавление на устье скважины для обеспечения необходимого превышения над пластовым давлением (или давлением, при котором колонна негерметична). Прямой промывкой закачать в скважину 6 — 8 м3 моющей жидкости, состоящей из 33 % дизельного топлива, 33 % СМАД-1 и 34 % сульфонола (с противодавлением). Состав моющей жидкости определен на основе лабораторных исследований и практической проверкой на скважинах месторождения Тенгиз. Закачать в скважину 50 — 60 м3 2 — 3%-ного раствора товарного сульфонола. Объем определяется с учетом объема скважины. Промыть скважину в течение двух циклов с противодавлением на устье. Производительность агрегатов при отмывке следует поддерживать на уровне не менее 9 л/с. При выходе моющей жидкости на устье скважины второй раз желательно перейти на промывку чистой водой со сбором моющей жидкости в амбар. После выхода на устье чистой воды (по расчету) следует закачать еще 10—15 м3 чистой воды и отобрать пробу выходящей жидкости для контроля за механическими примесями. При содержании твердой фазы в воде не более 0,01 % прекратить промывку водой и приступить к замене воды на рабочую жидкость.

При содержании твердой фазы более 0,01 % продолжить промывку.

Композиция бромид цинка — бромид кальция перед приготовлением на ее основе жидкости должна быть очищена от твердой фазы. Для очистки композиции бромид цинка — бромид кальция следует использовать песочный фильтр типа Е0,3гл-0,7т или блок таких фильтров. В зимних условиях фильтры должны быть утеплены, а жидкость должна иметь температуру не менее 30 °С. Фильтр заполняется речным песком. Песок подбирается по гранулометрическому составу таким, чтобы обеспечить необходимую степень чистоты (содержание твердой фазы не более 0,010 %) и достаточно высокую производительность очистки. Размер частиц песка должен быть в пределах 0,2 — 0,4 мм.

Для получения жидкости необходимой плотности с наименьшей температурой кристаллизации следует разбавить исходный раствор пресной или пластовой водой. Если требуется получить как можно больший объем жидкости необходимой плотности и температура кристаллизации не столь 520

важна (например, летом), то разбавление производить раствором бромида кальция плотностью 1,70—1,75 г/см3.

Плотность жидкости после очистки и разбавления должна быть на 0,03 г/см3 больше, чем это требуется для обеспечения репрессии на пласт с учетом температурного расширения, т.е.

р0 = ptJ1 + pAt) + 0,03,    (9.13)

где р^    —    плотность жидкости при среднескважинной темпе

ратуре (эта плотность соответствует требуемой для обеспечения необходимой репрессии на пласт); в — коэффициент объемного расширения; At — разность между среднескважинной температурой и температурой замера плотности.

Поправка 0,03 введена с учетом дальнейшей обработки жидкости реагентами.

Расчет необходимого объема жидкости разбавления, требующейся для получения заданной плотности, производится по формуле (а также по диаграмме на рис. 9.5)

Уж = Уисх(рисх - ртр),    (9.14)

р тр — р разб

где Уж, VHa! — объемы жидкостей соответственно разбавления и исходной; рисх, ртр, рраз6 — плотности жидкостей соответственно исходной, требующейся, разбавления.

Расчет плотности жидкости, полученной разбавлением исходной композиции, выполняется по формуле

рпол = V»°VPисхж .    (9.15)

VHd + Vж

Весь рабочий объем жидкости необходимо обработать фурфуролом из расчета 20 кг на 1 м3 основы — композиции бромид цинка — бромид кальция. Обработку проводят с помощью цементировочного агрегата в емкости хранения жидкости. Фурфурол сравнительно хорошо растворяется в композиции бромид цинка — бромид кальция. Однако для ускорения его растворения вводить его в раствор композиции желательно через смесительную воронку. После ввода расчетного количества фурфурола жидкость перемешивают 1—2 ч для равномерного распределения по всему объему. Затем следует ввести в жидкость ингибитор коррозии (ИКВ-4, КПИ-3, "Нефтехим-1") из расчета 1 кг на 1 м3 жидкости. Ввод его осуществляется через смесительную воронку.

Рис. 9.5. Диаграмма для определения необходимого объема жидкости разбавления композиции бромид цинка - бромид кальция:

$, • — жидкость разбавления — соответственно раствор бромида кальция плотностью 1,75 г/см3 и пластовая вода

Все работы по приготовлению жидкости проводятся при температуре жидкости 30 — 40 °С. В зимнее время необходимо емкости с жидкостью подогревать. Если жидкости приготовляли в нескольких емкостях, то после приготовления не-

обходимо усреднить жидкость по всему объему, для чего создается циркуляция через все емкости.

В случае необходимости для повышения вязкости жидкости используется модифицированный крахмал в количестве до

4 — 5 %. Другие виды крахмальных реагентов загущающее действие оказывают слабее.

Эксплуатационная колонна не перфорирована. После отмывки колонны производится замена воды на жидкость без

твердой фазы (прямой промывкой) с противодавлением на устье.

Перед закачкой раствора бромидов закачивается 2 — 3 м3 разделительной жидкости, приготовленной на основе окси-этилцеллюлозы (ОЭЦ), либо на основе карбоксиметилокси-этилцеллюлозы (КМОЭЦ). Для уменьшения зоны смешения раствора бромидов с водой производительность агрегатов не должна быть более 3 л/с. При приближении к концу операции замены на ЖБТФ усиливается контроль за выходом разделительной жидкости (визуально и по плотности). При появлении разделительной жидкости, смешанной с бромидами (повышение плотности до 1,30—1,35 г/см3), циркуляция направляется через агрегат, и жидкость зоны смешения собирается в отдельный мерник агрегата. Плотность собранной жидкости находится в пределах 1,55—1,75 г/см3. Жидкость используется для работы в скважинах с меньшей плотностью жидкости либо для последующей регенерации. Скважина промывается в течение 1 цикла с замером параметров жидкости (плотности, содержания твердой фазы, рН). Производится очистка жидкости от твердой фазы с использованием блока песочных фильтров. Необходимо довести содержание твердой фазы в жидкости до 0,01 %. Количество циклов промывки определяется этим требованием.

Эксплуатационная колонна перфорирована. После работы скребком в зоне установки пакера производится замена ИБР на жидкость без твердой фазы обратной промывкой. Закачивается 2 м3 разделительной вязкоупругой жидкости на основе ОЭЦ или КМОЭЦ, 6 м3 моющей жидкости, состоящей из 2 м3 СМАД-1 и 2 м3 дизельного топлива, а также 2 м3 сульфонола 30%-ной концентрации и 2 м3 разделительной жидкости на основе ОЭЦ или КМОЭЦ. Кроме того, закачивается требуемый объем жидкости без твердой фазы.

После выхода моющей и разделительной жидкостей и появления зоны смешения с рабочей жидкостью (плотность смеси 1,30—1,35 г/см3) прекращается закачка бромидов. В отдельный мерник агрегата собирается жидкость зоны смешения плотностью 1,50 — 2,75 г/см3. При появлении жидкости с рабочей плотностью восстанавливается круговая циркуляция и осуществляется промывка скважины в течение 1 цикла, контролируется плотность жидкости, содержание сульфидов и твердой фазы. Одновременно производится очистка жидкости от твердой фазы с использованием блока песочных фильтров. При появлении сульфидов в жидкости прекращается промывка, закрывается скважина, и циркуляция направ-524 ляется через блок по сепарации и очистке жидкости от газа с факельной установкой. В дальнейшем промывка скважины проводится через этот блок.

Затем производится очистка жидкости от твердой фазы с доведением ее содержания до 0,01 %. Количество циклов промывки определяется этим требованием. В случае выявления незначительного поглощения жидкости последняя обрабатывается 4 — 5 % модифицированного крахмала с целью повысить условную вязкость до 80 — 100 с по воронке ЗБР-1.

В зимнее время жидкость хранится в емкостях, оснащенных змеевиками и электрокотлом для подогрева. Трубопроводы утепляются для предотвращения кристаллизации в них жидкости. При остановке циркуляции на длительное время в затрубное и трубное пространство закачивается такой объем жидкости плотностью 1,85—1,90 г/см3, чтобы обеспечить ее прохождение на глубину до 50 — 70 м. Это предотвратит кристаллизацию жидкости на устье скважины.

Композиция бромид цинка — бромид кальция (водный раствор) пожаровзрывобезопасна. Допускается подогрев чистой жидкости, не обработанной органическими реагентами (фурфуролом и ингибитором коррозии), на открытом огне. Разогрев жидкости, обработанной фурфуролом и ингибитором коррозии, производится с использованием горячей воды или пара.

При разогреве стальных бочек с композицией бромид цинка — бромид кальция не допускается слив кипящей жидкости во избежание вдыхания ее паров обслуживающим персоналом. Слив жидкости производится только после снижения ее температуры до 60 — 70 °С.

При работе с композицией бромид цинка — бромид кальция обслуживающий персонал должен применять защитные очки, резиновые перчатки, так как жидкость обладает раздражающим, прижигающим, некротизирующим действием на кожу и слизистые оболочки. При попадании растворов на кожные покровы немедленно промыть эти места обильной струей воды.

При попадании продукта внутрь необходимо вызвать рвоту, направить пострадавшего в медсанчасть.

МщЬ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ОСВОЕНИИ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ ГАЗООБРАЗНЫХ ВЕЩЕСТВ

В нефтяной промышленности успешно развиваются технологические процессы, связанные с использованием газообразных веществ, в частности азота, природного газа и воздуха. Применение газообразных веществ и их смесей с жидкостями позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы. Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико-химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов. Газообразный азот, используемый в нефтяной промышленности, взрывобезопасный, химически малоактивный, нетоксичный. Круг задач, решаемый в нефтепромысловой практике с использованием азота, весьма широкий и разнообразный. Ниже будут рассмотрены особенности и преимущества технологических процессов вызова притока из пластов после вскрытия, азотогидропескоструйной перфорации, термообработки и кислотной обработки скважин с применением азота, описан опыт их внедрения.

Жидкий азот получают при разделении воздуха путем низкотемпературной ректификации. Производительность установок для разделения воздуха составляет 0,2-1,6 т/ч жидкого азота. Имеются также небольшие (массой

5 т) стационарные установки по производству жидкого азота производительностью 0,055 т/ч.

Перевозку жидкого азота от места производства до нефтепромыслов можно также осуществлять изотермическими цистернами объемом около 25 м3 железнодорожным транспортом или цистернами типа ТРЖК (ЦТК) объемом 3-7 м3 автотранспортом. Слив и складирование жидкого азота осуществляют в цистерны вместимостью 25-100 т.

Физико-химические свойства азота. Газообразный азот бесцветен, не обладает запахом и вкусом, не токсичен, масса 1 м3 газообразного азота при нормальных условиях составляет 1,25 кг.

При температуре -195,8 С газообразный азот превращается в бесцветную подвижную жидкость плотностью 808 кг/м3, а при дальнейшем охлаждении - в твердую массу с температурой плавления -209,9 С. Теплота парообразования азота равна 199,3 Дж/г. При испарении 1 м3 жидкого азота получаем 702,5 м3 газообразного азота при 20 С и давлении 0,1 МПа.

При температуре ?кр = -147 С и давлении ркр = 3,35 МПа азот обладает плотностью 311 кг/м3 и находится в критическом состоянии.

Газообразный азот слабо растворим в нефти и воде.

Растворимость азота в нефти Битковского месторождения (рн = = 850 кг/м3), по данным исследования на установке У ГР-3, приведена в табл. 9.1.

Т а б л и ц а 9.1 Растворимость азота в нефти

Давление,

МПа

Растворимость(м33) при температуре, °С

23,5

50,5

88

10

18,0

17,0

20,4

20

33,2

29,6

31,0

30

47,0

40,5

45,0

40

57,1

49,2

55,2

Т а б л и ц а 9.2 Растворимость азота в воде

Давление,

МПа

Растворимость (м33) при температуре, С

25

50

75

100

0,1

0,014

0,011

0,009

0,009

2,5

0,348

0,273

0,254

0,256

5,0

0,674

0,533

0,494

0,516

10,0

1,264

1,011

0,946

0,986

20,0

2,257

1,830

1,732

1,822

30,0

3,061

2,534

2,413

2,546

50,0

4,141

3,720

3,583

3,800

Как видно из таблицы, растворимость с изменением температуры меняется незначительно.

В воде азот растворяется значительно хуже. Растворимость азота в воде приведена в табл. 9.2.

При давлении до 30 МПа сжатие азота происходит практически без отклонений от законов идеальных газов и изменение объема описывается зависимостью

V Vt-273,2pt    (9 1)

Vo - po(273,2+t)'    (9Л)

где V0, p0 - объем и давление в нормальных условиях; Vt, pt - объем и давление в данных условиях; t - температура.

Вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти с растворенным азотом снижаются. Азот, закачанный в скважины, сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами. Поскольку плотность газа азота составляет 1,25 кг/м3, следовательно, он тяжелее углеводородных газов и при закачке в скважины будет находиться в нижней части ствола. В присутствии азота повышается давление насыщения нефти углеводородными газами.

Фильтрация азотожидкостных смесей через пористую среду проходит при более высоких давлениях, чем фильтрация жидкости.

Смесь азота с воздухом, содержащая менее 5 % кислорода, предотвращает возникновение взрыва при закачке в нефтяные скважины.

9.1. УСТАНОВКИ ДЛЯ ТРАНСПОРТА И НАГНЕТАНИЯ АЗОТА В СКВАЖИНЫ

Для транспорта жидкого азота к скважинам используют азотные газифика-ционные установки. Из выпускаемых отечественной промышленностью установок наилучшими параметрами применительно к нефтегазодобывающей промышленности обладает установка АГУ-6000-500/200 или то же АГУ-8К (далее - АГУ), показанная на рис. 9.1.

Рис. 9.1. Азотная газнфнкацнонная установка

Установка АГУ состоит из автомашины КРАЗ-219-Б, резервуара ТРЖК-5, резервуара погружного насоса КВ 6101 или ТРЖК-7, погружного насоса жидкого азота НЖК-29М или НСГ-500/200, испарителя.

Завод-поставщик гарантирует нормальную работу установки с учетом использования запасных частей в течение 5000 ч.

Резервуар ТРЖК-5 включает сосуд для жидкого азота с арматурой и кожух. Пространство между кожухом и сосудом заполнено порошковым аэрогелем и отвакуумировано. Для увеличения вакуума применяется цеолит.

Сосуд выполнен сварным из листовой стали Х18Н9Т. В нижней части резервуара установлены испарители, изготовленные, как и все элементы обвязки, из стали Х18Н10Т.

Объем сосуда составляет 5600 л, максимальное рабочее давление -0,25 МПа. При хранении (при температуре 20 С и давлении 0,1 МПа) испаряется 1,75 кг/ч жидкого азота. С учетом потерь и остатка одна установка АГК-8К вырабатывает 3500 м3 газообразного азота.

Резервуар погружного насоса КВ 6101 выполнен аналогичным образом и отличается от резервуара ТРЖК-5 лишь размерами.

Для перекачки сжиженного азота из резервуара под давлением предназначен насос НЖК-29М или 12НСГ 500-200. Подача насоса по жидкому азоту составляет 500 л/ч при давлении нагнетания 22 МПа. Насос приводится в движение электродвигателем мощностью 13 кВт через редуктор.

Газификация подаваемого насосом жидкого азота осуществляется в испарителе. Испаритель состоит из змеевика, выполненного из латунной трубки и заключенного в наполненный водой алюминиевый кожух. Для уменьшения потерь теплоты в окружающую среду кожух термоизолирован. Для нагрева воды в испарителе используются девять трубчатых электронагревателей мощностью по 6 кВт, напряжением 220 В.

Полная мощность, потребляемая одной установкой, составляет 68 кВт.

Для проведения промысловых работ обычно используются две установки. Питание их осуществляется от сети потребителя или от передвижной электростанции мощностью 200 кВт.

9.2.1. О ПРИМЕНЕНИИ ГАЗООБРАЗНЫХ АГЕНТОВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Применение газообразных агентов - наиболее перспективное направление развития методов снижения уровня в скважинах. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса в широких пределах расходов и давлений. Газообразные агенты могут обеспечить быстрое опорожнение глубоких скважин, быстрое и резкое или медленное и плавное снижение давления в скважине, дренирование пласта с подпиткой сжатым газом для обеспечения фонтанирования и др.

Сначала повсеместно применяли в качестве газообразных агентов воздух. Однако практикой освоения и исследования скважин выявлены серьезные недостатки при использовании передвижных воздушных компрессоров. Закачка воздуха в скважину с помощью последних часто приводит к взрывам, которые, как правило, сопровождаются травмированием людей, создают условия для открытого фонтанирования скважин, причиняют значительный материальный ущерб народному хозяйству. После аварий многие скважины обычно ликвидируются из-за невозможности их восстановления.

При восстановительных работах или при ликвидации скважины не достигается качественная изоляция продуктивных пластов и горизонтов с питьевыми водами, а также в целом всего разреза из-за невозможности проведения необходимого объема работ в разрушенном стволе скважины.

Аварии при освоении нефтяных скважин, связанные с вызовом притока из них с помощью воздушных компрессоров, произошли в объединениях “Татнефть”, “Башнефть”, “Укрнефть”, “Куйбышевнефть” и “Туркмен-нефть”, причем менее 20 % их возникло из-за воспламенения газовоздушной смеси от механической искры и открытого огня.

Основные причины аварий - нарушение технологии работ (закрытие скважины со сжатым воздухом на длительное время и последующий спуск или подъем глубинных приборов в ней, зажигание факела при продувке скважины воздухом); 30 % аварий - результат выпуска газовоздушной смеси из скважины в атмосферу или перепуска ее из скважины в замкнутую полость в устьевом оборудовании (лубрикатор, манифольдная линия) от разряда статического электричества и ударной волны сжатия. Они возникали также в связи с нарушением технологии вызова притока -закрытия скважины со сжатым воздухом на длительное время, приводящего к образованию взрывчатой смеси в больших объемах и под высоким давлением.

Для устранения этой группы аварий необходимо сразу же после окончания закачки удалить воздух из скважины. Поскольку определенное количество взрывчатой смеси образуется в процессе закачки воздуха, удалять ее из скважины следует через специальное устройство с целью исключения возможности воспламенения от разряда статического электричества, ударного сжатия и открытого огня.

Более 50 % аварий происходило в процессе закачки воздуха в скважину в результате самовозгорания нагаромасляных отложений в коммуникациях компрессора, а также самовозгорания пирофорных соединений сульфидов железа в оборудовании скважины.

Образование нагаромасляных отложений и их самовозгорание обусловливаются применением некачественного компрессорного масла, нарушением правил эксплуатации и обслуживания компрессоров, а также недостатками самих компрессоров (отсутствие холодильника и маслоотделителя после четвертой ступени сжатия). В связи с этим практически полное устранение этой группы аварий не представляется возможным. В скважинах, в которых вследствие сероводородной коррозии образуются пирофорные отложения, опасность взрыва при обработке компрессором еще более усугубляется.

Следовательно, применение способа вызова притока жидкости из нефтяных скважин с помощью передвижных воздушных компрессоров не отвечает требованиям охраны труда и охраны природы. Отсюда возникает необходимость отказаться от этого способа и перейти к безопасным методам вызова притока жидкости с использованием в качестве рабочего агента инертных газов, в частности азота. До внедрения безопасных способов освоения скважин с помощью инертных газов можно допустить освоение воздушной пеной с использованием передвижного компрессора.

Опыт объединения “Укрнефть” показывает, что технические и технологические вопросы, связанные с переходом на освоение скважин с помощью азота, в принципе решены. В качестве транспортного и технологического оборудования предложена выпускаемая Одесским заводом установка АГУ-8К, применяемая в химической промышленности для транспортировки и газификации жидкого азота.

Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подземного горения и других случаях, где существующие методы освоения малоэффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температуре окружающего воздуха - 30 и + 50 С.

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах.

Область применения различных азотосодержащих циркуляционных агрегатов (газообразного азота, газированной им жидкости - пены) для вызова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и других условий освоения скважин.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотосодержащих систем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газированной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом.

9.2.2. ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Оборудование позволяет осуществить газификацию на скважине жидкого азота, приготовление и нагнетание в скважину газообразного азота и газированных азотом жидкостей (пен) для вызова притока флюида из пласта.

Схема обвязки наземного оборудования для вызова притока из пласта путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом показана на рис. 9.2, а для вызова притока из пласта с использованием газированной азотом жидкости (пены) - на рис. 9.3.

Перед началом процесса необходимо оборудовать устье скважины фонтанной арматурой и обвязать с нефтесборным коллектором.

Перед закачиванием рабочего агента (газообразного азота, пены) устье скважины обвязать с азотными установками таким образом, чтобы обеспечивалась возможность нагнетания рабочего агента в трубное и межтрубное пространства и одновременно выход жидкости из межтрубного и трубного пространств скважины. Обвязку эжектора осуществить так, чтобы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз.

У задвижек фонтанной арматуры 15 (см. рис. 9.2) и 22 (см. рис. 9.3) установить регулируемые штуцеры диаметрами от 8 до 16 мм.

Конец линии 7 вентиля делителя расхода 8 (см. рис. 9.3) опустить до дна каждого отсека мерной емкости насосного агрегата (для исключения вспенивания жидкости) и закрепить. Площадь проходного сечения вентиля (вентилей) делителя расхода 8 должна составлять 0,8—1,5 см2.

Опрессовать все напорные трубопроводы обвязки наземного оборудования на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления гидравлическим способом. Газовые линии опрессовать газообразным азотом на максимальное давление газификационной установки. Результаты опрессовок оформить актом.

Рис. 9.2. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом:

/ — азотная тазификационная установка АГУ-8К; 2 — электростанция; 3 — газопровод (шланги высокого давления); 4 — обратный клапан; 5 — узел подключения азотных газификационных установок к скважине (“гребенка”); 6 — заглушка на резервном входе “гребенки”; 7 — нагнетательная линия для подачи газа в скважину; 8 — манометр; 9 — тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству; 10, 11, 13, 1417 — задвижки фонтанной арматуры; 12 — крестовина; 18 — выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 19 — нефтесборный коллектор; 20 — накопительная емкость; 21 — якорь стопорный для закрепления выкидной линии 18; 22 — пробоотборный кран

Рис. 9.3. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока с применением газированной жидкости (пены):

/ - азотная газификационная установка; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - узел подключения газификационных установок к скважине (“гребенка”); 6 - насосный агрегат; 7 - трубопровод для сброса жидкости в емкость насосного агрегата (опускается до дна мерной емкости); 8 - вентиль или блок вентилей для регулирования расхода пенообразующей жидкости (делитель расхода); 9 - тройник; 10 - фильтр; 11, 16, 31 - манометры; 12 - запорное устройство для отключения линии, подключенной к насосному агрегату; /3 - штуцер; /4 - смеситель жидкой и газообразных фаз (тройник, аэратор или эжектор); 15 - тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству скважины; 17 - заглушка на резервном входе-“гребенке”; 18 - 22, 24, 25 - задвижки фонтанной арматуры; 23 - крестовина; 26 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 27 - нефтесборный коллектор; 28 - накопительная емкость; 29 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 26; 30 - пробоотборный кран

Обеспечить наличие на скважине жидкого азота (4,2-8,4 т), а при использовании газированной жидкости (пены) - расчетные количества технической воды и ПАВ. Пенообразующую жидкость следует приготовлять в свободном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата непосредственно в процессе закачивания газированной азотом жидкости (пены) в скважину.

Возможен вариант заблаговременного приготовления пенообразующей жидкости в передвижной емкости или в автоцистерне.

На 1 м3 воды необходимо добавлять от 3 до 7 кг (в перерасчете на активное вещество) сульфанола, 0П-10 или других ПАВ.

Количество добавления ПАВ к воде зависит от ее солевого состава, качества ПАВ и может быть уточнено экспериментальным путем. Для этого в лабораторных условиях по методике ВНИИ следует определить зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ, изменяя последнюю в пределах от 0,05 до 1,00 % (по объемной доле) по активному веществу, и принять такое минимальное значение концентрации, при котором устойчивость пены составляет не менее 95 % от максимально возможной.

9.2.3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ АЗОТОМ

Ввиду ограниченного запаса газообразного азота в цистернах АГУ при освоении скважин особенно остро ставится вопрос о его экономном расходовании. До начала освоения с целью обоснования процесса требуется определение основных параметров освоения - необходимого объема азота, длительности освоения, давления закачки на устье, предельной глубины спуска лифта, при которой возможно освоение газообразным азотом при располагаемом рабочем давлении азотных установок и др.

Необходимый объем газообразного азота для вытеснения жидкости в скважине, заполненной до устья, определяют по следующим зависимостям при условии закачки: в лифт

273, 2

пл - 8,ldgHp -,-;    (9.2)

273, 2 + tGp в затрубное пространство

V    - 8,1(D2 - dB2)Hpср 2732    ,    (9.3)

273, 2 + tGp

где Vta, V03 - объем газообразного азота, м3; Н - глубина спуска лифта (НКТ), м; d0, d, - соответственно внутренний и внешний диаметры подъемных труб, м; D - внутренний диаметр обсадной колонны, м; рср - среднее давление в полости скважины, заполняемой газом, МПа,

J    1,2-10 гт

е    HPa

рж - плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/см3; Н - глубина спуска лифта, м; ра - относительная плотность азота по сравнению с плотностью воздуха, ра = 0,97.

Продолжительность процесса определяется по формуле

1 2V

T - ^,    (9.7)

6°Яа

где Т - длительность работы, ч; V0 - суммарная производительность азотных установок, участвующих в работе; 1, 2 - коэффициент, учитывающий подготовительные работы и остановки; qа - расход азота при закачке в скважину, м3/мин.

Длительность освоения скважины превышает длительность закачки азота в лифт. Соответственно увеличится объем рабочего агента на величину

Va = 60qTTa    (9.8)

д = 2+6 ч по опыту освоения скважин на Битковском месторождении).

Полное потребное для освоения скважины количество газообразного азота

V    = V0U затр) + V д-    (9.9)

Предельное снижение уровня при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом составляет:

2700 м, если скважина была заполнена водой;

3300 м, если скважина была заполнена нефтью (плотностью 850 кг/м3).

Наиболее целесообразная технология освоения скважин глубиной от 2000 до 5000 мм - газированными азотом системами (пеной).

Технология включает работы по вызову притока из пласта и может применяться в следующих случаях:

при освоении скважин, содержащих сероводород; при освоении скважин в зоне влияния подземного горения; при проведении работ в зимний период в условиях низких температур окружающего воздуха.

Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине на газообразный азот служат номограммы, приведенные на рис. 9.4 и 9.5. Пользуясь номограммами, можно определить необходимый объем газообразного азота Уг, максимальное устьевое (продавочное) давление ру и продолжительность операций Т от начала закачивания азота до первого пролета его через башмак лифта или до полного осушения скважины (если это необходимо и возможно) при заданных глубине скважины Н, плотности жидкос-

р, МПа


1, ч

/

Oh

1

/

/

/

20

/

/

/

2

/

16

/

/

/

3/

12

/

/

?

/

/

8

/

У

/

f

/

4

/

А

/(

/

f .

Иг,

тыс.м

15

12

У

Ь

н

V

2

3

Ч

5

10

\

W

>

7

>

f

20

ч

>

X

/

<

k

?

*

у

г

30

\

S

ч.

А

( >

/

Ч

.Pcv

/

W

Л*

6

50

Рис. 9.4. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (Рж = 850 кг/м3):

Ру, Рб - соответственно давление на устье и у башмака лифта при нагнетании азота в скважину, МПа; рср - среднее давление в скважине, заполненной азотом, МПа; А, Б - закачивание соответственно в межтрубное пространство и лифт; dK = 73 мм; DK = 146 мм

. 9.5. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом = 1000 кг/м3).

Рис.

ж = 1000

Условные обозначения см. рис. 9.4

ти в скважине рж, темпе нагнетания азота qa и выбранном варианте закачивания (в трубы или межтрубное пространство).

Построение номограмм проведено для скважин, оборудованных 146-мм эксплуатационной колонной и 73-мм НКТ при различной глубине их спуска. Температура на устье скважин принята 10 °С, градиент ее изменения составляет 2,3 °С на 100 м глубины. Расход газа принят равным 6 и 12 нм3/мин.

Порядок пользования номограммами указан стрелками.

Так, в случае применения двух установок АГУ-8К ^а = 12 нм3/мин) для освоения скважины, заполненной до устья жидкостью плотностью 1000 кг/м3, к моменту прорыва газа через башмак лифта (при Н = 3000 м) необходимо осуществить закачивание (см. рис. 9.5) 2,1 тыс. нм3 азота в лифт (при прямой промывке) или 5,5 тыс. нм3 азота в межтрубное пространство при обратной промывке. Длительность нагнетания при работе двух установок АГУ-8К составляет 3 и 8,2 ч соответственно. Ожидаемое устьевое давление составляет 21,8 МПа.

Объем газа, установленный по номограмме, должен быть увеличен на значение, необходимое для дренирования пласта в начальной стадии вызова притока. Этот дополнительный объем газа VА определяется из равенства (9.8).

При пользовании номограммами решаются обратные задачи. Нап-ример, можно определить предельную глубину освоения по располагаемому объему азота и др.

Перед проведением работ по вызову притока спустить в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя и промыть скважину. Затем приподнять НКТ и установить башмак на 5-10 м выше интервала перфорации.

После оборудования устья приступить к замене жидкости в скважине на газообразный азот.

Порядок выполнения операций следующий.

Открыть устьевые задвижки 11, 13, 15 и закрыть задвижки 10, 14, 16, 17 (см. рис. 9.2).

С помощью газификационных установок 1 по шлангам высокого давления 3 через обратные клапаны 4 осуществить подачу газообразного азота в межтрубное пространство скважины через "гребенку" 5, нагнетательную линию 7 и тройник 9. Вытесняемая газообразным азотом и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 18 должна поступать в накопительную емкость 20.

Нагнетание в скважину газообразного азота следует осуществлять в расчетном объеме, не превышая максимального рабочего давления газификационных установок. При необходимости снижения продавочного давления в скважину следует закачать порцию воды, обработанной ПАВ, или нефти.

Контроль за процессом закачивания газообразного азота в скважину вести по показаниям манометра 8 на нагнетательной линии 7 и на щитах управления газификационных установок.

По мере нагнетания газообразного азота в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва (пролета) газа через башмак НКТ, после чего оно начинает резко уменьшаться.

Во избежание выброса жидкости и газообразного азота на выкиде скважины 18 необходимо регулировать противодавление в трубном пространстве скважины с помощью задвижки 15, оборудованной штуцером.

Подачу газообразного азота в скважину (при отсутствии притока) вести в количестве, необходимом для создания максимально возможной депрессии на пласт, после чего закрыть задвижку 11 и при открытых задвижках 15, 16 на выкиде поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня жидкости в скважине.

При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространство скважины и следить за подъемом давления на устье.

При повышении давления на буфере до величины, достаточной для работы скважины, в системе сбора закрыть задвижки 15, 16, отсоединить трубопровод 18, поставить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 15, 17, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 19.

9.2.5. ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ГАЗИРОВАННОЙ АЗОТОМ ЖИДКОСТЬЮ (ПЕНОЙ)

Технология предназначена для вызова притока нефти и газа из пласта и должна применяться для создания глубоких депрессий на пласт при плавном темпе снижения забойного давления и с целью экономии азота.

Выбор режима освоения. Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине на пену с последующим ее самоизливом, независимо от диаметров обсадной колонны и лифта, служат номограммы, приведенные на рис. 9.6.

Пользуясь номограммами, можно определить необходимую степень газификации а, объем газообразного азота Уг и максимальное устьевое (продавочное) давление ру max, обеспечивающие требуемое забойное давление рз при заданных глубине скважины Н и плотности жидкости в скважине рж = 1000 кг/м.

Необходимый объем газообразного азота определяется из равенства

V, = | Уг| Ус,    (9.10)

где | Уг | - относительный объем газообразного азота, который определяется по номограмме; Ус - объем пространства скважины, в которое производится нагнетание пены, м3.

рутах > МПа.

ч

Ч

ч

\

6

V

ч

ч

ч

S ^

Ч'ч

N

V

S

'ч,

4'

ч.

V

\

\

Ч,

Ч

1 vj

ч

ч

Ч

ч\

2

\

ч

ч

—ч

ч

ч

ч

Ч

\

Ч

\

ч

ч

N

ч

ч

ч

10    20    30    40    50    р3,МПа

\

\

\\

\

ч

N

*

\\

\

N

Ч-?

V

N

5\

Ч

2

\ з

\\

, V

V

ч

ч

Xs

>

ч ч

ч

-с \ + 1-

-\-N

ч >

ч\

v >

ч

Ч

ч

\Ч,

\

ч

^Чц^Ч

Ч

SN

чЛ

.X

л -

Чл

ч

\

ч

ч

ч

10    20    30    М    50    F3,Mna

131 ЕЕЗ U EZ3 Ш

Рис. 9.6. Номограммы для расчета процесса вызова притока из пласта с применением пены с последующим ее самоизливом из скважины (рж = 1000 кг/м3):

I - относительный объем газа |Vj; II - степень газификации а; III - максимальное устьевое давление ру max; /, 2, 3, 4, 5, 6 - глубина осваиваемой скважины соответственно    1000,

2000, 3000, 4000, 5000, 6000 м; рз - забойное давление; а, ]Уг| - безразмерные величины

Требуемый объем пенообразующей жидкости определяется по зависимости

Vж = |Vr|Vt/a,    (9.11)

где | Vj. | , а- известны из номограммы (см. рис. 9.6).

Например, при Н = 3000 м, рж = 1000 кг/м3 и рз = 15,0 МПа значения a, Ру max, | VT\ соответственно составляют 28; 4,8 МПа и 22.

Отсюда согласно формулам (9.10) и (9.11):

V, = 22V, (нм3); V;K = 22V/283).

Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине пеной с ее самоизливом и последующим "осушением" скважины газообразным азотом, независимо от диаметра колонны и лифта, служат номограммы, приведенные на рис. 9.7 и 9.8.

Пользуясь номограммами, можно определить требуемый (минимальный) объем газа VT, в том числе для приготовления пены VM, необходимую степень газификации а и максимальное продавочное давление на устье ру max, обеспечивающие забойное давление рз при заданных глубине скважины Н,

Рис. 9.8. Номограммы для расчета процесса вы1зова притока из пласта пеной с ее самоизливом и последующим осушением скважины газообразным азотом:

I - максимальное устьевое давление ру    ;

II    - забойное давление рз; / (/'), 2 (2'), 3 (3'), 4 (4') - плотности жидкости в скважине соответственно 800, 900, 1000, 1100 кг/м3


Рис. 9.7. Номограмма для расчета процесса вызова притока из пласта пеной с самоизливом и последующим осушением скважины газообразным азотом:

I - минимально необходимый относительный объем газа |Vг|; II - степень газификации а; III - относительный объем газа для приготовления пены \Vпж|; 1 (/', Г), 2 (2', 2”), 3 (3', 3"), 4 (4', 4") - плотности жидкости в скважине соответственно 800, 900, l000, 1100 кг/см3; а, \Уг\, |Упж| - безразмерные величины

плотности жидкости в скважине рж и условии минимизации объема используемого азота ввиду ограниченных возможностей азотных установок по запасу жидкого азота.

Объем пенообразующей жидкости определяется из уравнения

Vж = ^|Vc/a,    (9.12)

где значения | Vж | , а известны из номограммы (см. рис. 9.7).

После оборудования устья приступить к промывке скважины пеной. Открыть задвижки 12, 18, 19, 22, закрыть задвижки 20, 21, 24, 25 (см. рис. 9.3). С помощью цементировочного агрегата 6 и азотных газификационных установок произвести приготовление и нагнетание газированной жидкости (пены) в межтрубное пространство скважины по нагнетательной линии 15, обвязанной с фонтанной арматурой.

Требуемая степень газификации а достигается за счет регулирования подачи пенообразующей жидкости в смеситель 14 с помощью делителя расхода жидкости 8 при неизменном расходе газа, также подаваемого в смеситель 14.

Например, изменение расхода пенообразующей жидкости от 1 до 4 л/с при постоянной подаче азота 200 л/с, что соответствует одновременной работе двух установок АГУ-8К, обеспечивает регулирование а от 50 до 200.

Пенообразующая жидкость подается агрегатом 6 в смеситель 14 через делитель расхода 8, фильтр 10 и обратный клапан 4. Азот подается в смеситель 14 по газовым линиям 3 через обратные клапаны 4.

Заданный расход пенообразующей жидкости обеспечивается путем поддержания постоянным определенного перепада давления на штуцере 13 посредством регулирования степени открытия вентиля (вентилей) делителя расхода 8.

Контроль за перепадом давления на штуцере 13 осуществляется по манометрам 11, 31, а за расходом жидкости - по изменению ее уровня в емкости насосного агрегата 6, куда сбрасывается избыток жидкости по линии 7.

Регулирование соотношения подаваемых в скважины количеств азота и жидкости следует осуществлять таким образом, чтобы исключалось образование газовых пробок в скважине и резкое колебание давления при нагнетании смеси в скважину.

Вытесняемая газированной жидкостью (пеной) и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 26 поступает в накопительную емкость 28.

Контроль за процессом закачивания газированной азотом жидкости (пены) следует вести по показаниям манометров 11, 31, 16, манометров на щитах управления газификационных установок 1 и на насосе цементировочного агрегата 6.

По мере нагнетания газированной азотом жидкости (пены) в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва пены через башмак лифта, после чего оно начинает уменьшаться.

После первого прохождения пены через башмак лифта необходимо уменьшить подачу пенообразующей жидкости и вести промывку скважины при повышенной степени газификации или приступить к осушению скважины газообразным азотом.

При использовании аэратора или тройника в качестве смесителя давление пенообразующей жидкости, подаваемой в смеситель 14 насосным агрегатом 6 (см. рис. 9.3), не должно превышать предельно максимального давления, развиваемого азотной газификационной установкой 1, с учетом прочности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры.

Если это условие не выполняется, то следует вместо аэратора использовать эжектор.

Для обеспечения устойчивой работы эжектора в процессе нагнетания пены необходимо поддерживать давление жидкости на входе в сопло эжектора не менее чем в 1,5-2 раза выше давления, получаемого на выходе эжектора или на устье скважины.

Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости (пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до величины, максимально допустимой для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2-3 мин, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания.

После окончания промывки скважины пеной закрыть задвижку 18, открыть задвижку 24 и осуществить в течение не менее 1,5 ч самоизлив пены одновременно из трубного и межтрубного пространств скважины по трубопроводу 26 в накопительную емкость 28.

При отсутствии признаков притока нефти и газа после самоизлива пены в течение первых 1,5 ч необходимо продолжить самоизлив до его окончания. При отсутствии притока также следует поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня в скважине.

При наличии притока нефти и газа закрыть задвижки 22, 24, отсоединить трубопровод 26, установить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 22, 25, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 27.

Величина создаваемой депрессии на забое не должна превышать предельно допустимых значений, определяемых геолого-техническими условиями и расчетом на прочность обсадной колонны на смятие наружным давлением.

9.2.6. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Для решения практических задач по выбору рациональной технологии освоения скважин проведены измерения затрубного, буферного и забойного давлений при освоении азотом ряда скважин.

Характерным для условий Прикарпатья является освоение скв. 615 Бит-ковского месторождения (рис. 9.9). Данные об изменении перепадов давления при освоении представлены в табл. 9.3, а сведения о технологии освоения скважины - в табл. 9.4.

Скв. 615 вскрыла фильтром менилитовые отложения на глубине 29623100 м. Дополнительно в интервале 2913-2825 м пласт вскрыт ПКС-105.

Глубинный манометр был опущен на глубину 2835 м, что на 7 м ниже башмака лифта, поэтому р6 = рж. Пластовое давление на глубине 2810 м составляло 22,4 МПа.

При давлении в затрубном пространстве 14,0 МПа (до начала освоения) забойное давление у башмака труб составляло 22,4 МПа, т.е. практически соответствовало пластовому даввлению. Расчетное давление у башмака на глубине спуска лифта равнялось 17,0 МПа. Высота столба нефти в затрубном пространстве достигала 640 м. В этих условиях начали нагнетать в скважину азот с расходом 5,3 м3/мин и нефть с расходом 10-13 л/мин

О 120 240 360 т 600    720    840    960    1060    1200    1320    то    Т,    мин

Рис. 9.9. Изменение давлений при освоении скв. 615 Битковского месторождения азотом (закачка в затрубное пространство):

Рб, Pan?, Ps - соответственно буферное, затрубное и забойное давления, МПа; рШ1 - давление в линии нагнетания азота длиной около 1,3 км; / - накопление давления, выброс и работа скважины; 2 - слабый выход азота после пролета, вторичное накопление давления азота в затрубном пространстве; 3 - выброс и работа; 4, 6 - слабый выход газа, естественное накопление давления в затрубном пространстве за счет притока из пласта; 5, 7 - выброс и работа скважины; 8 - нагнетание азотно-нефтяной смеси в соотношении 400:1 в течение 150 мин; 9, 11 -нагнетание азота с расходом 5,3 м3/мин; 10 - естественное накопление и выбросы при закрытом затрубном пространстве и открытом лифте (всего закачано в затрубное пространство 2 м3 нефти и 3000 м3)

(закачано 2 м3 нефти). Примерно через 1 ч от начала закачки нагнетательная линия длиной 1,3 км была заполнена азотом, давления в затрубном пространстве и линии выравнялись (14,0 МПа), а затем началось увеличение давления в затрубном пространстве до 15,0 МПа. При р6 = 22,4 МПа начался пролет газа через башмак лифта. Последующие 4 ч происходил выброс жидкости и газа через 8-мм штуцер, сопровождавшийся снижением ^затр до 4,7 МПа и р6 до 6,0 МПа.

Сопоставляя данные об изменении давлений (см. рис. 9.9 и табл. 9.3), можно судить о процессах, происходящих в стволе скважины при освоении. Так, при первом выбросе произошло резкое снижение противодавления на пласт (Арг = 16,4 МПа), вызвавшее активный приток в скважину. Вследствие этого на 330 мин с начала освоения скважина перестала подавать продукцию на поверхность. Одновременно наблюдался активный приток жидкости в ствол скважины (270-300 мин), а далее происходило перераспределение жидкости в лифте и в затрубном пространстве (330-360 мин). Это видно по изменению перепада замеряемого и расчетного давлений у башмака (см. табл. 9.3). Расчетная величина гидрозатвора, образованного столбом нефти в затрубном пространстве в конце первого выброса, составила приблизительно 260 м.

Высота столба в затрубном пространстве (м).

h = 106б - р'6)/Рж?,    (9.13)

где рб, р'6 - измеренное и расчетное по (9.5) давления у башмака; рж -плотность жидкости; g - ускорение свободного падения, м/с2.

Время с начала

Состояние скважины

Измеренное давление, МПа

Расчетное

рб' по за

Др, = р6 -

- Рв'

Депрессия на пласт

Д?2 = Рпл -, МПа

процесса, мин

Рб

Рзатр

висимости

(9.5)

по замеру

по расчету

30

До освоения

22,4

14,0

177,0

0,1

0

0

220

Первый выброс

6,0

4,7

6,2

-0,2

16,4

16,1

240

То же

6,0

4,5

6,0

0

16,4

16,4

270

"

7,0

4,6

6,2

0,8

15,4

16,2

300

"

8,6

4,8

6,4

22

13,8

16,0

330

Накопление

9,8

6,0

8,0

1,8

12,6

14,4

360

То же

11,0

7,2

9,6

1,4

11,4

12,8

540

Второй выброс

-

6,3

8,5

-

-

13,9

570

То же

-

6,0

8,2

-

-

14,2

1020

Третий выброс

-

4,7

6,3

-

-

16,1

1050

То же

-

5,0

6,7

-

-

15,7

1290

Четвертый выброс и работа скважины

8,5

6,1

8,2

0,3

13,9

14,2

1320

8,6

6,0

8,1

0,4

13,8

14,3

1380

8,0

6,0

8,0

0

14,4

14,4

1500

8,1

6,0

8,1

0

14,3

14,3

Для продавливания столь мощного гидрозатвора при втором выбросе опять пришлось "накопить" в затрубном пространстве 10 МПа, что произошло только через 3 ч после окончания первого выброса. При втором выбросе, характеризующемся снижением рзатр до 6 МПа и р6 до 8,3 МПа, достигнута несколько меньшая депрессия на пласт (Ар2 =    14,4 МПа). После

второго выброса закачка азота была приостановлена. В это время произошло еще два цикла накопления и выброса, но уже за счет естественной пластовой энергии. При третьем выбросе максимальное значение рзатр составляло 8 МПа, а при пролете оно снизилось до 4,8 МПа. При четвертом выбросе значение рзатр было равно 7 МПа и снизилось до 6 МПа. Далее скважина фонтанировала еще 5 ч при одновременной подпитке азотом.

Отметим, что в процессе четвертого выброса и при работе скважины, когда режим работы пласта и подъемника был близок к установившемуся, различия между замеренным и расчетным давлениями у башмака практически не наблюдается (см. табл. 9.3).

Скв. 615 была освоена только после трехкратного полного (до башмака лифта) снижения уровня азотом и промежуточного дренирования сжатым газом из промысловой сети высокого давления.

Как видно из приведенных данных, освоение скважины путем закачки азота в затрубное пространство характеризуется большими изменениями давления на забой (> 10 МПа), нерациональным расходованием газа в конце выброса и удлинением срока освоения ввиду необходимости повторного повышения давления для последующих выбросов при втором пролете и т.д. До момента создания депрессии на пласт и отбора первых порций жидкости из него при первом пролете обычно задалживается длительное время, что обусловлено большим объемом затрубного пространства. Это в некоторых случаях недопустимо, например при необходимости немедленного удаления отреа-гированной кислоты в процессе кислотной обработки.

Время, требуемое для начала отбора пластовой жидкости, может быть

Затрубное дав

Объем

Давле

Длитель

ность

Закачанная жидкость при аэрации

Режим работы скважины после освоения

Номер

сква

жины

Вскрыпый

интервал,

м

Глубина спуска лифта, м

ление до освоения, МПа

Расход

азота,

м3/мин

закачанного азота, тыс. м3

Место закачки азота

ние в начале пролета, МПа

работы установок/ в том числе до первого пролета, ч

Тип

Коли

чество

Диаметр штуцера, мм

Дебит

нефти,

т/сут

Газо

вый

фак

тор,

м3

616

2515-2810

2711*

4,8

12

4,5

Затрубное

прост

ранство

17,2

6,2/6,2

Фонтанировала периодически, затем заглохла

615

2825-3100

1816*

1011**

14,0

6

5,04

То же

15,0

14/0,7

Нефть

2

8

2,2

1828

303

3050-3020

3021,9*

1,8

12

7,0

"

17,8

10,4/10,4

"

5

6

5

275

534

1825-2037

239,6**

157,3*

0

12

4,2

Лифт

7,5

8

Дизтоп

ливо

5

6

3,3

2616

582

2258-2325

817*

1205**

2,0

12

3,5

13,0

5

-

-

6

1

900

554

1993-2265

1994*

8,6

12

3,0

Затрубное

прост

ранство

9,2

4/4

13

5

2080

643

2543-2716

2498,3*

11,5

12

3,2

То же

14,9

4,5/3,5

После пролета скважина заглохла

472

2191-2056

2096*

10,4

6

4,2

"

13,4

6/6

-

-

8

3,7

9218

648

1893-1764,1

1567,5*

3,0

12

3,6

Лифт

13,0

5

-

-

8

2,5

2220

562

2234-2334

2060,6*

0,9

12

2,8

Затрубное

прост

ранство

12,0

4/4

После пролета скважина заглохла

562

2234-2334

2060,6*

2,0

6

2,5

Лифт

9,0

7

-

-

10

4

3100

21МД

2810-2814

2800*

3,0

12

1,6

7,0

2,2/0,25

Вода

14

Скважина закрыта, ожидает подключения к выкидной линии р6 = 2 МПа;

Рпл = 21,5 МПа

17М

4480-4500

Диаметр лиф Диаметр лифт

21/2

4470*

та 63,5 мм. а 50,8 мм.

0

12

7,0

20,0

9,5/1,5

15

Скважина после 4-го пролета проработала 4 ч, затем заглохла

Рис. 9.10. Изменение устьевого давления при освоении скв. 534 Битковского месторождения азотом (закачка в лифт)


5,0


0    1    2    3    4    5    6    7    8    Т,ч

существенно сокращено, если азот закачивать в лифт. При этом также снижается амплитуда колебаний давления, сокращается непроизводительный расход газа и может быть снижено начальное пусковое давление (например, за счет стравливания газа, накопившегося в затрубном пространстве).

В этом отношении интересен опыт освоения скв. 582, где через 1,6 ч после начала закачки азота в лифт с расходом 12 м3/мин давление увеличилось до 13 МПа, а затем начало плавно снижаться. Через 4 ч после прорыва газа через башмак лифта буферное давление снизилось до 4,1 МПа, а затрубное при работе на амбар - до 12 МПа. Скважина начала фонтанировать. Подобное плавное снижение давления наблюдалось в скв. 534 (рис. 9.10).

Перед освоением скв. 17 площади Монастырище глинистый раствор заменили на воду. Затем в 63,5-мм лифт, спущенный до глубины 4470 м, закачивали двумя АГУ-8К азотно-водяную смесь при степени аэрации 1:60.

Через 1,5 ч от начала закачки при давлении нагнетания 11,0 МПа начался выброс газированной жидкости из затрубного пространства. Давление нагнетания снизилось до 7,5 МПа. Далее перешли на нагнетание в лифт только азота с расходом 12 м3/мин. При этом наблюдалось трехкратное повышение давления нагнетания до 18-20 МПа и снижение его на 5-3 МПа. После закачки 6800 м3 азота скважина периодически выбрасывала нефть, однако устойчиво не фонтанировала. Периоды нагнетания газа до очередных выбросов жидкости составляли 1,5-2 ч, а длительность выбросов - 20-60 мин.

Таким образом, путем закачки азота в лифт удается снизить колебания забойного давления при освоении и уменьшить непроизводительные потери энергии при пролетах газа через башмак лифта. Измерение колебаний давления на устье скважины и у башмака лифта при освоении дает возможность оценить положение уровней в стволе скважины на различных этапах процесса, полнее описать его и совершенствовать технологию работ.

9.2.7. ОПЫТ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Первая опытная работа по продувке сжатым азотом выполнена 5 августа 1970 г. в скв. 502 Битковского месторождения при глубине спуска лифта 1650 м. В затрубное пространство скважины, заполненное нефтью, между 146-мм колонной и 50,8-мм лифтом закачивали газифицированный азот. Через 7 ч при давлении 11,5 МПа произошел пролет газа. После закачки 3 м3 нефти скважина начала фонтанировать.

В объединении "Укрнефть" выполнено более 300 скважино-операций по освоению. Сведения о наиболее характерных процессах приведены в табл.

9.4. Работы проводили в скважинах с глубиной спуска лифта 1800-4470 м путем нагнетания азота в лифт или в затрубное пространство. До начала освоения скважины были заполнены нефтью или водой. В затрубном пространстве до закачки азота обычно давление газа составляло до 3 МПа, а в ряде случаев до 10 МПа за счет притока из пласта или нагнетания по системе газлифта. При нагнетании чистого азота в лифт длительность освоения обычно не превышала 5-8 ч. Если закачка велась в затрубное пространство, то только для достижения первого пролета требуется в данных условиях приблизительно 10 ч.

Для снижения пускового давления и ускорения процесса на отдельных этапах применяли метод аэрации. При этом в скважины (534Б, 303Б, 21МД, 17М и др.) закачивали 2-15 м3 жидкости (дизтоплива, нефти, воды) при степени аэрации 1:60 - 1:480. Аэрацию осуществляли на начальном этапе до пролета через башмак лифта, а после снижения давления нагнетания переходили на закачку чистого азота.

Как правило, везде было достигнуто снижение уровня в соответствии с планом работ. Только в некоторых случаях (пять скважино-операций) освоение было прекращено ввиду пропусков в лифте или выхода из строя установок.

Иногда неудачи обусловливались неправильным выбором технологии (скв. 630, 643), когда величина давления 22 МПа была недостаточной для продавки азота через башмак лифта. В ряде случаев, если запас жидкого азота в емкостях был небольшим, около 6 м3 (а закачка велась в затрубное пространство - скв. 308, 562, 577) газообразного азота было достаточно лишь для первого пролета, после которого скважина прекращала работу ввиду образования гидрозатвора. Так, скв. 562 была освоена после повторной закачки азота в лифт (см. табл. 9.4). На некоторых скважинах, принятых из бурения (скв. 564Б, 643Б, 616Б), многократно (2-5 раз) применяли снижение уровня азотом, однако ввиду отсутствия условий для фонтанирования, в основном из-за слабого погружения подъемника, они были пущены в работу только после установки станка-качалки и спуска глубинного насоса.

Учитывая опыт освоения скважин азотом, необходимо иметь в виду, что успешность процесса обеспечивается только при условии правильного выбора технологии снижения уровня и при обеспечении условий для фонтанирования.

9.2.8. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Проектируя технологию освоения скважин азотом, исходят из необходимости осуществления процесса в сжатые сроки с использованием наименьшего количества газа.

В литературе по нефтепромысловому делу при рассмотрении процесса освоения скважин, заполненных жидкостью до устья, рекомендуется осуществлять нагнетание газа (воздуха) в затрубное пространство. Однако в зависимости от выбора метода нагнетания значительно изменяются требуемый объем газа и длительность освоения.

Соотношение объемов газа при закачке в затрубное пространство или в лифт выразится в следующем виде:

Для 146-мм колонны и 63,5-мм лифта У примерно в 3 раза больше У, соответственно длительность закачки до прорыва газа через башмак лифта возрастает примерно в 3 раза. Темп снижения противодавления на пласт изменяется в еще большей степени, так как в затрубном пространстве до пролета аккумулируется большая энергия, чем в лифте. После прорыва газа через башмак лифта при закачке в затрубное пространство происходит быстрое (за 1-2 ч) снижение давления в скважине и при большой депрессии в нее устремляется жидкость из призабойной зоны. Создается гидрозатвор в нижней части ствола скважины, для продавки которого требуется повторное, хотя несколько меньшее, чем при первом пролете, повышение давления в затрубном пространстве (см. рис. 9.9). При первом пролете газа большая часть энергии, накопленная в затрубном пространстве, расходуется бесполезно.

Таким образом, при освоении скважины путем закачки газа в затрубное пространство увеличиваются длительность процесса и требуемое количество газа, создается резкая депрессия на пласт. При закачке азота в лифт, как показывают расчеты и опыт освоения, значительно сокращается длительность закачки до пролета газа и резко уменьшается темп снижения давления на пласт.

Иногда возникает необходимость снижения уровня в скважине путем закачки азота в затрубное пространство, например, для обеспечения глубокого снижения уровня по техническим причинам (в нижней части лифта находится плунжер или поршень) и т.д.

Ниже изложен способ сокращения времени процесса, экономии азота и уменьшения амплитуды колебаний давления на пласт при освоении скважины путем закачки газа в затрубное пространство. Сущность способа заключается в том, что в определенный момент после прорыва газа через башмак лифта к устью скважину закрывают. Именно за счет этого достигается экономия расхода энергии газа, накопившейся в затрубном пространстве, и уменьшение амплитуды колебаний давления на пласт. При выбросе желательно, чтобы скважина работала в амбар или в отдельную емкость с минимальным противодавлением в линии. Тогда обеспечиваются наибольшие перепад давления между устьем и башмаком лифта и большая скорость движения столба жидкости вверх. Отметим, что при турбулентном режиме движения достигается максимальная полнота выноса жидкости на поверхность.

Для применения предлагаемого способа необходимо определить момент закрытия скважины в конце выброса и длительность закрытия на приток из пласта. Закрытие скважины осуществляют при снижении содержания жидкости в выносимой смеси. Это можно отметить, например, по снижению давления перед штуцерной камерой в полости лифта.

Длительность выдержки на накопление определим из предположения, что приток из пласта происходит по линейному закону фильтрации при постоянном коэффициенте продуктивности К и средней депрессии А р. Таким образом:

где Q - дебит скважины, м3/сут.

Принимаем р6 ср = рз и тогда где р, р - давление у башмака в начале и в конце накопления, МПа.

Выброс жидкости из скважины может быть осуществлен за счет энергии газа из затрубного пространства при соблюдении условия

Рб.к ^ ^лРж^-10-6,    (9.17)

где Ьл - высота столба жидкости, поступившей на забой скважины, м; рж -плотность, кг/м3.

Дебит скважины, ч, за время Т определим из (9.15)

Q = KApT,    (9.18)

24

а высоту столба жидкости в лифте, при условии вытеснения туда всей жидкости, поступившей в скважину,

h = Q = KApT.    (9. i 9)

л 5    5    24

Подставив (9.19) в (9.17), определим Т при рж = 1000 кг/м3 и площади поперечного сечения 63,5-мм лифта, равной 5 = 0,003 м2:

T < 7,2-^.    (9.20)

KAp

В зависимости (9.20) величину р определим по (9.17), а величину коэффициента продуктивности берем по данным предыдущей эксплуатации скважины или по аналогии с другими скважинами месторождения.

Так, для условий Прикарпатья в глубоких скважинах, характеризующихся низким коэффициентом продуктивности и большими депрессиями, ориентировочно можно при втором выбросе принять Ар = 12 МПа, К = 2 м3/(МПа-сут), р6 = 12 МПа, тогда Т < 3,6 ч. При третьем выбросе, приняв Ар = 14, МПа, р6 = 8 МПа, найдем Т < 2 ч и т.д. Таким образом, используя данные об изменении затрубного давления при освоении, можно ориентировочно рассчитать периоды накопления. Из зависимости (9.20) видно, что с повышением давления у башмака ухудшаются условия притока и возрастает длительность накопления, однако условия выброса улучшаются. С увеличением коэффициента продуктивности продолжительность накопления сокращается обратно пропорционально его величине, поэтому способ найдет большее применение при низких значениях коэффициента продуктивности скважин.

При выборе канала для закачки аэрированных жидкостей исходят из тех же соображений, что и при закачке газа. Для сокращения длительности целесообразно вести закачку в лифт, а для углубления депрессии - в затрубное пространство.

Для улучшения условий движения смеси и газа по лифту или по за-трубному пространству при аэрации желательно добавлять вещества - пенообразователи и стабилизаторы - в соответствии с рекомендациями работ по созданию воздушно-жидкостных пен. При этом могут быть использованы все преимущества пен перед воздушно-жидкостными системами.

Применение аэрированных жидкостей и смесей, особенно пен, позволяет значительно снизить пульсацию давления на пласт при освоении по сравнению с продувкой скважин газом.

С целью снижения объема расходуемого азота для освоения скважин и уменьшения объема жидкости, необходимой для образования аэрированных систем, целесообразно комбинировать оба способа. При этом исходят из того, что требуемый объем газа для освоения скважины зависит от объемов за-трубного пространства и подъемных труб и значений пластового давления и давления у башмака лифта.

Например, используя для заполнения нижней части затрубного пространства аэрированную смесь, получают следующие результаты: во-первых, увеличивается удельный вес смеси, за счет чего уравновешивается часть веса столба в лифте, и поэтому давление в затрубном пространстве снижается; во-вторых, уменьшается объем нижней части затрубного пространства, где имеется наивысшее давление.

Так, при заполнении аэрированной смесью (степень аэрации 1:100) нижней половины объема затрубного пространства скважины уменьшают объем азота, необходимый для заполнения полости затрубного пространства к моменту прорыва через башмак лифта, от 6000 до 3000 м3. Ввиду наличия больших резервов повышения производительности при небольших затратах мощности применение азотных газификационных установок для освоения скважин очень перспективно.

9.3. ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ СМЕСЬЮ КИСЛОТНОГО РАСТВОРА С АЗОТОМ И ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ

В нефтяной промышленности в последние годы успешно начали применять азот для увеличения эффективности кислотных обработок, несмотря на удорожание процесса примерно в 2 раза. Это объясняется увеличением эффективности кислотных обработок в присутствии азота, которое отмечается повсеместно. После обработки дебиты нефти возрастают обычно в 2-4 раза.

Для обработки скважин применяют газированную азотом кислоту -азотнокислотную смесь (АКС) - при содержании азота 50-700 м33. Скорость закачки кислотных растворов составляет 0,1-0,3 м3/мин при давлении нагнетания до 40 МПа. Преимущества воздействия АКС связаны с движением смеси в основном по порам наибольшего диаметра. Это было также показано при изучении кернового материала после воздействия АКС методами ртутной порометрии. При нагнетании кислоты с газовой фазой в насыщенную жидкостью пористую среду несмачиваемая фаза (газ) движется по центральной части поровых каналов с опережением, так как скорость движения газа за счет его низкой вязкости значительно выше скорости движения кислоты. Прохождение нагнетаемой смеси через расширения и пережимы пор, частое изменение направления движения, связанное с извилистостью поровых каналов, способствует турбулизации потока. При этом возникают условия для увлечения кислоты в сфере движения газа по наибольшим поровым каналам и для выборочного разложения участков поровой среды кислотным раствором, в результате чего формируются проникающие зоны значительного растворения цементирующего вещества. Нейтрализация кислоты, естественно, происходит по пути ее движения с газом в порах наибольших размеров, т.е. там, где это может дать наибольший прирост проницаемости. С другой стороны, турбулизация потока вызывает улучшение доставки активной кислоты в зоне движения к стенкам поровых каналов, включая и контакты обломочных зерен. Это способствует более полному растворению глинистого цемента, разуплотнению обломочного скелета и открывает новые пути сообщения пор.

Обобщив результаты ранее выполненных лабораторных исследований и промысловых работ, можно сделать вывод, что преимущества обработки пластов кислотными растворами в смеси с газообразным азотом достигаются в основном за счет быстрого и более полного извлечения из обработанной части пласта отработанного кислотного раствора, продуктов реакции и прода-вочных жидкостей, рационального использования химической активности кислотного раствора в поровом пространстве с точки зрения максимального увеличения проницаемости пласта, более глубокого проникновения активного кислотного раствора, роста плотности пор и числа соединяющих каналов, в результате чего предотвращается образование в прискважинной части пласта жидкостных барьеров.

Рассмотрим характеристику коллекторов в аспекте применения кислотного воздействия для увеличения проницаемости пород в призабойной зоне скважины.

Нефтегазовые залежи Прикарпатья характеризуются низкопроницаемыми, слабокарбонатными песчано-алевритовыми коллекторами. Один из основных способов воздействия на разрабатываемые залежи - кислотная обработка.

Коллекторами нефти и газа на месторождениях Прикарпатья являются песчаники и алевролиты эоценового и олигоценового возраста. Основной породообразующий минерал - кварц составляет 70-95 % породы, встречается глауконит - до 5-20 %. Содержание цемента колеблется от 3 до 30 %. Цементы глинистые, карбонатные или смешанные.

Кластические породы, обладающие одинаковыми химическим и гранулометрическим составом, окатанностью зерен, глинистостью, карбонатностью и другими сходными свойствами, характеризуются различной степенью уплотнения - от слабо- до сильноуплотненных. Отличительными признаками являются устанавливаемые под микроскопом различия в плотности упаковок зерен, характере и протяженности контактов между зернами, строении порового пространства. В слабоуплотненных кварцевых мелкозернистых песчаниках с открытой пористостью 15-20 % и проницаемостью до сотых долей квадратного микрометра отмечаются хорошо разветвленные поры трех-, четырех- и пятизернового сечений. Эти коллекторы приурочены к присводовым частям складок на глубине 2200-3200 м и распространены в эоценовых залежах Долинского и Северо-Долинского месторождений.

Песчаники такого же состава, но значительно более уплотненные, характерны для менилитовых залежей (глубина 1600-4500 м) Долинского, Струтынского месторождений и др. В песчаных коллекторах этих месторождений резко преобладают плохо сообщающиеся поры трехзернового сечения (80-95 %). При этом пористость и проницаемость снижаются до минимальных значений - соответственно 10-5 %, тысячные - десятитысячные доли квадратного микрометра.

Промышленные коллекторы рассматриваемых залежей отличаются невысокой карбонатностью (2-15 %) при средних значениях для различных залежей от 1,0 до 5,7 %. Около 30 % обследованных образцов (объем выборки 600 образцов) составляют некарбонатные коллекторы.

Установление наличия низкокарбонатных продуктивных коллекторов с различной степенью уплотнения явилось основой, на базе которой определился подход к выбору рецептуры кислотных растворов для обработки скважин.

Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ) приурочена к коллекторам с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость 4-12 %, проницаемость (0,5+140)10-3 мкм2). К ним относятся верхневизей-ские, намюрские и нижнекарбоновые толщи. Характерный пример указанных отложений - коллекторы нижнего карбона Глинско-Розбышевского и Чижевского месторождений, залегающие на глубине 3200-4000 м. Они представлены полимиктовыми песчаниками и в меньшей мере алевролитами, состоят из кварца, полевых шпатов, слюдисто-глинистых пород, кварцитов и гранитов. Среди обломочного материала преобладают глинистые и слюдистоглинистые разности. Содержание цемента изменяется от 1 до 20 %, состав смешанный - карбонатно-глинистый и глинисто-карбонатный.

Размер пор в шлифах 0,01-0,12 мм. Ухудшение коллекторских свойств происходит за счет увеличения количества цемента, а также уплотнения обломочных зерен кварца, с возникновением бесцементных участков, в которых зерна скреплены в результате регенерации и вдавливания. Существенный фактор в изменении фильтрационных свойств - соотношение кварцевых зерен и обломков глинистых пород: участки, сложенные глинистыми обломками, менее проницаемы из-за деформирования глинистых обломков до состояния цементирующего материала.

9.3.1. ИССЛЕДОВАНИЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ДОБАВЛЕНИЕМ ГАЗА.

ОСОБЕННОСТИ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПОРОВЫХ СЛАБОКАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

При выборе рецептуры и проектировании технологии кислотного воздействия на слабокарбонатные песчаники необходимо решать задачи повышения и сохранения увеличенной проницаемости скелета пласта за счет расширения и очистки его пор и трещин без ощутимого нарушения прочности породы. Продукты реакции должны быть извлечены до начала вторичных реакций, приводящих к образованию осадков и закупорке порового пространства.

На результат кислотной обработки влияют пластовые условия (температура, давление, размер пор и трещин), состав пласта и насыщающих его жидкостей, рецептура раствора и другие факторы, воздействие которых оценивают путем лабораторных экспериментов по изменению проницаемости пород, подвергаемых обработке при фильтрации и выдержке в них кислотных растворов. При проведении лабораторных экспериментов приближение к пластовым условиям достигалось за счет нагрева образца породы и фильтруемой кислоты до пластовой температуры    (80 °С), создания

противодавления (10 МПа) на выходе из образца, подбора режима при фильтрации кислотных растворов, выдержки растворов в паровом пространстве при заданных температуре и давлении.

Разработано несколько модификаций установок с полной изоляцией металлических частей от воздействия кислоты в результате применения пластмассовых покрытий. Как показали анализы проб кислоты, отобранных после хранения ее в установке в течение 1 сут, содержание железа не превышало 0,01-0,06 %. Исследования проводили на коротких (3-4 см) или длинных (до 32 см) составных образцах пород, состоящих из набора коротких кернов. До нагнетания кислоты и после него проверяли проницаемость составного образца и его частей.

Для опытов использовали типичные образцы песчаников и алевролитов эоценовых залежей Предкарпатья проницаемостью (0,2+10)10-3 мкм2, пористостью 10-16 % и карбонатностью 1-4 %. Перед кислотным воздействием образцы экстрагировали спиртобензольной смесью, высушивали, а затем насыщали под вакуумом водой (при обработке растворами, содержащими HF) или 1,5 %-ным раствором хлористого кальция (при солянокислотной обработке). Эффективность обработки оценивали по отношению значений проницаемости до обработки и после нее.

Нагнетание солянокислотных растворов через образцы проводили последовательно в два этапа. На первом этапе в образец нагнетали 0,5-0,7 объема порового пространства (1,5-2 мл кислоты), что значительно меньше, чем необходимо для выщелачивания карбонатов. Этот раствор выдерживали в порах при 80 °С и давлении 10 МПа до 52 ч и проверяли проницаемость. На втором этапе через образец нагнетали объем кислотного раствора (обычно 834 мл), в 1,5 раза больший расчетного, необходимого для выщелачивания всех карбонатов (VG).

Опыты по обработке плавиковой кислотой или глинокислотой проводили на образцах, предварительно обработанных соляной кислотой в количестве 1,5 V,.. При проведении опытов выявлено, что после их обработки 10 %-ной HCl при избытке и недостатке кислоты проницаемость соответственно увеличивается в 1,8 и 1,2 раза независимо от времени выдержки раствора в порах.

Изучали также изменение пористости и структуры порового пространства. Пористость после кислотной обработки возросла не более чем на 3 %, в среднем - на 17 % начальной ее величины. Следовательно, наблюдаемое после обработки многократное (1,7-7,2 раза) увеличение проницаемости не может быть объяснено только повышением пористости.

Структуру порового пространства изучали на порозиметре высокого давления, используя метод нагнетания ртути. Сопоставление гистограммы распределения поровых каналов сообщения указывает на увеличение их доли в области наиболее крупных пор и на уменьшение доли мелких. Содержание поровых каналов радиусом менее 0,5-1,0 мкм после кислотной обработки не изменяется. Из этого можно сделать вывод, что разложение происходит в основном в области наиболее крупных пор.

Многократное увеличение проницаемости сопровождается незначительным ростом пористости, поэтому сильное разложение глин, глауконита и других составляющих породы, вызывающее потерю прочности скелета пласта для данных пород, нецелесообразно. При глинокислотной обработке с низким содержанием плавиковой кислоты смесью растворов 10 %-ной HCl и 1 %-ной HF проницаемость эоценовых пород возрастает многократно. Со стороны входа кислотного раствора образцы немного разрушались, но это не приводило к снижению проницаемости по сравнению с начальной, очевидно, в связи с хорошей очисткой поровых каналов от смещаемых частиц. При увеличении концентрации HF до 3-5 % образцы разрушаются и снижается их проницаемость.

Результаты опытов по глинокислотной обработке составных образцов указывают на рост проницаемости головных кернов (от входа кислоты) в 3,2-4,6 раза при выдержке в порах кислотных растворов с низким содержанием (1-3 % HF и снижение ее для образцов - у выхода раствора из поро-

ды) до 0,5-0,8 начальной. Объемы кислотного раствора в 20 раз превышали объем пор Уп первого образца (I = 0+4 см). Соответственно через второй образец (I = 4+8 см) фильтровалась кислота в количестве 19Уп, через третий 18Уп и т.д., поэтому наблюдаемое снижение проницаемости удаленных образцов нельзя объяснить уменьшением объема фильтрующейся кислоты. Здесь сказывается большая степень нейтрализации глинокислоты и насыщение ее продуктами реакции, которые накопляются в удаленных образцах при фильтрации, а затем осаждаются даже при кратковременной выдержке в порах. В головном образце степень увеличения проницаемости в связи с растворением превалирует над возможным ее снижением, вызванным осаждением продуктов реакции кислоты в объеме его пор.

После выдержки в течение 1 ч в керне отработанной кислоты с высоким содержанием (3-5 %) HF произошла почти полная закупорка составного образца. На торце головного керна образовалась сферическая лунка диаметром

1,4 см, образовавшаяся в результате полного разложения этой части за 38 мин нагнетания кислоты. Опыты на составных образцах свидетельствуют об опасности снижения проницаемости удаленной части образца даже при кратковременной выдержке кислоты в порах (1-3 ч), увеличивающейся при росте концентрации HF. Установленная возможность значительного повышения проницаемости при обработке глинокислотой 10 %-ной HCl + 1 %-ной HF без выдержки ее в поровом пространстве позволяет рекомендовать эти рецептуры для обработки исследованных коллекторов.

Залог успешности глинокислотной обработки - немедленное удаление продуктов реакции из призабойной зоны. Опытами установлено, что степень нейтрализации HCl слабокарбонатными песчаниками уменьшается при увеличении ее объема Ус достаточно быстро. Уже второй объем Ус нейтрализуется всего на 10-20 %, а третий-пятый объем Ус - на 2-5 %. Нейтрализация первых 0,Ус 10 %-ной HCl (обычно 5-16 мл) происходит в разной степени (на 45-97 %) и зависит, несомненно, от путей проникновения кислоты, степени и распределения карбонатности. Вторые 0,5 Ус нейтрализуются уже в меньшей степени - на 40-50 %. Средняя (по четырем образцам) степень нейтрализации составляла в образцах с карбонатностью 3-8 % в последовательно взятых объемах: для первых 0,5Ус - 0,78; вторых 0,5Ус - 0,50; Ус -0,23; 3Ус - 0,04 начальной кислотности соляной кислоты, равной 2,78 г-экв/л.

Объемная скорость нагнетания солянокислотных растворов составляла 0,25-0,35 мл/мин. Это означает, что через образец длиной 3-4 см кислота проходила за 5-10 мин. При нагнетании первых порций кислоты (0,5Ус), когда в образце на пути ее движения имелось достаточно карбонатов, нейтрализация в ряде случаев достигала более 90 %, что свидетельствует о большей скорости нейтрализации в каналах малых размеров.

Так, для полного использования растворяющей способности HCl при обработке слабокарбонизированных песчаников целесообразно продавливать ее в глубь пласта инертной жидкостью, объем который соответствует объему кислоты. Фильтрация плавиковой кислоты через образцы длиной 3-4 см осуществлялась со скоростью 0,3-0,6 мл/мин, а время пребывания кислоты в поровом пространстве не превышало 3-8 мин.

При фильтрации 2 %-ного HF с начальной кислотностью 1,28 г-экв/л через девять образцов песчаника средняя степень нейтрализации медленно убывает от 0,9 (для 10Уп) до 0,6 (100Уп). Подобную картину наблюдают и в опытах, когда применяют 4-8 %-ную HF, только в этом случае нейтрали-

ция происходит быстрее после нагнетания меньших объемов. Во всех случаях нейтрализация плавиковой кислоты превышает 50 %. Различие в степени нейтрализации по мере роста объема нагнетаемой кислоты вызвано изменением состава образца - выносом легкорастворимых соединений и, очевидно, увеличением радиуса поровых каналов.

Кроме того, специально поставлен опыт по фильтрации (при 80 °С и без противодавления) кислотных растворов через образец песчаника длиной 32 см. Сначала через образец провели нагнетание 610 мл 10 %-ной НС1 до тех пор, пока остаточная кислотность на выходе из керна не повысилась до 90 % начальной величины вследствие выщелачивания растворимых компонентов в зоне проникновения. Далее нагнетали 200 мл 2 %-ной HF с отбором промежуточных проб через 20 мл. Во второй порции (по 20 мл) остаточная кислотность составила 3 %, а в последней (десятой) - 5 % начальной величины. Опыт был прекращен из-за разрушения головной части образца давлением обжима. Небольшое изменение степени нейтрализации связано, вероятно, с увеличением размеров поровых каналов, а высокая степень ее (кислота за время фильтрации находилась в образце в течение 25 мин) подтверждает результаты предыдущих опытов на коротких образцах.

При фильтрации через поровое пространство раствора 10 %-ной НС1 + + 1 %-ной HF с начальной кислотностью 3,36 г-экв/л степень его нейтрализации значительно меньше, чем плавиковой кислоты. Это связано с недостаточной нейтрализацией соляной кислоты после выщелачивания окислов типа RO и R203 из зоны ее проникновения.

Следовательно, скорость нейтрализации плавиковой кислоты в поровом пространстве песчаников, как и соляной, очень высока и исчисляется минутами. Для увеличения глубины проникновения активной плавиковой кислоты в пласт и, следовательно, для повышения эффективности обработки необходимо принимать меры по замедлению скорости реакции.

Исследование проникновения кислотных растворов с добавлением газовой фазы и без нее в поровое пространство. Наряду с изучением пористости и проницаемости исследовали изменение в шлифах структуры порово-го пространства песчаников при движении кислотных растворов и кислотных растворов в смеси с азотом (АКС). Определение вели по двум группам образцов. Обломочная часть песчаников состояла из кварца (до 70 %) и глауконита (до 5 %). Цемент пленочно-поровый, глинистый (15-20 %) и поро-вый кальцитовый (5-8 %). Глинистый материал представлен гидрослюдой. Карбонатность пород 4,2-8,3 %, открытая пористость 5-8 %, проницаемость (1-5)10'3 мкм2.

Кислотное воздействие с азотом и без азота проводили в два этапа. Сначала нагнетали 10 %-ную НС1 в объеме, большем Vc. Затем обрабатывали породу 10 %-ной HCl + 1 %-ной HF в количестве 20Vn без азота и с азотом. При этом растворение глауконита и глинистого вещества осуществляется по-разному. Для оценки интенсивности вторичных изменений после кислотного воздействия поровое пространство условно разделено по величине открытой пористости на три зоны, отличающиеся составом и содержанием цемента, структурно-текстурными формами и строением пор: высокопористой (га' <

< 20 %), среднепористой (10 % < га' < 20 %) и низкопористой (га' < 10 %) текстур. В результате глинокислотной обработки высокопористая и среднепористая зоны проявляют тенденцию к фронтальному распространению по более проницаемым участкам с постепенным затуханием но мере удаления от входа, теряющего активность раствора. За счет применения глинокислоты в

АКС формируются зоны в виде каналов, пронизывающие низкопористую среду с неизмененным компактным строением обломочной части и цемента.

На рис. 9.11 показаны зоны вторичной текстуры после обработки образцов кислотой и АКС.

Различия в коллекторских свойствах по зонам вторичной текстуры объясняют следующим образом. В пределах высокопористой зоны степень растворения цементирующих минералов очень высока. Открытые поры составляют 80-95 % суммы свободных и заполненных цементом пустот. Глауконит растворяется практически полностью, глинистый цемент - частично. Степень растворения глинистого вещества после фильтрации глинокислоты с азотом значительно выше, чем без него, - на 80-90 и 40-50 % соответственно. Уничтожение цементирующих минералов ведет к разуплотнению кварцевого скелета песчаников, т.е. к потере связи между обломочными зернами и увеличению свободного пространства. Однако этот процесс не способствует полному разрыхлению данной породы, так как часть зерен кварца прочно скреплена между собой. Вследствие этого высокопористая зона приобретает характерное микростроение, выражающееся в чередовании участков с агрегатной и раздельно-зернистой структурой (рис. 9.12).

Агрегатные структуры выступают в данном случае как структурные единицы, состоящие из двух или более зерен кварца, скрепленных по контактам регенерации и вдавливания, или за счет пленок и каемок не затронутого растворением глинистого цемента. Агрегатные структуры кварца взаимосвязаны в микроблоки, прочность которых обусловливает сохранность породы в зоне активного действия кислотного раствора. В участках с раздельно-зернистым строением обломки не имеют контактов и составляют "плавающие" зерна, при этом поры занимают до 30-50 % площади в поле шлифа. За счет растворения глауконита и глинистых выделений образуется большое число пор размером 50-90 мкм, а срезы отдельных расширений достигают 100-200 мкм.

Степень разуплотнения песчаников при воздействии АКС выше вследствие более глубокого проникновения раствора в образец и более полного растворения глинистого цемента в межзерновом пространстве. В результате этого возрастают плотность пор и особенно число соединяющих каналов (пережимов), что способствует присоединению большого числа крупных пор к фильтрационному полю коллектора.

Рис. 9.11. Зоны вторичной текстуры в образцах песчаников после обработки глинокислотой:

а - в жидкой фазе; б, в - в азотнокислотной смеси; 1, 2, 3 - зоны высокопористой, среднепористой и низкопористой текстуры соответственно

Рис. 9.12. Микротекстура высокопористой зоны в образце песчаника, обработанного азотнокислотной смесью.

Светлые пятна - открытые поры, заполненные бакелитом; темные пятна - глинистый цемент


Описанная зона переходит в зону среднепористой текстуры, которая характеризуется неполным растворением при обоих способах обработки не только глинистого вещества, но и глауконита. Степень их сохранности достигает 50-80 %, что приводит к снижению пористости и проницаемости в пределах этой зоны. В зоне низкопористой текстуры значения поровых показателей сохраняются на уровне, достигнутом после первоначальной обработки 10 %-ной HCl.

Выявленный в процессе данного исследования эффект роста емкостных и фильтрационных свойств песчаного коллектора после воздействия глинокислотными растворами с газом состоит в увеличении степени растворения пласта и формировании глубоко проникающих в породу высокопроницаемых зон вторичной текстуры.

Проникновение кислотных растворов и АКС в поровое пространство и механизм кислотного воздействия на породы изучали также методом ртутной порометрии. Рассмотрим полученные данные. Для исследования методом ртутной порометрии, характерные результаты которой приведены на рис. 9.13, до обработки и после нее отрезали пластинки песчаника со стороны закачки в образец кислотного раствора и АКС. Сопоставление распределения пор по размерам показало, что после обработки уменьшилось содержание поровых каналов радиусом r < 2,5 мкм и увеличилось число пор большого размера с r = 2,5+10 мкм за счет расширения пор меньшего размера. При обработке кислотными растворами появились новые поры с r = 10+25 мкм, а при обработке АКС - поры радиусом 40 мкм.

Проницаемость образцов после обработки определяется фильтрацией через вновь созданные поры (см. рис. 9.13) и обусловливает большую эффективность воздействия АКС. Поскольку объемы кислоты в кислотном и газированном кислотном растворах одинаковы, эффективность воздействия свидетельствует о расходовании химической активности газированной кислоты в порах наибольшего размера и может быть объяснена следующим. При закачке АКС в насыщенную жидкостью пористую среду газ, являясь несмачивающей фазой, движется по центральной части наибольших поровых каналов с опережением. Скорость движения газа вследствие его низкой вязкости значительно больше скорости движения кислоты. Прохождение смеси через расширения и пережимы пор, частое изменение направления движения, связанное с извилистостью поровых каналов, способствуют турбу-лизации потока. При этом возникают условия для увлечения кислоты по наибольшим поровым каналам, лучшего контактирования ее с цементирующим веществом и для выборочного растворения участков пористой среды.

Рис. 9.13. Гистограммы распределения поровых каналов по размерам W и доля их участия проницаемости k до обработки (я) и после нее (б):

1, 2 - еоответетвенно негазированная (Г = 0) и газированная азотом (Г = 1+2) киелота

Изучение скорости реакции кислотных растворов в смеси с газовой фазой. Проведены экепериментальные иееледования по изучению воздейет-вия газокиелотными емееями на низкопроницаемые (от 5 • 10-3 мкм2) елабо-карбонатные (от 0,3 до 1,5 %) горные породы. Иееледования оеущеетвляли при термобар ичееких = 60 МПа и Т = 60 °С) и гидродинамичееких (20 х х 10-4 < Reуcл < 300-10-4) уеловиях, близких к плаетовым. Изучено влияние газового чиела емееи Гр (отношение объема газовой фазы к объему жидкой фазы), гидродинамичееких уеловий ее движения на екороеть реакции глино-киелотного раетвора (1 %-ная HF + 10 %-ная HCl) и изменение проницаемо-ети горных пород.

Результаты иееледований обрабатывали таким образом, чтобы получить завиеимоеть коэффициента маееопередачи от режима движения жидкоети в порах. Для моделирования уеловий гидродинамичеекой аналогии модели и натуры уеловный параметр Рейнольдеа

Reуcл = ^L,    (9.21)

V к

где ик - уередненная екороеть движения киелотного раетвора в порах е учетом газонаеыщенноети порового проетранетва,

Як

(9.22)


ик


Fm(\ р ов р г)

qK - раеход киелотного раетвора; F - площадь фильтрации; m - коэффициент открытой пориетоети; ро.в - оетаточная водонаеыщенноеть; рг - наеы-

щенность    порового пространства газовой фазой; vK - кинематическая

вязкость кислотного раствора; ёср - средний диаметр поровых каналов породы.

Как видно из рис. 9.14, при увеличении газового числа смеси от 0 до 2 растет коэффициент массопередачи р, а следовательно, и скорость реакции кислотного раствора с породой при малых значениях условного параметра Рейнольдса (Кеусл < 50 • 10-4), которая резко снижается при больших значениях (Кеусл > 50 • 10-4). Увеличение газового числа до Гр = 3 при условном параметре Рейнольдса Иеусл = 25 • 10-4 приводит к росту коэффициента массопередачи. При дальнейшем увеличении газового числа смеси снижается коэффициент массопередачи. После достижения Гр = 5,5 последующий его рост не влияет на скорость реакции глинокислотного раствора с породой и экспериментальные зависимости р = ДГр) для условных параметров Рейнольдса 25 • 10-4 и 86 • 10-4 совмещаются, т.е. в этой области влияние газового числа смеси и условного параметра Рейнольдса не замечено.

Такое изменение коэффициента массопередачи в зависимости от газового числа смеси и условного параметра Рейнольдса, очевидно, объясняется следующим. При малых значениях условного параметра Рейнольдса (Иеусл <

<    50 • 10-4) добавка газовой фазы к глинокислотному раствору приводит к более интенсивному его перемешиванию, за счет чего увеличивается скорость реакции глинокислотного раствора с породой. При больших значениях условного параметра Рейнольдса (Иеусл > 50 • 10-4) происходит довольно интенсивное перемешивание глинокислотного раствора при движении в поро-вом пространстве и без газовой фазы. Добавка газовой фазы в этом случае приводит к отрыву от поверхности реагирования капель глинокислотного раствора и замещению его химически нейтральным газом. Это вызывает снижение скорости реакции. При увеличении газового числа смеси (Гр > 5) газовая фаза движется по наибольшим поровым каналам, а глинокислотный раствор частично оттесняется в поры меньших размеров, в которых фильтрация практически отсутствует. Другая часть глинокислотного раствора становится внутренней фазой газокислотной смеси, в результате чего скорость реакции остается постоянной. Характер изменения коэффициента массопередачи в зависимости от газового числа смеси и условного параметра Рейнольдса позволяет достаточно четко выделить области осуществления процесса. Процессы, реализуемые при изменении газового числа смеси (0 <

<    Гр < 3) независимо от значения условного параметра Рейнольдса, можно отнести к процессам обработки скважин газокислотными неатомизированны-ми смесями. При изменении газового числа смеси (3 < Гр < 5) процессы относят к процессам обработки скважин газокислотными смесями, переходными от неатомизированных к атомизированным, и при газовых числах смеси Гр > > 5 - к процессам обработки скважин атомизированными газокислотными смесями.


Рис. 9.14. Зависимость коэффициента массопередачи от газового числа смеси для различных величин условного параметра Рейнольдса:

1, 2 - экспериментальные кривые для условного параметра Рейнольдса, равного соответственно 25-10-4 и 86-10-4

Для области факторного пространства с изменением факторов (0 < Гр <

< 1,75 и 24 • 10-4 < Иеусл < 280 • 10-4) в реально существующих пределах при проведении процессов воздействия на пласты в призабойной зоне скважин кислотными растворами в смеси с газовой фазой получены уравнения регрессии, одновременно учитывающие влияние газового числа смеси и условного параметра Рейнольдса на коэффициент массопередачи.

Для области изменения факторов 0 < Гр < 1,75 и 24 • 10-4 < Иеусл < 84 х х 10-4.

Уравнения регрессии использованы для расчетов скорости нейтрализации кислоты при ее радиальном распространении в пласте. Результаты расчетов представлены на рис. 9.15 в виде профилей нейтрализации в пласте пористостью 13 % со средним диаметром пор 5 • 10-4 см, толщиной 203 см при расходе кислоты 3 • 103 см3/с, Гр = 0 и Гр = 1,5, с газонасыщеннос-тью порового пространства соответственно 0 и 0,21, насыщенностью неподвижной фазой 0,25.

Глубина радиального проникновения глинокислоты при уменьшении в ней содержания HF от 1 до 0,1 % очень мала. Ширина профилей составляет 10 см при Гр = 0 и 15 см при Гр = 1,5. Однако по мере растворения легко-разлагаемых компонентов породы контур начальной концентрации продвигается в глубь пласта. Ширина профилей, например, при радиальном проник-


С/Со - 1

|\

\ у \\\

\

А

\\

\\

Л

\\

\\

\\

\\

Лу

л т ¦¦

Л V \ \

50

Я, см

Рис. 9.15. Изменение гидродинамических условий Ке^сл (1), Re(2), коэффициента массопередачи р (3, 4) и профилей нейтрализации С/С0 плавиковой кислоты (5, 6) при ее радиальном распространении:

1, 3,    5 - негазированная    глинокислота    (Гр    = 0); 2,    4,    6 - газированная    глинокислота    (Гр    = 1,5)


Явцсл, Re


/?,см/с



-2


5-10


5-10


о


0


новении киелоты R = 50 ем практичееки одинакова, а при R = 80 ем быетрее нейтрализуетея газированная киелота. Это обуеловлено инвереией кривых Р =    f(R)    при    изменении    Re^ в завиеимоети от    R.    Кривая    4    при    возраета-

нии R раеполагаетея выше кривой 3 неемотря на то, что время контактирования киелоты е породой при прохождении АКС одинакового е киелотным раетвором отрезка пути AR на 30 % меньше. Раечеты также показали, что при повышении раехода киелоты в 2 раза профили нейтрализации раеши-ряютея при увеличении Гр в 1,8 раза.

Следовательно, при обработках негазированной или газированной гли-нокиелотой поровых коллекторов плавиковая киелота практичееки полно-етью прореагирует еще при закачке и нет необходимоети епециально выдерживать ее в плаете для реагирования. Более того, нужно еразу же при-етупать к извлечению продуктов реакции во избежание закупорки порового проетранетва временно раетворимыми и нераетворимыми продуктами реакции глинокиелоты. Эта задача легко решаетея при обработке газированной киелотой.

Глубина проникновения активной киелоты, как показывают раечеты, в большей етепени завиеит от наличия раетворимых в глинокиелоте компонентов. Например, в уеловиях, принятых для раечетов, при закачке

2,4 м3/м глинокиелоты на поглощающую толщину плаета активная киелота проникает в зону е 0,1 < R < 0,9 м, а в зоне е 0,9 < R < 2,5 м будут нахо-дитьея продукты реакции. Для полного иепользования химичеекой активное-ти киелоты объем продавочной жидкоети необходимо увеличить примерно на 0,5 м3/м е целью вытеенения активной киелоты за пределы зоны е 0,1 <

< R < 0,9 м.

Изменение проницаемости пород после обработки кислотными растворами с добавлением газовой фазы и без нее. Иееледования проводили на двух группах образцов е различным еоетавом и количеетвом раетворимой чаети пород (глины, глауконит, карбонаты). Это образцы эоценовых и оли-гоценовых отложений Предкарпатья. Вторая группа образцов отличаетея значительно меньшей проницаемоетью. Так, начальная проницаемоеть ео-етавила (3+10)10-3 и (0,2+0,5)10-3 мкм2 для эоценовых и олигоценовых образцов еоответетвенно.

На оеновании экепериментальных иееледований на образцах эоценовых пеечаников уетановлено, что изменение газового чиела емееи от 0,5 до 1,5 не приводит к еущеетвенному изменению коэффициента кратноети роета про-ницаемоети образцов поеле прокачки через них газокиелотной емееи и гли-нокиелотного раетвора без добавки газовой фазы, которое могло бы повлиять на результаты промыеловых работ. При увеличении газового чиела емееи (Гр > 5) наблюдаетея енижение коэффициента кратноети роета проницае-моети иееледуемых образцов. Это, очевидно, обуеловлено теми же факторами, что и уменьшение коэффициента маееопередачи.

В результате иееледований получена корреляционная завиеимоеть коэффициента кратноети роета проницаемоети образца от его начальной про-ницаемоети, по которой можно прогнозировать етепень роета проницаемоети подвергшихея обработке пород и оценивать увеличение продуктивное™ екважины поеле обработки плаетов в призабойной зоне газокиелотными еме-еями.

Иееледованы завиеимоети коэффициента кратноети роета проницаемоети образцов ^ поеле нагнетания газокиелотной емееи в объеме нагнетания киелотного раетвора, равного 13Уп и 26Уп начальной проницаемоети.

Наибольшая степень роста проницаемости достигается по образцам с начальной проницаемостью (2—8) 10-3 мкм2. Корреляционной связи между значениями коэффициента кратности роста проницаемости и начальной проницаемости после нагнетания через образец 10 %-ного раствора HCl не установлено.

Интересно отметить большое влияние газовой фазы на рост проницаемости пород при обработке олигоценовых песчаников с карбонатностью до

4 %. При этом степень увеличения проницаемости после фильтрации примерно 15Уп глинокислоты (10 %-ной HCl + 1 %-ной HF) без газа и с газом составляет соответственно 1,8 и 12,8 раза.

Следовательно, имеются породы, для которых добавление газовой фазы при кислотной обработке окажет существенное влияние на результаты обработки.

Таким образом, учитывая изложенные результаты многочисленных лабораторных экспериментов, приходим к выводу, что основными факторами, которые могут повысить эффективность воздействия на пласты газокислотными смесями, являются улучшение условий освоения скважин после закачки в пласты газокислотных смесей и увеличение радиуса обработки пласта. Добавление газа к глинокислотным растворам приводит к значительному возрастанию проницаемости пород при обработке низкопроницаемых коллекторов (< 0,5 •    10-3 мкм2). С ростом начальной

проницаемости влияние газовой фазы на результаты глинокислотной обработки ощущается слабее. Во всех случаях увеличение газового числа смеси желательно и будет способствовать повышению эффективности обработки.

9.3.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН КИСЛОТОЙ,

ГАЗИРОВАННОЙ АЗОТОМ

Технология обработки пласта АКС предназначена для восстановления и улучшения коллекторских свойств сильно загрязненного или слабопроницаемого продуктивного пласта с целью облегчения условий по вызову притока нефти и газа и повышению нефтегазоотдачи.

Технология азотнокислотных обработок пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок типа АГУ-8К заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта через перфорационные отверстия нагнетаются последовательно порции сжатого газообразного азота и газированного азотом кислотного раствора, которые продавливаются в пласт водой, нефтью или газированной азотом жидкостью (пеной).

В связи с высокой активностью азотнокислотной смеси и практически полной ее нейтрализацией еще в процессе фильтрации в призабойной зоне нет необходимости в выдерживании кислоты на реагирование. Поэтому сразу после окончания продавливания приступают к освоению скважины, плавно снижая устьевое давление с целью удаления продуктов реакции кислоты из пласта и создания необходимой депрессии для вызова притока из скважины.

Технология значительно повышает взрывобезопасность проведения работ по освоению скважин и технико-экономические показатели кислотного воздействия на призабойную зону пласта, особенно в условиях, отличающихся слабопроницаемыми породами и сравнительно низкими пластовыми давлениями.

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при обработке АКС приведена на рис. 9.16. Приготовление смеси кислотного раствора с газообразным азотом осуществляется аналогично приготовлению газированной жидкости (пены). Однако необходимо следить за изменением давления. Давление закачиваемой в скважину азотно-жидкостной смеси при использовании аэраторов не должно быть более 20 МПа, при использовании жидкостно-газовых эжекторов не более 35 МПа с учетом прочности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры. Выбор рецептур кислотных растворов и ингибиторов должен производиться с учетом имеющегося промыслового опыта на данном месторождении, а также минералогического состава горных пород коллектора и степени их уплотнения.

При азотнокислотной обработке закачивание кислотного раствора в пласт целесообразно проводить двумя порциями. Для сокращения непроизводительного расходования плавиковой кислоты на растворение компонентов пласта, которые хорошо реагируют с соляной кислотой, и предотвращения образования нерастворимых фторидов в качестве первой порции кислотного раствора, составляющей 30-40 % общего объема раствора, применяется 10-15 %-ная соляная кислота. В качестве второй порции необхо-

Рис. 9.16. Схема обвязки оборудования и устья скважины при азотнокислотной обработке призабойной зоны пласта и вызове притока:

1 - газификационная установка АГУ-8К; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - “гребенка”; 6 - насосный агрегат 4АН-700 (3ЦА-400, ЦА-320М); 7 - кислотовоз Аз-30А или КП-6,5; 8 - трубопровод для подачи кислотного раствора или пенообразующей жидкости в смеситель (эжектор); 9 - оборудование для регулирования соотношения фаз; 10 - смеситель (аэратор, тройник, эжектор); 11 - манометр; 12 - нагнетательная линия для подачи технологического агента (жидкости, газированной жидкости - пены, газа) в скважину; 13 - тройник; 14 - 20 - задвижки фонтанной арматуры; 21 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 22 - нефтесборный коллектор; 23 - крестовина фонтанной арматуры; 24 - задвижка для отключения линии насосных агрегатов; 25 - накопительная емкость; 26 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 21; 27 - пробоотборный кран

димо использовать 10-15 %-ную соляную кислоту с добавкой 2-4 % плавиковой кислоты.

Необходимый объем кислотного раствора следует определять по результатам лабораторных исследований в условиях, близких к пластовым, и имеющегося промыслового опыта.

В качестве продавочной жидкости следует использовать воду, нефть или газированную азотом жидкость (пену).

Объем продавочной жидкости устанавливается исходя из условия заполнения ею внутреннего объема НКТ, объема эксплуатационной колонны в интервале перфорации и вытесняемой в призабойную зону пласта части объема кислотного раствора с целью полной его нейтрализации согласно зависимости

КР = VHKT + V^K + K 'VK.p,    (9.25)

где V^ - внутренний объем НКТ; Уэ'к - объем эксплуатационной колонны в интервале перфорации; К’ - опытный коэффициент, определенный по данным лабораторных исследований, обычно К' = 0,5; VK.p - объем кислотного раствора.

Формула (9.25) применима для терригенных коллекторов.

Для карбонатных коллекторов следует использовать зависимость

V = V + V' .    (9.26)

пр    нкт    э.к

Для проведения обработки АКС необходимо спустить в скважину колонну НКТ до забоя и промыть скважину. После промывки приподнять НКТ, установив башмак лифта на 2-3 м выше верхнего перфорационного отверстия. Оборудовать устье скважины фонтанной арматурой.

Если ожидаемое максимальное давление нагнетания азотнокислотной смеси превышает допустимое для эксплуатационной колонны, то НКТ следует оборудовать пакером двустороннего действия с обратным клапаном, установив его выше интервала перфорации. Пакер должен обеспечивать закачивание азотнокислотной смеси в пласт и пропускание жидкости из межтрубного пространства в трубное при вызове притока флюида из пласта.

Определить приемистость пласта в зависимости от давления нагнетания, которое не должно составлять более 80 % от давления гидроразрыва пласта.

В случае недостаточной приемистости пласта вследствие загрязнения призабойной зоны необходимо установить кислотную ванну и путем тщательной промывки удалить продукты реакции с забоя скважины. В условиях возможного отложения в призабойной зоне тяжелых компонентов нефти (парафинов, смол, асфальтенов) провести обработку скважины растворителем или теплоносителем. Повторно определить приемистость пласта. С помощью насосных агрегатов 6 и кислотовоза 7 (см. рис. 9.16) приготовить расчетное количество кислотного раствора.

При ожидаемом максимальном давлении на устье ру < 20,0 МПа (в качестве смесителя используется аэратор или тройник) выполнить следующие работы. Открыть задвижки 15, 18, 19, закрыть задвижки 16, 14, 17, 20, 24 и с помощью газификационных установок 1 произвести нагнетание в лифтовую колонну газообразного азота из расчета заполнения газом внутреннего объема лифта, что будет соответствовать моменту начала пролета газа через башмак лифта. После окончания закачивания газообразного азота закрыть устьевую задвижку 19 (на межтрубном пространстве) и при открытых задвижках 15, 18, 24 с помощью установок 1 и насосных агрегатов 6 через смеситель 10 осуществить нагнетание в лифтовую колонну азотнокислотной смеси, исходя из условия обеспечения не менее 50 нм3 азота на 1 м3 раствора при расходе последнего от 0,20 до 0,25 м3/мин. Первоначально в смеситель 10 подать соляную кислоту, затем - глинокислоту. Путем нагнетания в трубное пространство газированной азотом продавочной жидкости, продавить азотнокислотную смесь в пласт. После окончания продавлива-ния закрыть задвижки 15, 24 и плавно снизить давление в межтрубном и трубном пространствах скважины, открыв задвижки 17, 19 с целью своевременного удаления продуктов реакции из пласта и направив выходящую из скважины жидкость по выкидной линии 21 в накопительную ем-кость 25. После снижения давления в скважине открыть задвижку 14, закрыть задвижку 19 и с помощью установок АГУ-8К произвести подачу газа в межтрубное пространство для вызова притока и дренирования пласта.

При ожидаемом максимальном давлении на устье 20,0 < ру < 35,0 МПа (в качестве смесителя используется эжектор) выполнить следующие операции. Открыть задвижки 15, 18, 19, 24, закрыть задвижки 14, 16, 17, 20 (см. рис. 9.16) и с помощью азотных газификационных установок 1, насосных агрегатов 6 и кислотовоза 7 через смеситель (эжектор) 10 по линии 12 осуществить приготовление и нагнетание в лифтовую колонну азотнокислотной смеси (газированного азотом кислотного раствора) при открытом межтрубном пространстве, исходя из условия обеспечения не менее 50 нм3 азота на 1 м3 кислотного раствора, при расходе последнего от 0,20 до 0,25 м3/мин.

Перед закачиванием азотнокислотной смеси можно заполнить лифт газообразным азотом до давления на устье 20,0 МПа.

После заполнения лифтовой колонны азотнокислотной смесью закрыть устьевую задвижку 19 на межтрубном пространстве и продолжить нагнетание в скважину требуемого объема газированного кислотного раствора.

После подачи в скважину всего объема кислотного раствора продавить азотнокислотную смесь в пласт.

По окончании продавливания закрыть устьевую задвижку 15 и плавно снизить давление в межтрубном и трубном пространствах скважины, открыв задвижки 17, 19 с целью своевременного удаления продуктов реакции кислоты из пласта, направив выходящую из скважины жидкость по выкидной линии 21 в накопительную емкость 25.

После снижения давления в скважине закрыть задвижку 19, открыть задвижку 14 и с помощью установок АГУ-8К и насосных агрегатов 6 через смеситель 10 произвести нагнетание газированной азотом жидкости (пены) в межтрубное пространство для дренирования пласта и вызова притока.

9.3.3. ОПЫТ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН АКС

Обработку АКС проводили на Росильнянском газоконденсатном и Битков-ском нефтяном месторождениях Предкарпатья.

Росильнянское месторождение характеризуется большой изменчивостью коллекторских свойств по площади и разрезу эоценовых отложений и вследствие этого большим диапазоном изменения дебита газа от 10 до 1000 тыс. м3/сут при высоком пластовом давлении.

Битковское месторождение разрабатывается на режиме растворенного газа, причем пластовое давление снизилось в некоторых зонах до 0,5 от гидростатического. Карбонатность менилитовых пород составляет в среднем

3,9 % при среднеквадратическом отклонении ±2,6 %. Все скважины Битков -ского месторождения неоднократно (3-8 раз) подвергали обработкам: ГРП, кислотным, термообработкам и др. Успешность повторных обработок в условиях снижающегося пластового давления постоянно падает.

Так, успешность вторых и третьих кислотных обработок составляет уже до 30 %, а дополнительная добыча Д снизилась от 1100 т на успешную операцию (при первой обработке) до 100 т (при третьей). Соответственно при пластовых давлениях, близких к гидростатическому, Д = 800 т, а при давлении около половины давления гидростатического столба воды Д = 70 т на одну успешную скважино-операцию. В таких условиях началось внедрение АКС на Битковском месторождении.

В табл. 9.5 приведены сведения о параметрах и результатах некоторых обработок.

Скв. 527 Битковского месторождения вскрыла менилитовые отложения в интервале 1994-2257 м, оборудованном фильтром. Лифт 63,5 х 50,8 мм спущен на глубину 1989 м. Начальный дебит скважины составил 0,5 т/сут нефти, газовый фактор - 340 м3/т, пластовое давление - 24,5 МПа. Два гидроразрыва пласта с закачкой 3,5 и 4,5 т песка и кислотная обработка 16 м3 14 %-ной HCl были неуспешными. Дебит составил 0,5-0,3 т/сут. Потом скважина переведена на газлифт с дебитом 3,0 т/сут.

При пластовом давлении 10,5 МПа проводилась обработка АКС. Дебит увеличился до 6,3 т/сут. За 5 мес дополнительно добыто 220 т нефти, что примерно в 2 раза выше средней эффективности операций.

Т а б л и ц а 9.5

Примеры обработки АКС

Номер, тип скважины, дата

Вскрытый интервал, м

Диаметр

НКТ,

мм/глу

бина

спуска

Давление нагнетания, МПа

Объем закачанного кислотного раствора,

м3

Расход,

м3/мин

Рецептура

раствора

Степень

аэрации,

м33

Объем закачанного азота, м3

кис

лоты

азота

42 Р,

2825-

63,5

25

50

0,20

12

Кислые

1:60

3500

газовая,

2890

2826

стоки це

2.11.1971

2950-

ха СЖК

3020

Надвор-

нянского

ВПЗ*

527 Б,

1994-

50,8-63,5

17

18

0,30

12

10 % HCl

1:40

3500

нефтя

2257

1989

ная, 1972

42 Р, га-

2825-

63,5

32

45

0,24

12

10 % HCl

1:50

2200

зовая,

2890

2826

21.06.

2950-

1972

3020

451 Б,

1651-

63,5

19

15

0,15

6

10 % YCl

1:40

3000

нефтя

1925

10 % HCl +

ная,

1645

+ 1 % HF

14.09.

1645

1972

* Кислотность в

пересчете на СН3СООН составляет 3 %.

Скв. 451 Битковского месторождения после обводнения газовых пластов переведена на вышележащие менилитовые отложения в интервале 1651-1955 м. Цементный мост установлен на глубине 2364 м. После перфорации дебит нефти составил 1 т/сут, а в результате последующей обработки АКС увеличился до 3,8 т/сут.

Две последовательные обработки АКС скв. 42 Росильна были успешными и привели к увеличению дебита от 15 тыс. до 30 тыс. м3/сут и от 30 тыс. до 50 тыс. м3/сут.

Термометрическими исследованиями выявлено, что после обработки АКС получен приток газа из ранее не вовлеченных в разработку пластов.

В Прикарпатье введены в разработку глубокозалегающие месторождения (Оров-Уличнянское, Старо-Самборское и др.), характеризующиеся низкими коэффициентами продуктивности скважин (0,5—4,0 т/(с сут-МПа)) и большими депрессиями (15-25 МПа) при их освоении и э ксплуатации. Продуктивные ямненские отложения палеоцена Старо-Самборского месторождения залегают на глубине 3500-3800 м.

Коллекторы представлены мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и алевролитами (65-85 % кварца, остальное - полевые шпаты, глауконит) с прослоями глинистых сланцев. Эффективная мощность ямненских отложений до 70 м, пористость в среднем 15 %, а проницаемость, по промысловым данным, (1+3) 10-3 мкм2 при среднем радиусе пор 1 мкм. Карбонатность продуктивных пород достигает 10-20 %. Начальное пластовое давление на глубине 3500 м составляло 48 МПа, текущее - 34,6 МПа, а давление насыщения - 15,6 МПа. Плотность нефти 0,85 г/см3, вязкость ее при температуре 40 °С 7 МПа-с, пластовая температура около 92 °С.

На Оров-Уличнянском месторождении разрабатываются нижнеменили-товые отложения олигоцена (2700-3800 м), представленные чередованием до 20 пропластков песчаников и алевролитов с аргиллитами. Эффективная мощность коллекторов до 30 м. Средняя проницаемость песчаников (1+2) 10-3 мкм2, пористость 13 %, карбонатность 2,0-3,1 %. Песчаники кварцевые, мелкозернистые с глинистым, кремнистым, реже с известковистым и битуминозным цементом. Начальное пластовое давление (38 МПа) снизилось до 20 МПа, а давление насыщения составляет около 30 МПа. Газовый фактор увеличился до 1000 м3/т. Плотность нефти 840 кг/м3, вязкость 3-5 мПа-с при температуре 40 °С, пластовая температура 80-90 °С.

В результате лабораторных исследований кислотного воздействия на низкопроницаемые коллекторы Прикарпатья выявлено резкое уменьшение эффективности обработки, вплоть до снижения проницаемости по сравнению с начальной, даже при кратковременном (до 1 ч) оставлении продуктов реакции в поровом пространстве. При немедленном удалении из порового пространства продуктов реакции можно добиться 1,5-2-кратного роста проницаемости при начальной карбонатности образцов 2-3 % и до 4-кратного -при карбонатности около 5 %. Своевременное удаление из призабойной зоны пласта продуктов реакции обеспечивает повышение успешности операции до 76-90 % и высокую эффективность на Долинском и Северо-Долинском месторождениях.

Установлено, что для успешной кислотной обработки Оров-Уличнян-ского и Старо-Самборского месторождений необходимо немедленное извлечение продуктов реакции. Так, более 10 скважин Оров-Уличнянского месторождения подвергались солянокислотной (10-15 % HCl и 5 % СН3СООН) или глинокислотной (с добавкой до 1 % HF) обработке с закачкой в пласт 6-10 м3 кислотного раствора при давлении на устье 20-30 МПа. Все обработки оказались неуспешными. Только по скв. 112 (Уличняна), где кислотный раствор продавили в глубь пласта 50 м3 нефти, дебит увеличился от 2 до 7,6 т/сут и дополнительно было добыто более 1500 т. Успешными были обработки нагнетательных скважин с немедленной продавкой кислоты в пласт 80-120 м3 воды и переводом скважин под закачку.

Полагая, что причины низкой успешности кислотных обработок - несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта и недостаточная полнота их выноса из порового пространства, на этих месторождениях провели пять успешных кислотных обработок с использованием азота.

Ствол скважины заполняли дегазированной нефтью, не изменяя подвески лифта. Далее, при открытом затрубном пространстве закачивали в трубы 500 м3 азота, затем 6 м3 15 %-ной HCl и 0,15 % КИ-1 с добавкой 30 м3 азота на 1 м3 раствора. Продавливание кислоты в пласт осуществляли нефтью в объеме труб после закрытия затрубного пространства при давлениях на устье до 33 МПа и расходе до 0,2 м3/мин. Затем сразу открывали затруб-ную задвижку и пласт начинал очищаться в основном за счет использования энергии упругого сжатия жидкости и азота. Одновременно в трубки 2-3 ч закачивали азот при расходе 6 м3, продавливали 6-9 м3 газированной азотом нефти и опять продолжали закачку азота еще в течение 2-3 ч при максимальном давлении. Обычно после 4-8 ч дренирования скважины начинали фонтанировать.

В табл. 9.6 приведены сведения о технологии и результатах обработок с азотом.

Во все скважины закачивали 15 %-ный солянокислотный раствор объемом 6 м3, работало по одной установке АГУ-8К и расход газа составлял 6 м3/мин. Дополнительная добыча на одну обработку составила в среднем 1854 т.

Особенность обработок АКС - совмещение процесса кислотного воздействия и освоения скважин в одном цикле. При этом обеспечивается очень важное преимущество новой технологии - немедленное после закачки кислоты извлечение продуктов реакции HCl и глинокислоты из низкопроницаемых (0,001-0,003 мкм2) слабокарбонатных коллекторов. Процесс обработки и

Т а б л и ц а 9.6

Примеры обработок АКС

Показатели

Старо-Самборское месторождение, эксплуатационный объект Ямна

Оров-Уличнянская залежь, эксплуатационный объект Менилиты

Ст. С-7

Ст. С-14

Ст. С-65

Ул-35

Ул-60

Длина лифта (d = 73 мм), м

3612

3720

3602

2944

2908

Обрабатываемый интер

3687-3575

3503-3550

3398-3458

2945-2884

2812-2926

вал, м

Пластовое давление, МПа

38,9

36,3

Не опре

12,5

13,0

Закачано продавочной жид

11

18

деляли

15

11

10,5

кости, м3

Давление на устье, МПа

25,0-33,0

29,0-30,0

25,0-30,0

30,0

30,0

Расход жидкости, м3

0,15

0,16

0,16

0,15

0,15

Дебит нефти, т/сут: до обработки

7,6

18,0

16,3

0,6

1,2

после обработки

22,0

38,0

19,2

8,0

3,0

Дополнительно добыто, т

885

5802

328

1950

305

Вид кислот

Число сква-

Успешность,

Дополнительно добыто, т

ной обработки

Предприятие

жино-операций

%

Всего

На обработку

КО

Надворнаянефте-

газ

18

33

2 420

134

АКС

34

79

14 668

430

КО

Бориславнефтегаз

12

8

1 600

133

АКС

13

78

29 800

2 220

освоения скважины глубиной до 2500 м заканчивается за 4-6 ч. Разработанная схема позволяет вести закачку АКС в скважины при давлении на устье до 35 МПа и добавке 60 м3 азота на 1 м3 кислотного раствора.

В табл. 9.7 для сравнения приведены сведения о технологических результатах кислотных обработок (КО) и обработок АКС.

Обработки с азотом обеспечивают значительный рост успешности (более чем на 50 %) и почти трехкратное увеличение добычи по сравнению с результатами КО, проведенных ранее на тех же скважинах. Благодаря большим возможностям обработок АКС на месторождениях с терригенными низкопроницаемыми коллекторами, где скважины неоднократно подвергались кислотному воздействию, увеличивается фонд скважин, перспективный для обработки.

9.4.ОБРАБОТКА СКВАЖИН СМЕСЬЮ КИСЛОТЫ С ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ

Наиболее широкое распространение среди методов ОПЗ получила кислотная обработка, которую раньше на месторождениях ДДВ проводили по стандартной технологии и рецептуре. Для обработки применяли солянокислотные и глинокислотные растворы. В качестве ингибитора и стабилизатора использовали катапин и уксусную или лимонную кислоту соответственно. После окончания операции скважину осваивали газом высокого давления, пеной, скважинными штанговыми насосами в зависимости от способа э кс-плуатации.

Однако стандартная технология кислотной обработки на поздней стадии разработки отложений нижнего карбона становится малоэффективной. Невысокая эффективность кислотной обработки коллекторов нижнего карбона обусловлена в основном их низкими фильтрационно-емкостными свойствами и значительным истощением пластовой энергии. При попадании посторонних жидкостей в такие пласты вследствие диспергирования глинистых частиц и их миграции осложняется процесс освоения скважины. Освоение скважины и очистка обработанной части пласта от продуктов реакции кислотных растворов с породой также затруднены в связи с значительным падением пластового давления.

Таким образом, для повышения эффективности кислотного воздействия на слабопроницаемые пласты с низкой пластовой энергией необходимо совершенствовать технологию кислотных обработок в направлении, обеспечивающем своевременную и наиболее полную очистку обработанной части пласта от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых в пласт жидкостей.

Основными источниками газообразной фазы являются компрессоры типа УКП-80, КПУ-16/100, АКС-7/20А, КПУ-16/250 и установки АГУ, которые применяют на предприятиях объединения "Укрнефть" с 1971 г. Газообразный азот получают из жидкого азота на установках типа УГУ-8К, при этом максимальное давление нагнетания газообразного азота 22 МПа и расход 0,1 м3/с. Из одной заправки жидкого азота на установке получают 3500 м3 газообразного азота. Так, используя существующее оборудование, процесс газокислотной обработки можно реализовать на скважинах при давлении до 25 МПа, а применяя эжекторы - до 35 МПа. Газовое число смеси при обработке пластов на глубине 3000 м с использованием компрессора КПУ-16/250 при расходе жидкой фазы 0,004 м3/с и давлении нагнетания 25 МПа составит 0,1-0,2.

Один из возможных путей увеличения газового числа смеси - применение природного газа высокого давления при газокислотной обработке пластов. Это возможно при воздействии на пласты в призабойной зоне нефтяных газлифтных и газовых скважин. Опыт показал, что при обработке низкопроницаемых пластов на промыслах ДДВ газокислотными смесями значения давления нагнетания достигают 10-30 МПа. Для получения такого давления газокислотной смеси при нагнетании в скважину применяют эжекти-рующие устройства. На промыслах широко используют эжектор конструкции Куйбышевского НИИНП. Однако применение этого эжектора при обработке пластов газокислотными смесями с использованием в качестве газовой фазы природного газа связано с различными трудностями. Необходимо провести сложные подготовительные работы по креплению эжектора, сборке подводящей газовой и нагнетательной газожидкостной линий на фланцах или сварных соединениях согласно требованиям правил безопасного ведения работ.

Разработан специальный устьевой эжектор, который устанавливают непосредственно на фонтанную арматуру скважины. Расчеты показывают, что для достижения давления газокислотной смеси 25-30 МПа при давлении в газовой линии 10-20 МПа и средних коэффициентах эжекции необходимо, чтобы отношение площади сечения камеры смешения к площади сечения сопла f3:f2 = 3.

На рис. 9.17 приведена принципиальная схема обвязки устья скважины при газокислотной обработке с использованием устьевого эжектора. Для монтажа эжектора закрывают центральную задвижку 16 и задвижки на выкидных линиях 2, 4, 13-15. Снимают буферную заглушку или задвижку, т.е. освобождают верхний фланец крестовины 5 или тройника фонтанной арматуры. После чего шаблоном диаметром 50 мм проверяют проходное отверстие крестовины. Далее монтируют устьевой эжектор и проверяют его работоспособность. Для этого к нагнетательной линии подсоединяют насосный агрегат

и, открыв задвижки 16, 4, 2, создают водой в нагнетательной полости 7 эжектора давление рр. При правильно собранном устьевом эжекторе и надежной герметизации соплодержателя в корпусе диффузора и сопла в соп-лодержателе давление рр должно быть на 10-25 МПа больше давления рс в полости газожидкостной смеси эжектора. Давление рр определяют по манометру 3 или манометру на насосном агрегате при его работе, а давление рс -по манометру 3 в момент остановки насосного агрегата, так как давление в

Рис. 9.17. Схема обвязки устья скважины с использованием устьевого эжектора:

1, 3, 18 - манометры; 2, 4, 13-17 - задвижки фонтанной арматуры; 5 - крестовина фонтанной арматуры; 6 - фланец эжектора; 7 - нагнетательный переводник; 8 - сопло; 9 - диффузор; 10 - линия подвода газовой фазы; 11 - уплотнительный элемент; 12 - полость газожидкостной смеси

нагнетательной полости и полости газожидкостной смеси эжектора после остановки агрегата выравнивается. Далее проверяют герметичность элемента 11, разобщающего газовую полость эжектора и полость газожидкостной смеси. Для этого насосным агрегатом создают давление в нагнетательной полости эжектора и выходят на устойчивый режим его работы (стабилизируются давления рр и рн). После этого задвижку 14 на газовой линии закрывают, и давление в газовой полости эжектора рн снижается. Уменьшение давления в газовой полости эжектора фиксируется по манометру 1. Для проверки работоспособности обратных клапанов на газовой линии закрывают задвижки 4, 17, останавливают насосный агрегат и закрывают задвижку 16. При надежной герметизации обратными клапанами газовой линии от нагнетательной и газожидкостной полостей эжектора давление в нагнетательной полости (манометр 3) будет выше давления в газовой полости (манометр 1); эти давления не будут выравниваться. Только после установления работоспособности устьевого эжектора приступают непосредственно к газокислотной обработке.

Выбор объектов для газокислотной обработки. При этом используют такие же критерии, как и при выборе объектов для кислотного воздействия по обычной технологии. Многими исследователями установлено отрицательное влияние на эффективность кислотного воздействия несвоевременного и неполного удаления из обработанной части пласта продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. Влияние этого фактора существенно при воздействии кислотными растворами и обычной технологии на низкопроницаемые пласты с пластовым давлением ниже гидростатического. Для определения влияния пластового давления на эффективность кислотной обработки низкопроницаемых (проницаемостью 0,01-0,02 мкм2) пластов была проведена обработка промысловых данных с использованием дисперсионного анализа по Битковскому нефтяному месторождению. Нулевая гипотеза сформулирована следующим образом:    величина относительного

пластового давления ро пл не влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки. В табл. 9.8 приведена схема варьирования успешности и эффективности первых кислотных обработок на скважинах Битковского нефтяного месторождения за 20 лет.

Из табл. 9.8 видно, что с ростом относительного пластового давления величина дополнительной добычи на одну обработку и успешность операций увеличиваются. Статистической обработкой исходного материала (табл. 9.9) установлено, что опытный критерий Фишера больше критического (Fdi >

> FKp0 05), т.е. нулевая гипотеза отвергается, и, следовательно, величина относительного пластового давления существенно влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки, а значит, и на эффективность кислотной обработки.

Т а б л и ц а 9.8

Исходные статистические данные

Уровни ропл, МПа/м

Число операций

Успешность, %

Пределы измерения дополнительной добычи на одну кислотную обработку, т

Средняя арифметическая дополнительная добыча, т

0,052-0,070

6

33

0-82

17

0,071-0,090

12

33

0-964

199

0,091-0,110

18

83

0-2052

569

0,111-0,130

6

80

0-3890

1070

Т а б л и ц а 9.9

Результаты обработки данных

Источники

Сумма квад

Степень

Критерий Фишера

варьирования

рата отклонения

свободы

Дисперсия

опытный Fqii

критический

f

L кр0,05

Общее всех вариантов

24 880 000

41

-

-

Фактор

4 643 460

3

1 547 800

3,03

2,84

Случайные отклонения

20 243 000

39

512 000

Таким образом, установлено, что если относительное пластовое давление достигло значения 0,9 и ниже, то проведение кислотной обработки по обычной технологии нецелесообразно. Для газонасыщенных пластов Глин-ско-Розбышевского газоконденсатного месторождения значение предельного снижения пластового давления составляет 0,85 гидростатического. Поэтому для улучшения фильтрационной характеристики пластов с давлением 0,9 гидростатического и ниже их необходимо подвергать воздействию газокислотными смесями.

На основании промысловых опытов определено, что объектами для газокислотной обработки могут быть низкопроницаемые поровые коллекторы, ранее подвергавшиеся кислотной обработке по обычной технологии, на которых повторные кислотные обработки по обычной технологии неэффективны. Эффективность газокислотной обработки таких объектов обусловлена более глубоким проникновением кислотного раствора в активном состоянии и образованием значительного числа глубоких каналов больших размеров.

Предпочтительными объектами для газокислотной обработки являются газонасыщенные пласты, особенно если пластовое давление в залежах ниже гидростатического. Обработка газонасыщенных пластов газокислотными смесями предотвращает образование в призабойной зоне жидкостных барьеров, что облегчает процесс освоения скважины и очистки обработанной части пласта от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей.

Методика проектирования процесса газокислотной обработки пластов разработана на основе экспериментальных исследований, проведенных на низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторах.

Скорость нейтрализации плавиковой кислоты из состава глинокислоты

1 % HCl + y % HF при радиальной фильтрации газокислотной смеси через поровое пространство низкопроницаемых слабокарбонатных песчаников рассчитывают методом последовательных приближений в соответствии со схемой (рис. 9.18) с использованием ЭВМ.

Предположим, что в скважину нагнетают глинокислотный раствор в смеси с газовой фазой с начальной концентрацией плавиковой кислоты HF - у = С0, вязкостью vK, расходом глинокислотного раствора дк и газовым числом смеси Гр. Толщина обрабатываемого пласта h, пористость m, средний диаметр поровых каналов йср, насыщенность пласта неподвижной жидкой фазой р0, газонасыщенность рг. Концентрацию плавиковой кислоты Cn+t на внешней поверхности кольцевой зоны радиусом Rn+t находят по известной величине Cn на внутренней поверхности этой зоны радиусом Rn:


Рис. 9.18. Расчет нейтрализации кислоты при радиальной фильтрации газокислотной смеси

с,., - Cn exp|Pn — |,    (9.27)

где Pn - коэффициент массопередачи при реакции плавиковой кислоты в поровом пространстве; xn - время контактирования кислотного раствора с породой при его фильтрации от Rn до Rn+1, определяемое по зависимости

r чJ'


nhmn-p0 -Рг ) r,+i - R)

х n----^.    (9.28)

к

Значение коэ ффициента массопередачи определяют по уравнениям (9.23) и (9.24) в зависимости от гидродинамических условий фильтрации и газового числа газокислотной смеси. Значение условного параметра Рейнольдса на контуре радиусом Rn при радиальной фильтрации газокислотной смеси в поровом пространстве рассчитывают по зависимости

Reran -^-.    (9.29)

у    2%Rnm(\ - р 0 - ргж

Необходимо отметить, что при изложенном подходе для расчета Cn+1 используют параметры Cn, Pn, Re^ n на внутреннем контуре кольцевой зоны, а в середине зоны - Rn - Rn+1, вследствие чего степень истощения кислотного раствора несколько завышается. С целью устранения ошибки принимают небольшой шаг измерения радиуса. Расчет ведут последовательно с шагом Rn+1 - Rn = 1 см для n = 0, 1, 2,..., n, приняв на забое n = 0; R0= RG; y = C0.

Также рассчитывают профиль нейтрализации при любом заданном контуре R0 > Rc, на котором предполагается концентрация, равная начальной C0, что возможно в случае полного разложения компонентов породы, способных реагировать с раствором плавиковой кислоты в зоне R0 > Rc.

Пример реализации методики приведен для указанных границ применимости уравнений (9.23) и (9.24), по которым определяется коэффициент массопередачи для плавиковой кислоты при движении через поровое пространство газоглинокислотного раствора состава 10 %-ная HCl + 1 %-ная HF с нейтрализацией плавиковой кислоты от начальной до 0,1 %. В расчете принято: vK = 0,005 см2/с; qK = (3; 4; 6)10-3 см3/с; m = 0,133; ров = 0,25; Гр = 0; 0,5; 1; 1,5; 1,75;    =    (2;    3;    5)10-4 см, т.е. параметры, реально встречаемые

при обработке низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторов. Наиболее интенсивно нейтрализация плавиковой кислоты происходит при малых газовых числах. Ширина профиля нейтрализации при э том составляет 14-16 см от стенки скважины. При росте газового числа снижается скорость нейтрализации плавиковой кислоты, вследствие чего радиус проникновения ее в активном состоянии увеличивается до 2 раз. С ростом среднего диаметра поровых каналов в рассматриваемых пределах глубина радиального проникновения кислоты также увеличивается. Например, для расхода плавиковой кислоты qK = 6 • 10-3 см/с при росте среднего диаметра пор от 2 • 10-4 до

5 • 10-4 см при газовом числе Гр = 1,75, ширина профиля нейтрализации увеличивается от 40 до 50 см. Повышение расхода при нагнетании глинокислотного раствора приводит к расширению профилей нейтрализации плавиковой кислоты. Так, при увеличении расхода глинокислотного раствора от 3 • 10-3 до 6 • 10-3 см3/с для различных газовых чисел и средних диаметров поровых каналов радиус охвата воздействием увеличивается в 1,4-1,8 раза. При больших расходах глинокислотного раствора увеличение газового числа смеси оказывает существенное влияние на расширение профиля нейтрализации. Для прогнозирования повышения производительности скважины после газокислотного воздействия при наличии информативных данных

о толщине и начальной проницаемости пласта используют зависимость коэффициента кратности роста проницаемости от объема нагнетаемого кислотного раствора и начальной проницаемости пласта. Зависимость коэффициента кратности, полученная по опытным данным, имеет вид

Лт    A1    A2k0,

(9.30)


где Ах и А2 - коэффициенты, зависящие при прочих равных условиях от объема нагнетаемого кислотного раствора (при нагнетании через образцы горных пород 13 поровых объемов глинокислотного раствора Ах = 6,97 и А2 = = 0,53, а 26 поровых объемов - At = 12 и А2 = -0,9); k0 - начальная проницаемость пласта.

Газовое число смеси определяется по зависимости

(9.31)


Гр    ^эР0/Рткс

где Гр - расчетное газовое число смеси; аэ - степень аэрации смеси (отношение объема газа к объему жидкости в нормальных условиях); р0 -атмосферное давление; р1кс - забойное давление при закачке газокислотной смеси в пласты.

Ожидаемое забойное давление при закачке газокислотного раствора в пласты определяют по зависимости

(9.32)


Ргкс = AHgradpK0,

где А - коэффициент, учитывающий повышение давления при нагнетании в пласты двухфазной газожидкостной смеси, для коллекторов проницаемостью (5+15)10-3 мкм2 при Гр < 3 по данным лабораторных исследований А = = 1,2; Н - глубина залегания обрабатываемых пластов, м; gradpK0 - градиент давления, определенный при нагнетании в пласты жидкой фазы, МПа/м,

(9.33)


gradpK0 = рм/Н;

рк0 - забойное давление при нагнетании в скважину жидкой фазы, МПа.

При отсутствии сведений о давлении рк0 в процессе нагнетания жидкой фазы в скважину можно использовать среднее арифметическое значений давлений по другим скважинам этой же залежи. Для залежей нижнего карбона Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения gradpK0 при закачке жидкой фазы в пласты с давлением 0,7-0,8 гидростатического составляют 0,0128-0,0135 МПа/м.

Наибольшее значение степени аэрации аэ ж достигается при использовании устьевого эжектирующего устройства при условии рн = рс = ру. Для этого условия и определяется расчетная степень аэрации а0, обеспечивающая забойное давление ргж0 при закачке в пласты газокислотной смеси. Значение расчетной степени аэрации без учета гидравлических потерь давления при движении газокислотной смеси находят по зависимости

p 0ln( гкс/Р у

Здесь Kt = рж(l + ap ?r°_p^_'j, Где рж, рг0 - плотность жидкости и газа при

V    Рж Ргкс /

нормальных условиях.

При закачке газокислотных растворов в скважину с использованием эжектирующего устройства в большинстве случаев объемный расход кислотного раствора составляет 0,003-0,004 м3/с, а газовое число смеси равно 0,20,5. В таких условиях газожидкостная смесь при движении по насоснокомпрессорным трубам имеет эмульсионную структуру. Потери давления на трение составляют 0,05-0,35 МПа на 1000 м, и при проектировании процесса на скважинах глубиной до 3000 м ими можно пренебречь.

Для определения степени аэрации аэ, которой можно достичь применением эжектирующего устройства при диаметре сопла 4,5 мм и соотношении f3/f4 = 3 при различных значениях рр, рс и рн, построены номограммы. На рис. 9.19 приведена номограмма для определения аэ при рр = 50 МПа и разных значениях рс и ри.

Определив по номограмме значение аэ для условия рн = рс = ру, сравнивают его с расчетным значением степени аэрации ар, которое должно обеспечивать на забое давление ргкс. Если значения аэ и ар равны, то процесс будет протекать при параметрах рн = рс = ру и рр и соответствующим им.

Когда аэ > ар, при параметрах, принятых в расчете, гидростатическое давление газожидкостной смеси в стволе скважины будет недостаточным для обеспечения на забое ргкс. В этом случае необходимо провести перерасчет степени аэрации, увеличив рс на 1 МПа методом последовательных приближений до совпадения значений аэ и ар. Если значение аэ < ар, то процесс можно осуществлять при параметрах, принятых в расчете, так как это значение аэ будет обеспечивать смесь, которая создает на забое давление, большее рткс (при условии рн = рс = ру). В результате этого давление на устье несколько снизится и установится согласованный режим нагнетания при принятых в расчете величинах рю рр и несколько сниженных рс = ру. Дав-

а333

4,0 8,0 12,0    16,0    20,0    рц,та


Рис. 9.19. Номограмма для определения степени аэрации в зависимости от давления в газовой линиирн при рп = рр = = 50 МПа, рс = рн + 10 МПа для эжектора с ft/f2 = 3:

/, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 - зависимости для значений рс, равных соответственно рн, рк + 1 МПа, рк+ 3 МПа, рк + 5 МПа, рж + 7 МПа, рж + 8 МПа, рж + 9 МПа, рж + 10 МПа ление рс определяют путем кратковременного закрытия задвижки на газовой линии и остановки агрегата на нагнетательной линии до устьевого э жекти-рующего устройства.

В процессе проектирования основных параметров газокислотной обработки величина grad^K0 вносится с погрешностью и значение расчетной степени аэрации ар вычисляют без учета гидравлических потерь при движении газокислотной смеси. Фактический процесс будет осуществляться при параметрах, близких к расчетным. Значение давления на выходе из э жектора установится в соответствии со значением забойного давления и параметрами работы устьевого э жектора. В связи с э тим необходимо по окончании процесса вычислить его параметры по фактическим данным для уточнения расчета параметров при проектировании последующих процессов.

При кислотной обработке низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторов несвоевременное извлечение продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей из обработанной части пласта часто приводит к снижению его фильтрационных характеристик, что отрицательно влияет на процесс освоения скважин. При обработке пластов газокислотными смесями величина газового числа смеси должна выбираться так, чтобы обеспечить наилучшие условия очистки обработанной части пласта от продуктов реакции и нагнетаемых жидкостей при освоении скважины. Необходимо, чтобы нижние значения газового числа смеси соответствовали условию фонтанирования (самоосвоения) скважины после нагнетания кислотного раствора в пласты.

Необходимую степень аэрации для обеспечения самоосвоения скважины при использовании в качестве жидкой фазы продавочной смеси нефти или конденсата нефтяного газа, а в качестве газовой фазы - природного газа высокого давления - можно определить из условия фонтанирования скважин. Установив значение удельного расхода газа для подъема жидкости из скважины, сравнивают его со значением степени аэрации аэ, определяемым по номограмме (см. рис. 9.19), которое может обеспечить устьевое э жектирую-щее устройство при заданных значениях р , рн и рс. Если аэ больше удельного расхода газа для подъема жидкости из скважины, то последняя самоос-воится. Однако даже при соответствии условию фонтанирования скважины по НКТ она не самоосваивается, так как происходит переток жидкости из затрубного пространства в НКТ и образуется гидрозатвор. Для предотвращения этого явления затрубное пространство перед нагнетанием в скважину кислотного раствора заполняется газожидкостной смесью или пеной. При этом газовое число смеси в кольцевом пространстве должно также обеспечить условие фонтанирования скважины по НКТ или по затрубному пространству. В случае невозможности достижения газового числа смеси, обеспечивающего самоосвоение скважины, необходимо предусмотреть освоение скважины любым способом, позволяющим быстро и достаточно полно очистить обработанную часть пласта от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. Так, нижние рациональные значения газового числа смеси при обработке как нефтенасыщенных, так и газонасыщенных пластов должны обеспечить самоосвоение скважины.

При выборе верхних значений газового числа смеси необходимо исходить из условия обеспечения максимального радиуса охвата воздействием, т.е. стремиться достичь максимальных газовых чисел. Однако при обработке нефтенасыщенных пластов следует также обеспечить максимальную подвижность в пласте (фазовую проницаемость) для жидкой фазы в процессе освоения скважины. Это позволит наиболее полно извлечь из обработанной части пласта продукты реакции кислотного раствора с породой пласта и нагнетаемых жидкостей. При обработке нефтенасыщенных пластов газокислотными смесями верхнее рациональное значение газового числа смеси должно составлять не более 2. Это обеспечивает условия высокой подвижности жидкой фазы в пласте.

В процессе обработки газокислотными смесями газонасыщенных пластов для предотвращения образования в прискважинной зоне жидкостных барьеров обработку необходимо проектировать с обеспечением максимально возможных газовых чисел, желательно при значениях Гр > 5, т.е. с образованием атомизированной кислоты. Газовое число продавочной газокислотной смеси при обработке как нефтенасыщенных, так и газонасыщенных пластов должно быть максимально возможным, что обеспечит создание значительных депрессий на пласт в момент освоения скважины.

Изложенные представления о механизме процесса обработки низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторов кислотными растворами в смеси с газообразными агентами успешно применяют для проектирования технологии обработки газокислотными смесями пластов в призабойной зоне на месторождениях объединения "Укрнефть".

9.4.3.ТЕХНОЛОГИЯ ГАЗОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Рассмотрим типовую технологическую схему обработки пластов в призабойной зоне скважин с использованием газообразных агентов (азота).

Устье скважины обвязывается с эжектором, к нагнетательной полости которого подсоединяется насосный агрегат, нагнетающий кислотный раствор, а к всасывающей полости - азотные установки, подающие газообразный азот. Оборудование для превращения жидкого азота в газообразный обеспечивается электроэнергией от передвижной электростанции.

Использование в качестве газообразного агента природного газа высокого давления с применением устьевого эжектирующего устройства упрощает технологию газокислотной обработки пластов, так как в технологической схеме исключается нагнетательная линия от эжектора к устью скважины, а также азотные установки и передвижная электростанция. Технологическая схема процесса приведена на рис. 9.20. Устье скважины оборудуют устьевым эжектором и обвязывают с насосным агрегатом, нагнетающим в скважину кислотный раствор и продавочную жидкость.

В зависимости от степени истощения пластовой энергии и технического состояния эксплуатационной колонны на основе полученных экспериментальных данных о механизме газокислотного воздействия на низкопроницаемые пласты разработаны две технологические схемы газокислотного воздействия с глушением скважины и без него.

При обработке пластов с давлением рпл > 0,9 ргст, а также при использовании эксплуатационных колонн, допускающих проведение работ при невысоких (10-15 МПа) давлениях, проектируют процесс газокислотной обработки с глушением скважины. Процесс осуществляют следующим образом: устье скважины оборудуют устьевым эжектирующим устройством и обвязывают с насосным агрегатом согласно технологической схеме (см. рис. 9.20). Скважину заполняют нефтью, конденсатом нефтяного газа или водой, обра-

Рис. 9.20. Технологическая схема газокислотной обработки:

1, 3, 7, 12 - задвижки; 2 - манометр; 4 - кислотовод; 5 - агрегат 4АН-700; 6 - устьевое устройство; 8 - пруверная линия; 9, 10 - газожидкостная и газокислотная смесь соответственно; 11 - газ высокого давления


ботанной ПАВ. Далее определяют работоспособность устьевого эжектирующего устройства по методике, изложенной в подразделе 9.4.1. При нормальной работе эжектора приступают к нагнетанию через него кислотного раствора, причем в газовую полость эжектора подают газ. Газокислотную

смесь нагнетают в скважину при открытом затрубном пространстве. После нагнетания в скважину кислотного раствора объемом, равным 0,6-0,7 объема насоснокомпрессорных труб, затрубное пространство закрывают и продолжают нагнетание смесью кислотного раствора с газом. Продавку газокислотной смеси осуществляют водой, обработанной ПАВ. После продавки газокислотной смеси скважину немедленно осваивают путем подачи газа высокого давления в лифт при открытом затрубном пространстве. Если давления газа для освоения скважины недостаточно, то ее осваивают аэрацией, подавая через устьевой эжектор воду, обработанную ПАВ, и газ из шлейфа. Впервые газокислотная обработка пласта с глушением скважины была опробована на Глинско-Розбышевском газоконденсатном месторождении. Продуктивные пласты нижнего карбона этого месторождения представлены песчаниками и в меньшей мере алевролитами проницаемостью (0,5+40)10-3 мкм2 и пористостью 9-15 %. Указанные характеристики близки к характеристикам образцов горных пород, использованных при экспериментальных исследованиях. Эти же объекты подвергали кислотному воздействию по обычной технологии на ранней стадии разработки, когда пластовое давление было выше гидростатического, однако малоэффективным. По мнению авторов, это обусловлено несвоевременным и недостаточно полным извлечением продуктов реакции и нагнетаемых жидкостей из обработанной части пласта. Поэтому именно эти объекты выбраны для проведения первых газокислотных обработок. Опишем кратко процесс газокислотной обработки скв. 114, где пласты горизонта К-26-27 ил = 18,2 МПа) залегают на глубине 3374-3487 м. До обработки дебит газа составил 152 тыс. м3/сут и конденсата нефтяного газа - 9 т/сут. После обвязки устья скважины в соответствии со схемой (см. рис. 9.20) скважину заполнили водой, обработанной ПАВ, затем

агрегатом 4АН-700 стали нагнетать через устьевой эжектор глинокислотный раствор в смеси с природным газом высокого давления. В пласты поочередно провели нагнетание 4,5 м3    10 %-ной HCl + 0, 06 м3 формалина, затем 10 м3

10 %-ной HCl + 1 %-ной HF и 0,08 м3 формалина и последнюю порцию кислотного раствора - 4,9 м3    10 %-ной HCl и 0,06 м3 формалина. Продавили

газокислотную смесь водой, обработанной ПАВ, в смеси с газом. Давление до эжектирующего устройства pv составляло 40-42 МПа, давление в газовой линии рЁ = 18-18,5 МПа, давление на выходе из эжектора рс = 19 МПа. Степень аэрации, достигаемая при таких параметрах давления на эжекторе, составляла 170-180 м33. Газовое число смеси Гр = 0,3-0,35. После продав-ки газокислотной смеси в пласты скважину освоили за 4 ч подачей газа высокого давления в лифт. Скважина в течение 5 сут восстанавливала производительность до первоначальной, а затем на протяжении 8 сут увеличивала дебит. Это, очевидно, происходило за счет дополнительной очистки призабойной зоны газонасыщенного пласта от нагнетаемых жидкостей. Дебит газа стабилизировался на уровне 200 тыс. м3/сут, при этом давление на буфере увеличилось на 0,5-1 МПа, по сравнению с буферным давлением во время обработки. На рис. 9.21 приведены результаты гидродинамических исследований скв. 114 до газокислотной обработки и после нее. Исследованиями установлено, что после газокислотного воздействия уменьшились коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В. Коэффициент продуктивности по скважине увеличился более чем в 1,5 раза. Уменьшение коэффициента В происходит в результате изменения структуры порового пространства обработанной части пласта. Факт изменения структуры порового пространства, увеличения количества пережимов и расширений, появления проводящих каналов размером 20-    40    мкм    установлен    исследованием    образцов горных

пород в шлифах.

По аналогичной технологии проведены газокислотные обработки пластов К-26-27 в скв. 112 и 113, однако на скв. 113 получено незначительное увеличение дебита газа (дополнительная добыча газа составила 12,4 тыс. м3), а продолжительность эффекта 1 мес. Обработка пластов газокислотной смесью на скв. 112 оказалась неэффективной.

Низкая эффективность газокислотной обработки пластов в скв. 113 и 112 Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения обусловлена тем, что в связи с незначительной приемистостью этих скважин давление при продавке газокислотного раствора увеличилось до 28 и 35 МПа, а газовые числа смеси при этом составляли 0,21 и 0,07 соответственно. Вследствие таких низких газовых чисел смеси значительно увеличились сроки освоения скв. 113 и 112 по сравнению со скв. 114. Скв. 113 осваивали в течение 14 ч, а скв. 112 - в течение 27 ч. Таким образом, промысловый опыт подтверждает главный вывод, полученный в результате лабораторных исследований, о том,


Рис. 9.21. Результаты исследования тазовой скв. 114 Глинско-Розбышевското тазоконденсат-ното месторождения:

1, 2 - значения Ap2/Q соответственно до газокислотной обработки и после нее; 3, 4 -значения Ар2 соответственно до газокислотной обработки и после нее что при кислотной обработке газонасыщенных пластов для обеспечения высокой эффективности процесса необходимо немедленно и наиболее полно очистить обработанную часть пласта от продуктов реакции кислотного раствора и нагнетаемых в пласт жидкостей.

Технологическая схема газокислотной обработки пласта с глушением скважины испытана также на нефтяных скважинах Глинско-Розбышевского месторождения. Одна из первых газокислотных обработок пластов была проведена на скв. 68. Продуктивные пласты горизонта П-3 (пермские отложения) представлены полимиктовыми песчаниками мелко- и среднезернистыми, непрочно сцементированными, слабокарбонатными (до 5 %). Цемент смешанный, карбонатно-глинистый и глинисто-карбонатный. Содержание цемента 10-40 %. В составе карбонатов отмечены кальцит и доломит. Глинистый материал представлен каолинитом. Горизонт П-3 сообщен со стволом скважины при помощи кумулятивной перфорации зарядами ПК-103 в интервалах 1862-1867 и 1876-1883 м. При эффективной толщине пласта 8 м скважина введена в эксплуатацию в 1963 г. с дебитом 62,5 т/сут нефти. В 1975 г. в связи с обводненностью продукции проведены изоляционные работы и скважина введена в эксплуатацию с дебитом 17 т/сут нефти и 3,07 т/сут воды. Текущий дебит на момент обработки скважины составил 7,4 т/сут нефти и 2,6 т/сут воды, пластовое давление 16,8 МПа. Скважина эксплуатируется газлифтным способом, и в связи с этим имеется природный газ высокого давления. Устье скважины обвязали согласно технологической схеме (см. рис. 9.20). Заполнили скважину нефтью, после чего в пласты последовательно стали нагнетать кислотные растворы в смеси с газом: 1-я порция -    3 м3 12 %-ной HCl; 2-я порция - 6 м3 12 %-ной HCl + 1 %-ной HF;

3-я порция - 3 м3 12 %-ной HCl.

При нагнетании и продавливании газокислотной смеси в пласты давление до эжектора рр = 38+40 МПа, давление в газовой линии рн = = 12+12,5 МПа и давление на выходе из эжектора рс = 14+15 МПа. Степень аэрации при этих параметрах процесса достигала 120 м33. После продав-ливания газокислотной смеси газоводяной смесью в объеме лифта и при-фильтровой части обсадной колонны скважину разрядили в амбар и освоили на протяжении 3 ч подачей газа в лифт. В процессе освоения скважины отобрали пробы кислотного раствора и определили остаточную кислотность. Остаточная кислотность (средняя из пяти проб) составляла 0,27 %, что подтверждает положение о практически полной нейтрализации кислотного раствора при движении его в поровом пространстве. По аналогичной технологии проведено еще шесть и три скважино-операции соответственно на нефтяных и газовых скважинах Глинско-Розбышевского нефтегазового месторождения, технологические параметры и результаты которых приведены в табл. 9.10.

При пластовых давлениях по горизонту П-3, составляющих 0,8-0,9 гидростатического, добавка газа к кислотному раствору позволила ускорить процесс освоения скважины после газокислотной обработки, сократив его от 10 до 2 ч. Это обеспечило достаточно высокую эффективность - до 2 тыс. т нефти и 156 тыс. м3 газа на одну успешную операцию газокислотной обработки. Однако по скв. 66 с пластовым давлением, равным 0,72 гидростатического, в результате несвоевременного освоения (освоение длилось 10 ч) получен отрицательный результат от газокислотного воздействия, дебит нефти по скважине снизился от 48 до 45 т/сут, скважина восстановила свой дебит

Номер

сква

жины

Середина интервала перфорации, м

Дата обработки

Пластовое

давление,

МПа

Газовое число Гр

Пластовая температура, °С

Дебит скважин до/после обработки

жидкости,

т/сут

нефти,

т/сут

газа, тыс. м3/сут

91

1819

25.09.75

15,0

0,37

53

0/180

0/13

0/0,3

68

1872

10.10.75

15,0

0,40

52

8/150

6/27

0,3/0,6

66

1897

1.06.76

14,9

0,48

53

48/45

2,4/1,3

0,11/0,11

183

1842

6.08.76

16,5

0,31

Прироста

дебита не

получено

201

2790

21.01.76

24,8

0,32

78

0/200

0/5

0,8/0,95

114

3395

18.04.75

16,0

0,38

86

-

9/16

152/221

113

3690

13.05.76

13,1

0,26

96

-

11/12

142/152

112

3651

4.06.77

24,7

0,07

101

-

0

0

лишь после 3 мес эксплуатации. Не получено также прироста дебита по скв. 183, освоение которой продолжалось 6 ч.

Так, промысловыми испытаниями установлено, что и при обработке нефтенасыщенных коллекторов одним из основных факторов, влияющих на эффективность процесса газокислотного воздействия, является своевременная и качественная очистка обработанной части пласта.

Вопрос совершенствования технологии газокислотного воздействия для улучшения условий очистки обработанной части пласта остро возник при повышении производительности скважин Чижевского нефтяного месторождения, пластовое давление по которому снизилось до значения 0,46 гидростатического. Кроме того, нефть по некоторым скважинам при контакте с кислотным раствором образовывала стойкие эмульсии, при движении которых по пласту в процессе освоения скважины после воздействия увеличились потери пластового давления. В таких условиях при значительном истощении пластовой энергии в пласты дополнительно проникала и жидкость, которой скважину глушили перед воздействием на пласт. Это тоже усложняло процесс освоения скважины. Особенно существенное влияние жидкости глушения на процесс освоения скважин отмечено при проникновении ее в газонасыщенные пласты с давлением 0,5 гидростатического и ниже.

Для улучшения условий освоения скважин и снижения отрицательного влияния жидкости глушения предложена новая технологическая схема газокислотной обработки пласта без глушения скважины. Эта технология реализуется, как правило, на работающих скважинах. После капитального ремонта скважину сначала пускают в работу, и после стабилизации дебита проектируют газокислотную обработку. На нефтяных скважинах процесс осуществляют следующим образом. Устье скважины обвязывают, как и при газокислотной обработке по технологии без глушения скважины (см. рис. 9.20), закрывают затрубное пространство и в лифт через эжектор нагнетают газированную нефть.

Так как в кольцевом пространстве работающей скважины над уровнем нефти находится газ, за счет разницы плотностей он начинает сжиматься, и в затрубном пространстве давление будет увеличиваться. После стабилизации давления в затрубном пространстве газированная нефть начнет фильтроваться в пласты, а в скважине устанавливается равновесное состояние. В процессе нагнетания газированной нефти в скважину необходимо строго следить за давлением в затрубном пространстве - оно не должно быть выше допустимого на эксплуатационную колонну. В случае увеличения давления в затрубном пространстве выше допустимого его стравливают на 0,5-1 МПа при помощи задвижки. Снижение давления в затрубном пространстве приведет к уменьшению столба газа в затрубном пространстве и увеличению столба газированной нефти, поэтому общий вес флюидов в кольцевом пространстве возрастает и повысится давление на забой. В результате этого создается равновесная система, давление в затрубном пространстве стабилизируется ниже допустимого на эксплуатационную колонну, и газированная нефть начнет фильтроваться в пласты. В этот момент вместо нефти через эжектор нагнетают кислотный раствор, не прекращая при этом подачу газа. Продавливание газокислотной смеси осуществляют газированной нефтью. После этого скважину осваивают, для чего открывают затрубное пространство, а в лифт подают природный газ. Если в процессе заполнения скважины и продавливания газокислотной смеси газированной нефтью соотношение газообразной и жидкой фаз было достаточным для обеспечения фонтанирования скважины (оно является нижним рациональным значением при проектировании процесса), то скважина после окончания продавливания газокислотной смеси в пласты фонтанирует и самоосваивается.

При осуществлении процесса на газовой скважине выполняется та же последовательность технологических приемов, только в качестве буферной газожидкостной смеси применяют газометанольную смесь или смесь с конденсатом нефтяного газа, а перед началом нагнетания смеси в скважину последнюю закрывают до стабилизации давления в затрубном пространстве.

При плохой приемистости скважины возможен случай, когда уровень газожидкостной смеси в затрубном пространстве достигает устья скважины, но при этом давление в затрубном пространстве не стабилизируется и при дальнейшем нагнетании газожидкостной смеси будет увеличиваться, превышая допустимое на обсадную колонну. Тогда необходимо уменьшить количество эжектируемого газа, прикрывая задвижки на газовой линии, для утяжеления столба газожидкостной смеси в затрубном пространстве, что приведет к росту давления на забой скважины и снижению давления в затрубном пространстве. Предельным вариантом этой технологии при заполнении скважины жидкостью без газа является технология газокислотной обработки пластов с глушением скважины.

Технологию газокислотной обработки пластов без глушения скважины широко применяют на Чижевском нефтяном и Глинско-Розбышевском газоконденсатном месторождениях. В качестве примера рассмотрим процесс газокислотной обработки скв. 37 Чижевского месторождения. Скв. 37 введена в эксплуатацию с дебитом 40 т/сут нефти, полученным из горизонта К-27 при интервале перфорации 3753-3790 м. В 1979 г. дебит фонтанирующей скважины снизился до 15,2 т/сут, а пластовое давление составляло 0,43 гидростатического. Скв. 37 закрыли для стабилизации устьевого давления, которое через 48 ч установилось на уровне 5 МПа. Устье скв. 37 обвязали согласно схеме (см. рис. 9.20), и через устьевой эжектор в лифт начали нагнетать конденсат нефтяного газа и природный газ высокого давления. После нагнетания 31 м3 конденсата давление в затрубном пространстве выросло до 21 МПа и стабилизировалось на этом уровне. Далее стали нагнетать в скв. 37 газокислотную смесь следующего состава: 1-я порция - 3 м3 10 %-ной HCl + + 0,3 %-ной лимонной кислоты; 2-я порция - 6 м3 10 %-ной HCl + 1,5 %-ной HF + 0,3 %-ной лимонной кислоты; 3-я порция - 3 м3 10 %-ной HCl + 0,2 %-ной лимонной кислоты.

Газокислотный раствор продавили в пласты газоконденсатной смесью. При этом давление в затрубном пространстве увеличилось до 21,7 МПа, а в конце продавливания снизилось до 20,5 МПа. После продавливания газокислотного раствора скв. 37 разрядили по затрубному пространству в амбар. После снижения давления в затрубном пространстве до 0,5 МПа скв. 37 начала фонтанировать, и за 2 ч произошло ее освоение.

При газокислотной обработке давление до эжектора составляло 4345 МПа, на выходе из эжектора - 19-21 МПа, в газовой линии - 10,5 МПа, степень аэрации достигла 100-105 м33. На рис. 9.22 приведены результаты гидродинамических исследований скважины. В результате газокислотной обработки коэффициенты продуктивности скв. 37 (Чижевское месторождение) увеличились в 6,3 раза. Она проработала с увеличенным дебитом более 24 мес. После газокислотной обработки дебит скв. 37 возрос более чем в 3 раза. По описанной технологии газокислотной обработки пластов без глушения скважин в НГДУ "Полтавонефтегаз" проведено 24 скважино-операции.

Технология газокислотной обработки пластов без глушения испытана и на газовых скважинах Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения. В качестве примера рассмотрим обработку пластов в скв. 204, которая введена в эксплуатацию с дебитом 860 тыс. м3/сут газа и 36 т/сут конденсата нефтяного газа. Интервал перфорации горизонта К-29-30 составлял 3235-3533 м. В 1971 г. с целью увеличения производительности в скв. 204 была проведена кислотная обработка по стандартной технологии, после которой дебит скважины по газу снизился от 748 до 622 тыс. м3/сут. Обработка была проведена при пластовом давлении, равном 0,97 гидростатического. В 1973 г. осуществлена повторная кислотная обработка по обычной технологии, после которой дебит снова снизился от 435 до 120 тыс. м3/сут. Пластовое давление во время проведения повторной обработки по обычной технологии составило 0,85 гидростатического. В 1976 г. на скв. 204 были проведены капитальный ремонт и пенокислотная обработка, дебит составил 100120 тыс. м3/сут газа. В 1978 г. осуществлена дополнительная перфорация в интервале 3369-3438 м, после чего дебит составил 241,7 тыс. м3/сут газа. В то же время при текущем пластовом давлении, составлявшем 0,49 гидростатического, на скв. 204 была запроектирована и проведена газокислотная обработка пластов по технологии без глушения скважины. Технологию газокислотной обработки осуществляли следующим образом. Скв. 204 закрыли для стабилизации устьевого давления. По истечении 24 ч давление на устье стабилизировалось на уровне 15 МПа, устье обвязали согласно технологической схеме (см. рис. 9.20). При закрытой задвижке в затрубном пространст-

0    20    40    60    80    !},    м3/сут


2,0

4.0

6.0 8,0 10,0

Рис. 9.22. Результаты гидродинамических исследований неф- 12,0 тяной скв. 37 Чижевского месторождения:

/, 2 - до газокислотной обработки и после нее соответственно    АП


ве в лифт через устьевой эжектор нагнетали конденсат нефтяного газа, одновременно подавая в газовую полость эжектора природный газ. После нагнетания в скв. 204 конденсата нефтяного газа объемом 14,5 м3 давление в затрубном пространстве стабилизировалось на уровне 24,7 МПа, что указывало на фильтрацию газоконденсатной смеси в пласт. В этот момент в скв. 204 вместо конденсата нефтяного газа начали нагнетание глинокислотного раствора, не прекращая при этом подачу газа. Объемы и состав глинокислотного раствора такие же, как и на скв. 37 Чижевская. При нагнетании газокислотной смеси в пласты давление в затрубном пространстве сначала увеличилось на 0,5 МПа, а после откачивания второй порции кислотного раствора снизилось на 0,7 МПа. Рост давления в затрубном пространстве скв. 204 в процессе нагнетания газокислотной смеси в пласты происходит из-за того, что увеличивается фильтрационное сопротивление по сравнению с движением в пласт газоконденсатной смеси. Это приводит к частичному перекачиванию газокислотной смеси в затрубное пространство. Однако при фильтрации газокислотной смеси по пласту возрастает его проницаемость, что приводит к снижению потерь давления при движении газокислотной смеси в призабойной зоне пласта, а за счет упругой энергии газа, сжатого в затрубном пространстве, перекачанная в него газокислотная смесь оттесняется в пласты. Однако если давление в затрубном пространстве в процессе продавливания газокислотной смеси в пласты не снижается до значения давления, которое стабилизировалось в момент фильтрации в пласты газоконденсатной смеси или ниже его, то после продавливания газокислотной смеси в затрубное пространство нагнетается конденсат нефтяного газа в объеме не более половины первой порции кислотного раствора. Продавливание газокислотной смеси осуществляли газоводяной смесью в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб. После продавливания газокислотной смеси провели освоение скв. 204 по НКТ в амбар; она самоосвоилась в течение 1,5 ч.

В процессе проведения газокислотной обработки давление в газовой линии поддерживалось на уровне 13-13,5 МПа, давление до эжектора составляло 43 МПа, на выходе из эжектора в процессе нагнетания газокислотной смеси - от 17 до 18 МПа. При этих параметрах процесса степень аэрации достигла 127 м33. После газокислотной обработки дебит скв. 204 увеличился до 348,5 тыс. м3/сут газа и до 24,6 т/сут конденсата нефтяного газа.

Технология газокислотной обработки пласта без глушения скважины может также успешно применяться на скважинах с пластовыми давлениями намного ниже гидростатического. Если скважины со значительным истощением пластового даления рпл < 0,5^ст заглушить, то часто в процессе их освоения даже при продувке лифта до башмака они не осваиваются, так как перепада давления в призабойной зоне недостаточно для очистки пласта от проникших в него жидкостей. В этом случае скважину можно освоить длительным дренированием при максимально возможных депрессиях или после увеличения фильтрационной характеристики пласта в призабойной зоне скважин за счет обеспечения наилучших условий для очистки пласта от продуктов реакции и нагнетаемых жидкостей. Эту задачу и позволяет решить технология газокислотной обработки пласта без глушения скважины. Пример использования технологии показан по скв. 207 Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения. Интервал перфорации газонасыщенного пласта в скв. 207 3475-3639 м, пластовое давление на момент ее глушения для ревизии лифта составлял 0,3 гидростатического. После глушения пластовой водой скв. 207 не осваивалась даже после неоднократной полной продувки НКТ до башмака. Так, она периодически дренировалась в течение нескольких месяцев, однако освоить ее не удалось. На скв. 207 в 1978 г. провели газокислотную обработку пласта по технологической схеме без глушения скважины. Перед этим скв. 207 полностью продули газом, после чего закрыли затрубное пространство и из шлейфа подали в нее газ до стабилизации давления на устье скважины. Давление стабилизировалось на уровне 11 МПа.

Далее устье скв. 207 обвязали согласно технологической схеме (см. рис. 9.20) и осуществили процесс с аналогичной последовательностью технологических приемов на скв. 204. Давление кислотного раствора до эжектора составляло 32 МПа, в газовой линии - 10 МПа, на выходе из эжектора -

11,5 МПа. По окончании процесса разрядили НКТ и затем - затрубное пространство. После подачи газа в НКТ скв. 207 начала работать по затрубному пространству в амбар. В течение 5 сут ее дебит восстановили до уровня на момент ее глушения, а в последующие 12 сут дебит увеличился до 87,8 тыс. м3/сут. С возросшим дебитом скв. 207 проработала 11 мес. Параметры скважин, технологии и результаты газокислотного воздействия на нефте- и газонасыщенные пласты без глушения скважин приведены в табл. 9.11. Таким образом, при осуществлении газокислотной обработки пластов со значительным истощением пластовой энергии после глушения скважин в процессе их ремонтов решается задача увеличения производительности и освоения скважин.

В результате внедрения газокислотных обработок на месторождениях в НГДУ "Полтаванефтегаз" получен ряд технологических и экономических преимуществ. Основным показателем технологической эффективности явля-

Т а б л и ц а 9.11

Номер

сква

жины

Середина интервала перфорации, м

Пластовое

давление,

МПа

Газовое

число

Пластовая температура, °С

Дебит скважины до/после обработки

жидкости,

т/сут

нефти,

т/сут

газа, тыс. м3/сут

Чижевское месторождение

185

2953

23,2

0,27

85

13,2/35

13,2/34,3

11,3/27,2

29

3804

18,3

0,34

102

3/23,1

3,0/23,7

3,0/86,7

30

3801

18,8

0,21

97

8,6/16

6,9/14,1

172,2/177

26

3811

17,9

0,33

100

8,5/26,8

8,0/23

39

3803

18,5

0,25

95

17/46,7

17,0/1,1

26,0/70

37

3771

16,34

0,23

103

15,2/52

15,2/52

30,0/48

44

3779

16,25

0,19

103

4,9/67,5

4,9/67,5

5,7/75

35

3770

16,53

0,21

103

18,6/37,4

18,6/34,4

30,7/42,4

26

3313

17,1

0,31

90

20,5/33,8

15,2/25,0

24,3/40,7

39

3809

15,3

0,28

95

8,1/9,8

7,9/9,5

10,7/9,9

48

3812

15,3

0,34

100

23,7/30

22,8/29,1

15,6/19

54

3851

11,1

0,36

105

10/15

0,2/2,3

0,1/21,3

38

3801

15,0

0,27

97

15,6/27,6

15,1/26,5

22,3/38,4

44

3777

15,9

0,32

103

15,4/26

14,0/23,4

10,5/18,3

45

3741

16,9

0,26

103

6,9/10

5,9/8,5

7,7/11,1

33

3759

19,2

0,25

102

27,5/34,4

25,6/32

22,9/28,8

58

3521

14,7

0,35

92

18,6/26,8

18,4/26

12,6/24,7

49

3830

12,1

0,23

103

5,3/8,5

0,1/8,2

0,03/7

45

3741

16,9

0,21

103

5,5/5,7

4,7/4,8

5,5/5,7

Глинско-Розбышевское месторождение

203

3091

15,95

0,27

96

5,9/9,7

6,9/8,7

30,4/44,8

206

1840

16,2

0,28

52

2,0/3,5

1,9/3,4

0,1/0,2

233

3811

12,2

0,31

100

9,5/17,5

9,2/16,8

9,3/16,0

ется повышение уровня дополнительной добычи нефти и газа, а также успешности операций. Это достигается за счет реализации достоинств процесса: ускоренного извлечения продуктов реакции и освоения скважин после проведения обработок. Наиболее полно указанные преимущества выявлены в газовых и нефтяных скважинах на поздней стадии разработки месторождений с низкой пластовой энергией. Применение газокислотных смесей и технологических схем обработок без глушения скважин позволило увеличить производительность скважин в 1,5-9 раз.

Необходимо отметить, что если указанные результаты весьма показательны даже для карбонатных коллекторов, то для терригенных пород они однозначно определяют высокую эффективность процесса.

За 6 лет проведено 56 газокислотных обработок, в результате чего дополнительно добыто 75,8 тыс. т нефти и 232,7 млн. м3 газа. В первые 2 года газокислотные обработки проводили по технологической схеме с глушением скважин. При этом успешность операций изменялась в широком диапазоне -от 100 % до 0, а дополнительная добыча на успешную операцию составляла

0,4-0,8 тыс. т нефти и 0,2-4 млн. м3 газа. Переход на технологию газокислотных обработок без глушения скважин позволил резко повысить эффективность обработок. Прирост добычи на успешную операцию составил 1,14,6 тыс. т нефти и конденсата нефтяного газа и 4-19 млн. м3 газа, успешность операций 81-100 %. При этом достигнуто также увеличение длительности эффекта до 310-378 сут.

Улучшение фильтрационно-емкостных характеристик в призабойной зоне после осуществления газокислотных обработок нефтяных скважин (Чижевское месторождение) позволило продлить время фонтанирования скважин в условиях резкого снижения пластовых давлений. В отдельных случаях газлифтные скважины после газокислотного воздействия были переведены на фонтанный способ эксплуатации (скв. 44, 37, 26). Некоторое снижение показателей эффективности газокислотных обработок произошло в связи со снижением пластового давления на основных объектах на 50-70 % и составило 0,3-0,4 гидростатического. Это привело к переводу фонтанных нефтяных скважин на другие способы эксплуатации. Кроме того, пр