Аналитика



Стеклянные офисные перегородки по различным ценам в MegaWall

megawall.ru

Подземный ремонт скважин

Глава 9

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

9.1. Виды и классификация подземных работ в скважинах

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный .

Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Основными путями повышения Кэ (что равнозначно добыче нефти) являются:    сокращение сроков подземного ремонта

скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Рассмотрим более подробно виды подземных ремонтов.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы [13] (табл. 9.1).

Т а б л и ц а 9.1 Разновидности текущего ремонта скважин

Шифр

Виды работ по ТРС

ТР1

Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)

ТР1-1

Ввод фонтанных скважин

ТР1-2

Ввод газлифтных скважин

ТР1-3

Ввод скважин, оборудованных ШГН

ТР1-4

Ввод скважин, оборудованных ЭЦН

ТР2

Перевод скважин на другой способ эксплуатации

ТР2-1

Фонтанный - газлифт

ТР2-2

Фонтанный - ШГН

ТР2-3

Фонтанный - ЭЦН

ТР2-4

Газлифт - ШГН

ТР2-5

Газлифт - ЭЦН

ТР2-6

ШГН - ЭЦН

ТР2-7

ЭЦН - ШГН

ТР2-8

ШГН - ОРЭ

ТР2-9

ЭЦН - ОРЭ

ТР2-10

Прочие виды перевода

ТР3

Оптимизация режима эксплуатации

ТР3-1

Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН

ТР3-2

Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН

ТР4

Ремонт скважин, оборудованных ШГН

ТР4-1

Ревизия и смена насоса

ТР4-2

Устранение обрыва штанг

ТР4-5

Замена полированного штока

ТР4-6

Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

ТР4-7

Очистка и пропарка НКТ

ТР4-8

Ревизия, смена устьевого оборудования

Шифр

Виды работ по ТРС

ТР5

Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН

ТР5-1

ТР5-2

ТР5-3

ТР5-4

ТР5-5

ТР5-6

Ревизия и смена насоса

Смена электродвигателя

Устранение повреждения кабеля

Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ

Очистка и пропарка НКТ

Ревизия, смена устьевого оборудования

ТР6

Ремонт фонтанных скважин

ТР6-1

ТР6-2

ТР6-3

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Очистка и пропарка НКТ

Смена, ревизия устьевого оборудования

ТР7

Ремонт газлифтных скважин

ТР7-1

ТР7-2

ТР7-3

ТР7-4

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ Очистка и пропарка НКТ

Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов Ревизия, смена устьевого оборудования

ТР8

Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин

ТР9

Очистка, промывка забоя

ТР9-1

ТР9-2

Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)

ТР10

Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования

ТР11

Прочие виды работ

Вышеприведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 9.2. Данные работы выполняются бригадами капитального ремонта скважин.

В соответствии с [13], наряду с понятиями текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино-

Т а б л и ц а 9.2 Разновидности текущего ремонта скважин

Ремонтно-изоляционные работы

КР1

КР1-1

КР1-2

КР1-3

КР1-4

КР2

КР2-1

КР2-2

КР2-3

КР3

КР3-1

КР3-2

КР3-3

КР3-4

КР3-5

КР4

КР4-1

КР4-2

КР5

КР6

КР6-1

КР6-2

КР6-3

КР6-4

КР7

КР7-1

КР7-2

КР7-3

КР7-4

КР7-5

КР7-6

КР7-7

КР7-8

КР7-9

КР7-10

КР7-11

КР8

КР8-1

КР8-2


Отключение отдельных обводненных интервалов пласта Отключение отдельных пластов Исправление негерметичности цементного кольца Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

Устранение негерметичности тампонированием Устранение негерметичности установкой пластыря Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта

Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации

Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин

Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

Переход на другие горизонты и разобщение пластов

Переход на другие горизонты Разобщение пластов

Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей

Комплекс подземных работ, связанных с бурением

Зарезка новых стволов скважин Бурение цементного стакана

Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе

Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин

Обработка призабойной зоны

Проведение кислотной обработки Проведение ГРП Проведение ГПП

Виброобработка призабойной зоны

Термообработка призабойной зоны

Промывка призабойной зоны растворителями

Промывка призабойной зоны растворами ПАВ

Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)

Прочие виды обработки призабойной зоны

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов

Исследование скважин

Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)

Шифр

Виды работ по КРС

КР9

КР9-1

КР9-2

КР9-3

КР9-4

КР10

КР10-1

КР10-2

КР11

КР12

Перевод на использование по другому назначению

Освоение скважин под нагнетательные Перевод скважин под отбор технической воды Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противо-песочным оборудованием

Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок

Консервация и расконсервация скважин Прочие виды работ

Т а б л и ц а 9.3 Разновидности скважино-операций

Шифр

Виды и подвиды операций

Т ехнико-технологические требования к сдаче

ПНП1

Создание оторочек:

Выполнение запланированного объема работ

ПНП1-1

растворителя

То же

ПНП1-2

раствора ПАВ

ПНП1-3

раствора полимеров

ПНП1-4

кислот

ПНП1-5

щелочей

ПНП1-6

горячей воды

ПНП1-7

пара

ПНП1-8

газожидкостных смесей

ПНП1-9

активного илп

ПНП1-10

газа

ПНП1-11

парогазовых смесей

ПНП1-12

мицеллярного раствора

ПНП1-13

других реагентов

ПНП2

Инициирование и регулирование внутрипластового горения

Выполнение запланированного объема работ

операция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи (табл. 9.3).

Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС).

9.2. Агрегаты, оборудование и инструмент

Подземный ремонт скважин связан с подъемом из скважины и спуском оборудования, инструмента, различных приборов, а также с закачкой в скважину технологических жидкостей.

Для этого применяются следующие способы ремонта: с помощью скважинного трубопровода, собираемого из отдельных труб;

с помощью скважинного трубопровода из гибких труб, наматываемых на барабан;

с использованием канатной техники или на кабеле.

Для доставки технологических жидкостей используются скважинные трубопроводы, межтрубное (если скважинных трубопроводов несколько) и затрубное пространство. Как правило, при применении нескольких скважинных трубопроводов, их размещают концентрично по типу “труба в трубе”. Параллельное подвешивание требует больших диаметров обсадных колонн и специального оборудования, например пакеров с двумя параллельно расположенными стволами. Поэтому такое подвешивание не нашло широкого применения в нашей стране.

Подземный ремонт может проводиться при открытом и закрытом или герметизированном устье.

В первом случае скважину необходимо останавливать путем ее глушения и замещения внутрискважинной жидкости на безопасную жидкость с целью снижения ее агрессивного воздействия на бригаду подземного ремонта и окружающую среду. Глушение скважины, как правило, существенно ухудшает состояние призабойной зоны скважины и может привести к снижению ее дебита.

Во втором случае ремонт производится без глушения скважины, что не приводит к снижению ее дебита после ремонта, улучшает условия работы бригады подземного ремонта и снижает вероятность загрязнения окружающей среды. Но при этом требуется сложное дорогостоящее оборудование, включающее устьевые превенторы и уплотнение устья, способное обеспечивать герметичный пропуск труб с муфтами. Кроме того, в отличие от ремонта при открытом устье, где спуск оборудования происходит под его собственным весом, в этом случае необходимо использование специальных устройств на устье, обеспечивающих создание осевой нагрузки на трубы для проталкивания колонны в скважину при больших давлениях на нем.

Рис. 9.1. Схема установки с гибкими трубами для подземного ремонта скважин:

1 - циркуляционный переводник; 2 - гибкие НКТ; 3 - колонная головка; 4 -дроссель; 5 - отводная линия; 6 - циркуляционный тройник с дросселем противодавления и задвижкой; 7 - четырехплашечный превентор; 8 - сальниковая коробка; 9 - индикатор веса; 10 - инжекторная головка для подачи и извлечения колонны гибких труб; 11 - выпрямляющее устройство; 12 - подъемный кран инжектора; 13 - барабан с гибким НКТ; 14 - кабина управления;

15 - энергетический блок

В последнее время ремонт при герметизированном устье получил широкое распространение при использовании установок с гибкими трубами (рис. 9.1). Это объясняется: существенным упрощением устьевого оборудования вследствие отсутствия муфт на трубах и выполнения труб, наматываемых на барабан; возможностью быстрого проведения спускоподъемных операций и широкого применения средств автоматизации и контроля. Подобные технологии все больше используются в нашей стране для борьбы с парафиновыми, гидратными пробками. Известно их применение для спуска исследовательских приборов, установки газлифтных клапанов, т.е. в случаях, где не-

Рис. 9.2. Размещение оборудования при подземном ремонте скважины:

1 - тракторный подъемник; 2 - канат, 3 - упор для трактора; 4 - мостки; 5 -оттяжной ролик; 6 - труба; 7 - элеватор; 8 - штропы; 9 - крюк; 10 - талевый блок; 11 - вышка; 12 - кронблок

обходим быстрый спуск приборов при герметизированном устье. С использованием азотных технологий, т.е. мобильных азотных установок для генерации азота и его применения для различных технологических процессов освоения и ремонта скважин, получили широкое распространение установки с трубами. Азот позволяет обеспечить безопасное ведение работ.

Наибольшее распространение получил подземный ремонт при открытом устье с собиранием колонны НКТ и штанг из отдельных труб и штанг соответственно.

Спуск и подъем различного подземного оборудования и инструмента при подземном ремонте осуществляют с помощью подъемной лебедки или подъемной установки, называемой агрегатом для подземного ремонта скважин.

Подъемная лебедка предназначена для работы в сочетании со стационарными вышками, установленными над устьем скважины (рис. 9.2). На верху вышки монтируется кронблок 12, оснащенный талевым канатом с талевым блоком 10. На талевом блоке 10 подвешивается крюк 9, на котором с помощью штро-пов 8 и элеватора 3 крепится колонна насосно-компрессорных труб 6 или штанг. Стальной талевый канат 2 от лебедки трактора-подъемника 1 пропускается через оттяжной ролик 5, расположенный в низу вышки 11, через ролики кронблока 12 и талевого блока 10 и обратно в том же порядке. Неподвижный конец каната прикрепляется у основания вышки, а подвижный -к барабану лебедки. Оттяжной ролик 5 предупреждает опрокидывание вышки при подъеме или спуске колонны труб.

Оборудование для подземного ремонта предусматривает наличие на скважине постоянной эксплуатационной вышки, что не совсем удобно. Поэтому в настоящее время большее распространение получили подъемные агрегаты, на которых смонтированы мачта и все необходимое оборудование для проведения спускоподъемных работ. Подобные работы могут осуществляться как с укладкой труб на мостки, так и с их установкой в вертикальное положение. Последнее обычно предусматривает применение верхового рабочего и более предпочтительнее, так как при этом не происходит износ ниппельных концов труб, что позволяет применять трубы типа НКМ и других, аналогичных этому, у которых уплотнение соединений выполнено за счет специальных проточек на концах или за счет применения различных уплотнительных колец, например, из тефлона. Общий вид агрегата с вертикальной установкой труб представлен на рис. 9.3.

Если подъемная установка большой грузоподъемности снабжена дополнительным оборудованием, позволяющим существенно повысить ее функциональные возможности, например, проводить буровые работы, т.е. если в ее состав входят насосный блок, блок очистки и подготовки бурового раствора, передвижные мостки с рабочей площадкой, то такая установка является комплексом подъемного оборудования.

Различия между агрегатами для текущего и капитального ремонта скважин условные, в одних случаях агрегат может использоваться для текущего ремонта, а в других - для капитального. Считают, что агрегат для капитального ремонта должен позволять проводить буровые работы и иметь большую грузоподъемность.

На промыслах России можно встретить агрегаты как отечественного, так и зарубежного производства. Рассмотрим более подробно технику азербайджанского производства, которая сейчас практически не выпускается, но еще вырабатывает свой ресурс и встречается на промыслах.

Рис. 9.3. Общий вид агрегата в транспортном и рабочем положениях

Подъемник - механическая лебедка, установленная на тракторе, автомобиле или отдельной раме. Приводом лебедки является тяговый двигатель трактора, автомобиля или от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя. Агрегат, кроме оборудования подъемника, оснащен вышкой и механизмом для ее подъема или опускания. Подъемник АзИНМАШ-43П создан на базе гусеничного болотоходного трактора Т-100МЗБКС или обычного трактора Т-100МЗ. Тяговое усилие на канате, равное 75 кН, обеспечивает при оснастке 2x3 подъем или спуск НКТ48х4,0 и НКТ114х7,0 соответственно до 6400, и 1500 м. При оснастке 3x4 и 4x5 подъем НКТ114х7,0 составляет соответственно 2200 и 2800 м.

Основными узлами подъемника являются трансмиссия, лебедка, пневматическая система и система управления. Трансмиссия состоит из четырехскоростной реверсивной коробки передач, приемный вал которой соединен с валом вывода мощности трактора. Лебедка - однобарабанная с бочкой диаметром 420 мм. Пневмосистема обеспечивает управление фрикционной муфтой включения барабана, усиление тормоза, переключение скоростей в коробке передач и управление сцеплением двигателя и, кроме того, питается от компрессора с приводом от шкива вентилятора двигателя. Механизмом управляют из кабины трактора.

Лебедка подъемная ЛПТ-8 для ремонта скважин глубиной для 2500 м создана на базе трактора Т-130. IT с тяговым усилием 84 кН.

Лебедка подъемная ЛПР-10Э используется для спуска и подъема НКТ и бурильных труб, а также для привода ротора в процессе ремонта скважин со стационарных вышек на морских промыслах. Привод лебедки - от двух электродвигателей (общей мощностью 150 кВт) через редуктор с помощью шиннопневматических муфт ШПМ-300х100, карданную передачу, четырехскоростную коробку передач, коническую и цилиндрическую зубчатые передачи.

Лебедка ЛП-11Э используется для ремонта и освоения скважин глубиной до 3500 м. Мощность привода 320 кВт, грузоподъемность на крюке 104 т (на первой скорости и при оснастке 5x6).

Агрегат АзИНМАШ-37А смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-255Б и предназначен для ремонта скважин глубиной до 2900 м (номинальная грузоподъемность 32 т). Привод навесного оборудования агрегата лебедки проводится от тягового двигателя автомобиля через коробку передач, включенную напрямую, и раздаточную коробку. Вышка сварная, решетчатой конструкции, телескопическая, двухсекционная. Высота ее от земли до оси кронблока 18 м, что позволяет поднимать трубу длиной до 1 2,5 м.

Агрегат АзИНМАШ-43А на базе гусеничного болотоходного трактора Т-100МЗБКС предназначен для текущего ремонта скважин глубиной до 2900 м. Номинальная грузоподъемность 28 т.

Установка подъемная У ПТ-32 на базе подъемника ЛПТ-8

Рис. 9.4. Агрегат А-50У:

1 - передняя опора; 2 -промежуточная опора; 3 -компрессор; 4 - трансмиссия;    5    - промежуточный

шм


вал; 6    - гидроцилиндр

подъема вышки; 7 - ограничитель подъема крюкоблока; 8 - талевая система; 9 -лебедка; 10 - вышка; 11 -пульт управления;    12    -

опорные домкраты;    13 -

ротор

грузоподъемностью 32 т имеет вышку, аналогичную используемой в АзИНМАШе-37.

Агрегат “Бакинец-3М” с тяговым усилием 78 кН смонтирован на тракторе Т-100МЗ, состоит из подъемной лебедки, телескопической вышки, кронблока, талевого блока с трехрогим крюком, механизма подъема вышки и коробки передач.

Для капитального ремонта используется самоходная установка УПТ1-50 грузоподъемностью 50 т на базе трактора Т-130.1Г-1. Для этих же целей применяется агрегат А-50У на базе автомобиля КрАЗ. Он предназначен для ремонта скважин глубиной до 3500 м с укладкой труб на мостки, а также для разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 140— 168 мм, промывки и тартальных работ. Входящий в состав агрегата промывочный насос 9МГр смонтирован на двухосном автоприцепе 2ПН-2. Давление насоса 16 МПа при подаче 6,1 л/с. При давлении 6 МПа подача составляет около

10 л/с. Данный агрегат выпускается в России и нашел широкое распространение на промыслах, поэтому рассмотрим его подробнее.

Общий вид агрегата и его основные узлы представлены на рис. 9.4.

Управление всеми механизмами агрегата как при установке вышки в рабочее положение, так и при спускоподъемных операциях осуществляется с открытого пульта, расположенного на раме агрегата у задней опоры вышки, слева по ходу автомобиля. Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока осуществляется от тягового двигателя через коробку скоростей, включенную напрямую, и раздаточную коробку. Скорость подъема крюка агрегата А-50У и грузоподъемность на крюке в зависимости от включенной скорости лебедки представлены в табл. 9.4.

В настоящее время на промыслах появились новые агрегаты для подземного ремонта.

Т а б л и ц а 9.4

Передача

Частота вращения барабана агрегата, мин-1

Скорость подъема крюка, м/с

Грузоподъемность на крюке, т

I

39,8

0,181

50

II

69,8

0,317

34,5

III

153

0,695

12,6

IV

268

1,215

7,5

Лебедка

Наибольшее тяговое усилие на набегающем конце талевого

Тяговый двигатель

Тип...................................................................... Четырехтактный

цилиндровый дизель с V-образным расположением цилиндров

Марка......................................................................................................................................ЯМЭ-238

Так, Кунгурским машиностроительным заводом освоен выпуск агрегатов (табл. 9.5), которые позволили заменить агрегаты азербайджанского производства. В качестве базы применяется колесная техника. Конструктивная особенность состоит

Показатель

АР32

АР32/40

АР32/40М

Транспортная база

Шасси

КрАЗ-260Г

“ Урал-43201912-30”

“Урал-43201912-30” или КрАЗ-260Г

Привод механиз

Двигатель шасси

Двигатель шасси

Двигатель шасси

мов

ЯМЗ-238Л

ЯМЗ-238

ЯМЗ-238 или

220 кВт

174 кВт

ЯМЗ-238Л

Допускаемая на

грузка, кН (тс):

без оттяжек

320(32)

320(32)

320(32)

на грунт

с оттяжками

400(40)

400(40)

400(40)

на грунт

Лебедка

Тип

Однобарабанная с

пневматической дисковой фрикци-

онной муфтой

Привод

Открытая цепная передача (цепь

Цепной масло

ЗПРТ31,75)

наполненный редуктор (цепь ЗН44,45)

Число слоев

3

3

2

намотки та

левого каната

Диаметр

тормозных

750 (2 штуки)

750 (2 штуки)

1000 (1 штука)

ободьев, мм

Размер тормоз

80x150

80x150

120x230

ных колодок, мм

(по 2 штуки)

(2 штуки)

(22 штуки)

Скорость подъ

0,10-1,45

0,10-1,45

0,10-1,60

ема талевого бло

ка, м/с

Число скоростей

9

9

9

Мачта

Тип

Односекционная, наклонная с открытой передней

гранью

Расстояние от

17,7

земли до оси

кронблока, м

Высота подъема

13,4

серьги талевого

блока, мм

Талевая система

Оснастка

3x4

3x4

3x4

Диаметр талево

22

22

22

го каната, мм

Гидросистема рабочая

Тип насоса

Аксиально-

поршневой

Модель насоса

3102,56

3102,56

3102,112

(2 штуки)

(2 штуки)

(1 штука)

Показатель

АР32

АР32/40

АР32/40М

Номинальное

20

20

20

давление, МПа

Максимальная

120

120

212

подача, л/мин

Привод гидродом

От насосов рабочей гидросистемы

От насоса

кратов

НШ-32

Габариты (транс

портные), мм:

длина

15400(16050)

15400(16050)

15400(16050)

ширина

2500

2500

2500

высота

3750

3750

3750

Масса в транс

19600

18800

18800

портном положе

нии, кг

Буровой ротор Р-250

Привод

Карданный

Проходное сече

-

250

ние, мм

Частота враще

-

-

2(120)

ния, с-1 (об/мин)

Буровой ротор Р-410

Привод

-

-

Карданный

Проходное сече

-

-

410

ние, мм

Частота враще

-

-

1,5(90)

ния, с-1 (об/мин)

Приустьевая рабочая площадка

Длина, м

-

-

4

Ширина, м

-

-

3

Высота (регули

0,5-2

руемая), м

Вертлюг ВБ60

Допускаемая

-

-

600(60)

нагрузка, кН (тс)

Проходное сече

-

-

60

ние, мм

Частота враще

-

-

3,33(200)

ния, с-1 (об/мин)

не более

Приемные

мостки

Транспортная

-

-

Прицеп ОЗТП-

база

84701

Габариты в рабо

-

-

12x14

чем положении, м

Ключ

Максимально

-

-

1500

крутящий мо

мент, кгс-м

Частота враще

-

-

1,5(90)

ния, с-1 (об/мин)

Показатель

АР32

АР32/40

АР32/40М

Диаметр захвата

-

-

60-114

труб, мм

Спайдер пневматический

Диаметр захвата

-

-

60-114

труб, мм

Насосный блок НП15А (насос НБ125)

Транспортная

-

-

МАЗ-8925

база

Приводная мощ

-

-

77,2

ность, кВт

Максимальное

-

-

15,8(160)

давление, МПа

(кгс/см2)

Максимальная

-

-

18

подача, л/с

в том, что кабина оператора расположена между лебедкой и мачтой. Имеются гидравлические аутригеры для выверки агрегата, а также вспомогательные лебедки и гидрораспределители. По дополнительному заказу они могут комплектоваться рабочей площадкой, ротором, гидроприводным ключом, спайде-ром, насосным блоком, приемными мостками.

Агрегат АР32/40 может рассматриваться как агрегат для капитального ремонта скважин, так как может проводить буровые работы.

Кунгурским машиностроительным заводом также освоен выпуск агрегатов А60/80 большей мощности, грузоподъемностью до 80 т. Характерной особенностью данного агрегата является возможность проводить спускоподъемные операции с установкой свечей вертикально. Агрегат предназначен для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин, а также для ведения буровых работ.

В базовый комплект агрегата входит гидроротор. Дополнительно агрегат может комплектоваться следующими механизмами и инструментами: карданная трансмиссия привода бурового ротора; буровой ротор Р-250 с механическим приводом; буровой ротор Р-410 с механическим приводом; буровой ротор Р-250 с гидроприводом; буровой ротор Р-410 с гидроприводом; основание бурового ротора; приустьевая рабочая площадка (при установке бурового ротора на колонный фланец); подсвечник; балкон (для вертикальной установки свечей); мани-фольд диаметром 50 мм (стояк с буровым рукавом диаметром 50 мм и переходником к фланцу вертлюга); манифольд диаметром 76 мм (стояк с буровым рукавом диаметром 76 мм и пере-

ходником к фланцу вертлюга); труба ведущая 80x80 длиной 8,5 м (в комплекте с верхним и нижним переводником); труба ведущая 112x112 длиной 11 м (в комплекте с верхним и нижним переводником); вертлюг ВБ-60; вертлюг ВБ-100; вертлюг ВБ-100 с кабельным лубрикатором (в комплекте с рукавом высокого давления и ручным насосом); устройство крепления и перепуска талевого каната; крюк; сборное основание под задние аутригеры; укрытие оператора.

Заводом “Красный пролетарий” г. Стерлитамак (Башкортостан) освоен выпуск агрегата А2-32 для подземного ремонта грузоподъемностью 32 т на базе автомобиля “Урал-4320-191230”. В отличие от предыдущих агрегатов, здесь лебедка находится между кабиной оператора и мачтой.

Комплекс оборудования К0Р01-80 грузоподъемностью 80 т обеспечивает капитальный ремонт скважин глубиной до 5000 м. Он состоит из трех блоков: блока самоходной подъемной установки УПА-80 на четырехосном автомобиле-тягаче высокой проходимости МАЗ-537; насосного блока БНП-15ГР на двухосном прицепе МАЗ-8926; блока передвижных приемных мостков МПП-80 на пневмоколесном ходу с рабочей площадкой и инструментальной тележкой. В состав установки также входит ротор Р-360, промывочный вертлюг ВП-80x200, набор ключей типов ГГП и АПР-ГП и комплект инструментов для спускоподъемных работ. Также применяются агрегаты румынского производства Р-80 и Р-80У, аналогичные данному комплексу оборудования.

Роторная установка УРК-50 состоит из электродвигателей, коробки передач и ротора. Электродвигатель ВАО-81-6 - асинхронный, мощностью 30 кВт и частотой вращения 980 мин-1. Коробка передач - трехскоростная. Ротор Р-360 с проходным отверстием 360 мм рассчитан на нагрузку стола 1200 кН. Вкладыши ротора выполнены под квадраты труб 89 и 114 мм.

Для уменьшения натяжения каната при намотке на барабан подъемника или агрегата используют талевую систему, состоящую из системы неподвижных роликов-кронблока и подвижных роликов - талевого блока, крюка и талевого каната.

Кронблок (рис. 9.5) устанавливается на верху вышки или мачты, их талевый блок подвешивается на талевом канате, а крюк - к нижней серьге талевого блока. Кронблок типа КБ имеет грузоподъемность от 12,5 до 125 т. Талевый блок - подвижная часть талевой системы - представляет собой канатный шкив, насаженный на роликоподшипниках на ось, неподвижно установленную в двух щеках. К нижней части щек подвешена серьга для соединения с крюком. Талевый блок ти-

Рис. 9.5. Кронблок:

а - исполнение I; • - исполнение II; 1 - ограждение; 2 - шкив; 3 - опора; 4 - ось шкивов; 5 - кожух; 6 - подкронблочная рама

па БТ также имеет грузоподъемность от 12,5 до 125 т (рис. 9.6).

Крюк подъемный (рис. 9.7) - подвижная часть талевой системы - предназначен для подвешивания стропов, элеваторов, вертлюгов и других приспособлений. Крюк типа КР в исполнении I (однорогий) имеет грузоподъемность 12,5 и 20 т, в исполнении II (трехрогий) - от 32 до 125 т. Крюк состоит из рога, подвески и серьги. Подвеска имеет упорный подшипник и пружину, что обеспечивает вращение рога как под нагрузкой, так и без нее. С помощью серьги крюк подвешивается к талевой системе.

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважин при капитальном ремонте скважин как при наличии, так и отсутствии колонны труб. В состав противовыбросового оборудования ОП2-156x320 входят превентор плашечный ППГ-156х320, манифольд МПБ2-80х350 и гидравлическое управление ГУП 100Бр-1. Превентор может быть и с ручным управлением ППБ 156x320. Основная деталь герметизации - плашки разъемные со сменными вкладышами и р ези-новыми уплотнениями. Трубные плашки закрывают превентор при наличии в скважине колонны НКТ диаметром 60-114 мм; глухие перекрывают устье скважины при их отсутствии. Вместо указанного оборудования применяют оборудование ОП1а-180x35, где 1а - схема по ГОСТ 13862-80, 180 - приход в мм, 35 - рабочее давление в МПа. Допустимая нагрузка на плашки 1000 кН.

Винтовые забойные двигатели Д-85 и Д1-54 (табл. 9.6) используют для разбуривания цементных мостов, песчаных пробок, а также для забуривания вторых стволов через окна в колонне обсадных труб. По принципу действия эти двигатели представляют собой планетарно-роторную гидромашину объем-

Рис. 9.7. Подъемные крюки:

а - однорогий крюк (исполнение I); • - трехрогий крюк (исполнение II); 1 -серьга; 2 - корпус крюка; 3 - пружина; 4 - ствол крюка; 5 - рог крюка; 6 -седло; 7 - дополнительный рог со скобой

Т а б л и ц а 9.6 Техническая характеристика винтовых забойных двигателей

Показатель

Д1-54

Д-85

Расход жидкости, л/с

2-3

4,85

Момент вращения, Н-м

78,4-98

700

Максимальная мощность, кВт

2,8-5,0

13,3

Частота вращения вала, мин-1

350-500

133

ного типа с внутренним косозубым зацеплением рабочих органов (рис. 9.8).

Вертлюг является соединительным звеном между талевой системой и внутрискважинным инструментом. Он подвешивается на подъемный крюк и обеспечивает вращение инструмента и подачу промывочной жидкости через шланговое соединение в колонну труб к забою скважины. При подземном ремонте используют промывочные (ВП) (рис. 9.9) и эксплуатационные вертлюги (ВЭ) (рис. 9.10). Вертлюг ВЭ-50 и ВЭ-80 (табл. 9.7) состоит из неподвижной и вращающейся частей. В неподвижную часть входит корпус, крышка, серьга и отвод трубы. Вращающаяся часть - ствол, установленный на трех подшипниках

Рис. 9.9. Вертлюг промывочный:

1 - колпак; 2 - ствол; 3 -войлочное уплотнение; 4 - опора ствола; 5 -манжета; 6 - корпус с отводом; 7 - быстросборное соединение

для восприятия осевой и радиальной нагрузок, возникающих при работе. Соединение промывочного шланга с вертлюгом -быстросборное.

Рис. 9.8. Двигатель винтовой забойный Д-85:

а - продольное сечение; - поперечное сечение; 1 - сепаратор; 2 - ротор; De, Dep - диаметр соответствующего статора и ротора


Промывочный вертлюг не позволяет осуществлять вращение труб, он предназначен лишь для подачи промывочной жидкости в колонну труб.

При спускоподъемных операциях применяют специальные инструменты: ключи, элеваторы, штропы, спайдеры и другие приспособления.

Рис. 9.10. Вертлюг эксплуатационный ВЭ-50:

1 - серьга; 2 - отвод; 3 - грязное манжетное уплотнение; 4, 8 - верхняя и нижняя опоры; 5 - быстросборное соединение; 6 - основная опора; 7 - корпус; 9 - ствол


Элеваторы предназначены для захвата и удержания колонны штанг и труб на весу в процессе спускоподъемных операций. По назначению элеваторы бывают трубные и штанговые.

По типу захвата и удержания трубные элеваторы могут быть: а) с захватом под муфту; б) с захватом под высадку трубы; в) с захватом за тело (элеватор-спайдер).

Элеваторы первого типа наиболее распространены и предназначены для работы с муфтовыми трубами. Элеваторы второго типа необходимы для работы с трубами с высадкой наружу, а третьего типа - для работы с безмуфтовыми трубами.

По типу захвата и удержания штанговые элеваторы могут быть с захватом под высадку или квадрат штанги.

Элеваторы первого типа наиболее распространены и предназначены для работы по двухэлеваторной технологии. Элеватор с захватом под квадрат штанги позволяет работать по одноэлеваторной технологии, однако при работе с этим элеватором необходимо его соединение с талевым блоком с возможностью его вращения, так как при свинчивании-развинчивании

Т а б л и ц а 9.7 Техническая характеристика вертлюга

Показатель

ВЭ-50

ВЭ-80

Максимальная нагрузка на ствол, кН

500

800

Диаметр проходного отверстия, мм

60

75

Максимальное давление жидкости, МПа

16

20

Присоединительная резьба под НКТ (ГОСТ 633-80), мм

73

114

элеватор вращается вместе со штангами. Применение подобных элеваторов наиболее целесообразно при установке развинченных штанг в вертикальном положении, так как на мачте они устанавливаются путем подвески за высадку.

По конструкции трубные элеваторы могут быть одно- и двухштропные. Первые получили наибольшее распространение в подземном ремонте.

Элеватор относится к наиболее ответственным инструментам спускоподъемных операций, его отказ приводит к созданию серьезных аварий и угрожает жизни оператора подземного ремонта.

Наиболее ответственным элементом элеватора является его механизм запирания.

К элеваторам предъявляются следующие требования: обеспечение надежной работы в условиях сильного загрязнения поверхности трубы нефтью, парафинами и солями, а также при низких температурах;

стойкость к динамическим нагрузкам от рывков и ударов, возникающих при эксплуатации, например при ловильных работах; легкость и удобство в работе, отсутствие выступающих частей во избежание задевания при подъеме за элементы талевой системы, одежду оператора и т.д.

Кроме того, механизм запирания должен:

обеспечивать надежную работу рукой в рукавице, причем желательно, одной рукой, так как при этом увеличивается устойчивость оператора;

выдерживать большое количество циклов открытия-закрытия, быть простым и надежным в работе;

обеспечивать однозначность положения закрыто-открыто, иметь несколько степеней защиты от несанкционированного раскрытия.

Положение механизма запирания должно контролироваться как визуально, так и на слух по щелчку.

На промыслах в подземном ремонте наибольшее распространение получили одноштропные элеваторы с захватом под муфту типа ЭТА (рис. 9.11), входящие в комплект инструмента для работы с насосно-компрессорными трубами: элеватор типа ЭТА - ручной ключ типа КТГУ - механический ключ типа АПР или КМУ.

Выпускаются элеваторы ЭТА-32, ЭТА-50 и ЭТА-60 грузоподъемностью соответственно 32, 50 и 60 т. Они позволяют работать с НКТ диаметром 48, 60, 73 и 89 мм как с гладкими, так и с высадкой. Переход с одного диаметра на другой осуществляется путем смены захватов.

Рис. 9.11. Элеватор типа ЭТА:

1 - серьга; 2 - палец; 3 - шплинты; 4 - корпус; 5 - рукоятка; 6 - направляющая втулка; 7 - штырь; 8 - челюсть; 9 - направляющие; 10 - болт

Ишимбайским машиностроительным заводом освоен выпуск элеватора с новой системой запирания пальцевого типа ЭТА-П. Выпускаются элеваторы ЭТА-32П, ЭТА-50П, ЭТА-60П.

Преимущества и особенности элеваторов типа ЭТА-П: рукоятка выполнена неподвижной относительно корпуса, благодаря чему практически исключен износ указанных деталей по месту их сопряжения, являющийся одной из основных причин отказов и списаний элеваторов типа ЭТА;

из операции закрытия-открытия исключен поворот рукоятки, а все управление замком осуществляется только движением рычага рукоятки, что упрощает работу;

замок обеспечивает прочную фиксацию его захватного узла относительно корпуса практически при любых износах в паре шток - корпус;

орган управления замком - рычаг - защищен от касания к элементам грузоподъемного сооружения, что снижает риск несанкционированного открытия элеватора;

замок позволяет вести визуальный и слуховой контроль за его закрытием;

замок позволяет открытие лишь после его полной разгрузки, т.е. когда труба будет уложена на приемные мостки;

не требуется переворот элеватора.

Система запирания элеваторов типа ЭТА-П может быть блокирована в закрытом положении, что повышает их безопасность при возможных рывках и сотрясениях подвешенной колонны труб.

Наличие блокировки системы запирания элеваторов позволяет подвешивать к ним штанговый элеватор и монтажные тросы, для чего элеваторы типа ЭТА-П могут комплектоваться вкладными серьгами, устанавливаемыми в их захватном узле.

Элеваторы типа ЭТА-П (табл. 9.8) обладают полной симметрией относительно продольной плоскости, что делает их одинаково удобными для работы любой рукой.

Элеваторы ЭТАР-12,5 предназначены для работы с НКТ малого диаметра или полыми штангами диаметром 26, 33, 42, 48 мм и имеют грузоподъемность 12,5 т, элеваторы ЭТАР-20 -для работы с трубами диаметром 48, 60, 73 мм и имеют грузоподъемность 20 т, элеваторы типа ЭГ - для работы с трубами диаметром от 33 до 114 мм, причем гладких и с высадкой и имеют грузоподъемность 16, 50 и 80 т.

Элеваторы типов ЭТАР и ЭГ относятся к одноштропным с захватом под муфту, а элеваторы типа ЭТАД (рис. 9.12) - к двухштропным с захватом под муфту и имеют грузоподъем-

Т а б л и ц а 9.8 Техническая характеристика элеваторов типа ЭТА-П

Показатель

ЭТА-32П

ЭТА-50П

Грузоподъемность, т Условный диаметр гладких и высаженных труб, мм

32

48, 60, 73

50

60, 73, 89

Рис. 9.12. Элеватор типа ЭТАД:

1 - предохранитель; 2 - корпус; 3 - упор; 4 - захват; 5 - рукоятка

ность 50 и 80 т, работают с трубами диаметром 48, 60, 73, 88, 102, 114 мм.

Элеваторы типа ЭХЛ также относятся к двухштропным с захватом под муфту, имеют грузоподъемность 15, 25, 35, 40 т и работают с трубами 60, 73, 89 и 114 мм.

Для работы с насосными штангами наибольшее распространение получили штанговые элеваторы ЭШН-5 и ЭШН-10 грузоподъемностью 5 и 10 т с захватом под высадку штанги (рис. 9.13).

Штропы эксплуатационные (рис. 9.14) используются для подвешивания элеваторов к крюкам талевых систем. По конструкции штроп - замкнутая стальная петля овальной формы, вытянутая по одной оси. Грузоподъемность комплектной пары штропов от 10 до 80 т.

Для проведения спускоподъемных операций с одним элеватором необходимо устройство на устье скважины, способное

Рис. 9.13. Штанговый элеватор типа ЭШН:

1 - шайба; 2, 5 - винт; 3 - щека; 4 - шплинт; 6 - вкладка; 7 - втулка; 8 -

штроп

удерживать колонну труб за тело. При этом торец муфты остается свободным для последующего захвата колонны элеватором. Спайдер может быть выполнен отдельно или входить в состав механического ключа для свинчивания-развинчивания труб.

Наиболее широкое применение получил спайдер АСГ-80 грузоподъемностью 80 т для работы с трубами диаметром 48, 60, 73, 89 мм.

Спайдер (рис. 9.15) состоит из кованого корпуса, клиновой подвески, имеющей шайбу с вертикальной направляющей и три клина, подвешенные на петлях. Корпус соединен с пьедесталом, внутри которого находятся центратор и сдвоенная

Рис. 9.14. Штроп эксплуатационный:    Рис. 9.15. Спайдер АГС-80

1 - штроп; 2 - ручка; L - длина; B -ширина; d - диаметр поперечного сечения

пружина, размещенная в стакане. Клинья для труб диаметром 89 мм монолитные. Универсальность спайдера обеспечивается сменными клиновыми подвесками и втулками центратора.

Узлы и детали спайдера унифицированы с блоком клиновой подвески механического ключа АПР-2ВБ.

Для свинчивания-развинчивания резьбовых соединений труб и штанг применяются ключи. Ключи могут быть трубными и штанговыми (по назначению) и, кроме того, ручными и механическими. В свою очередь, ручные ключи делятся на шарнирные и цепные. Шарнирные ключи более удобны в работе, имеют небольшой вес и меньше повреждают поверхность трубы.

К трубным и штанговым ключам предъявляются следующие требования:

ключи должны обеспечивать передачу крутящего момента в условиях загрязнения поверхности труб и штанг нефтью, солями, парафином и др., а также при возможных отклонениях геометрических размеров трубы по диаметру и овальности;

ключи не должны вызывать сильный износ труб или штанги, а также их повреждений;

ключи должны иметь возможность контроля и регистрации крутящего момента, прикладываемого к соединению. Свинчивание колонны штанг и труб с заданным моментом является важнейшим условием надежной и длительной работы колонны;

ключи должны быть легкими и удобными в работе.

Цепные ключи получили наибольшее распространение для единичных, немассовых операций свинчивания-развинчивания с трубами разных диаметров. Выпускаются ключи типов КЦН (нормальный) и КЦО (облегченный) (рис. 9.16).

Ключи просты по конструкции и обеспечивают работу с трубами разного диаметра. Однако они имеют большой вес, и процесс захвата и освобождения занимает много времени.

Наибольшее распространение на промыслах получили шарнирные трубные ключи типа КТГУ. Они предназначены для совместной работы с механическими ключами типов АПР и КМУ. Ключи выпускаются для труб диаметром 48, 60, 73, 89 мм.

Ключи типа КТГУ состоят из челюсти, шарнирно соединенной со створкой и рукояткой при помощи пальцев, застопоренных пружинными шайбами (рис. 9.17). В створки вставлена пружина, надетая на направляющую, которая обеспечивает автоматический зажим трубы между челюстью и створкой.

Поворот створки ограничивается уступом, выполненным на челюстях. На створках и челюстях ключей в канавках типа “ласточкин хвост” установлены два сухаря, которые от выпадания крепятся пружинными фиксаторами.

Рис. 9.17. Ключ трубный:

1 - рукоятка; 2 - челюсти; 3 - сухарь; створка; B - толщина; H - высота; D метр захвата трубы; L - длина



4 -- диа-


Ключ берется за рукоятку и с небольшим усилием заводится на трубу. При повороте рукоятки ее головка упирается в хвостовик створки, при этом захватная часть створки с сухарем прижимается к трубе и совместно с сухарем, находящимся в челюсти, обеспечивает надежный захват трубы. При вращении рукоятки труба вращается вместе с ключом, свинчивается или развинчивается. При отводе рукоятки в обратном направлении створка освобождается, и ключ можно снять с трубы.

Находят применение шарнирные ключи для труб типов КОТ, КТД и КТНД.

При ручной работе со штангами используют штанговый ключ типа КШ (рис. 9.18), который передает крутящий момент через квадрат штанги и круговой ключ типа КШК. Последний позволяет работать с гладким телом штанги. При заклинивании плунжера в цилиндре скважинного насоса, а также при посадке плунжера в цилиндр возникает необходимость вращения колонны штанг. Так как при вращении колонна штанг стремится развернуться в сторону, обратную вращению ключа, то выполнять эту работу обычным ключом опасно - он может вырваться из руки, вращаясь, нанести тяжелые ушибы рабочему.

Для безопасного развинчивания штанг при заклинивании плунжера применяют круговой ключ (рис. 9.19). Штанга захватывается специальным замком, имеющим неподвижную и подвижную плашки, в которых сделан угловой вырез с зубьями. При помощи винта штангу зажимают зубцами плашек в любом месте. После того как круговой ключ закрепили на штанге, оператор и помощник оператора, стоя друг против друга и держась обеими руками за обод, поворачивают ключ, а вместе с ним и всю колонну штанг.

Взамен ключа типа КШ можно использовать штанговый шарнирный ключ КШШ16-25 массой 2,0 кг, который заменяет три типоразмера ключа типа КШ и обеспечивает крутящий момент до 980 Н-м.

Как правило, ручные ключи не обеспечивают требуемого крутящего момента затяжки резьбовых соединений, и работа с ними занимает много времени. Поэтому на промыслах широкое распространение получили механические ключи.

По типу установки на устье ключи могут быть монтируемые на колонную головку непосредственно и подвесные. Механические ключи делятся на стационарные и подвижные, т.е. обеспечивающие освобождение устья ремонтируемой скважины. Подвесные и подвижные ключи имеют разрезной корпус для

Рис. 9.19. Круговой ключ для насосных штанг:

1 - обод; 2 - защелка; 3 - ступица; 4 - узел замка

возможности подвода и отвода от демонтируемой колонны. Такие ключи более сложные по конструкции и громоздкие, однако они позволяют освободить устье скважины тогда, когда э то требуется, например для отвода и подвода кабеля при ремонте скважин, оборудованных УЭЦН, УЭВНТ, установками диа-фрагменных насосов. Механические ключи могут быть с трубозахватными элементами или без них. В последнем случае крутящий момент может передаться трубе через ручной ключ типа КТГУ. При этом крутящий момент передается через водило механического ключа.

По типу привода ключи могут быть с электрическим, гидравлическим и пневматическим приводом. В России большее распространение получили ключи с электрическим приводом, однако наиболее предпочтителен с точки зрения контроля и регулировки крутящего момента гидравлический привод. Учитывая, что на устье при проведении ремонтных работ находится агрегат со своей гидросистемой, использование гидравлического привода ключа наиболее целесообразно.

Одним из широко применяемых ключей для работы с тру-

Рис. 9.20. Автомат АПР-2ВБ:

1 - корпус автомата; 2 - червячное колесо; 3 - клиновая подвеска; 4 - корпус клина; 5 - плашка; 6 - опорный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика; 9 - электроинерционный привод; 10 - ось балансира; 11 -направление клиновой подвески; 12 - центратор;    13 - пьедестал центрато

ра; 14 - фиксатор центратора

бами является автомат Молчанова (АПР - автомат подземного ремонта) (рис. 9.20).

Ключ (автомат) стационарно устанавливается на колонную головку, а крутящий момент передается водилом трубе через ручной ключ типа КТГУ.

Техническая характеристика АПР-2ВБМ

Максимальный крутящий момент, кН-м

(кг-см)................................................................................................4,5 (450)

Условные диаметры труб, мм:

гладких..................................................................................48; 60; 73;    89

высаженных....................................................................48В; 60В;    73В; 89В

Потребляемая мощность, кВт......................................3,0

Частота вращения водила,    с-1 (об/мин)________0,85 (51)

Привод ключа

Двигатель привода

Управление приводом......................

Температура окружающей среды, °С...

Габариты ключа в сборе, мм, не более:

длина.....................................

ширина...................................

высота....................................

Масса, кг:

ключа в сборе...........................

полного комплекта.....................

Электрический инерционный взрывобезопасный с питанием от промысловой сети. Электродвигатель АИМ10084У2,5 n = 1430 об/мин, напряжением 380 В

Кнопочный пост и магнитный

пускатель

Минус 60-40

850±20

460±10

730±10

240±10

310±10

Ключ (автомат) выполнен в виде блоков, что облегчает его монтаж-демонтаж, а также транспортировку. Основными частями ключа являются блоки вращателя, клиновой подвески и центратора, а также балансир с грузом, привод и блок управления приводом.

Блок вращателя представляет собой корпус клинового спайдера с червячным редуктором, работающим в масляной ванне, и водилом, передающим вращающее усилие трубному ключу. На конце червячного вала монтируется полумуфта центробежной муфты с установленными на ней сменными маховиками.

Блок клиновой подвески состоит из направляющей с кольцевым основанием, к которому на шарнирах подвешены три клина. Клинья для труб диаметром 48, 60, 73 мм состоят из корпуса клина и сменных плашек. Клинья для труб диаметром 89 мм монолитные.    Клиновые подвески    имеют усы-

синхронизаторы, которые обеспечивают синхронную работу клиньев в момент захвата трубы.

Блок центратора состоит из пьедестала, к которому крепится блок вращателя, фиксатора и вкладышей центратора. Последние изготовляются с проходными диаметрами для труб диаметром 48, 60, 73 и 89 мм. Вкладыши центратора удерживаются в пьедестале фиксаторами.

Балансир состоит из рычага и груза, при помощи которых осуществляется перемещение клиновой подвески вверх вниз.

Привод ключа включает электродвигатель с полумуфтой центробежной муфты и раздвижные кулачки.

Блок управления состоит из магнитного пускателя, кнопочного поста, соединенных между собой и с электродвигателем кабелем при помощи штепсельных разъемов.

Вращение от электродвигателя передается на полумуфту, которая передает номинальный крутящий момент только при наборе электродвигателем полного числа оборотов.

В зависимости от диаметра свинчиваемых или развинчиваемых труб на полумуфту вращателя устанавливаются соответствующие маховики:

Условный диаметр труб, мм............48    60    73    89

Номер маховика..................... I    I    II    I+II

Ключи (автоматы) АПР-2ВБМ в отличие от ранее выпускавшихся автоматов АПР-2ВБ имеют угол посадки клиньев 9°30', поэтому клиновые подвески этих ключей не взаимозаменяемы.

Известны ключи с гидравлическим приводом типа АПР-ГП, недостатком которых является невозможность их применения для ремонта скважин, оборудованных электропогружными насосами.

При подземном ремонте скважин с погружными центробежными электронасосами используют ключи механические универсальные типа КМУ, привод которых осуществляется от электродвигателя мощностью 3 кВт с питанием от промысловой сети. Ключи механические универсальные КМУ-50М предназначены для механизации операций по свинчиванию-развинчиванию, а также удержанию на весу колонны насоснокомпрессорных труб при текущем и капитальном ремонте скважин, эксплуатируемых всеми видами оборудования, включая электропогружные насосы.

Техническая характеристика ключа КМУ-50М

Условный диаметр захватываемых труб,

мм..................................................................................................48, 60, 73, 89

Привод ключа.................................. Электрический    инерционный

взрывобезопасный с питанием от промысловой сети

Двигатель привода............................ Электродвигатель

АИМ 10084У2,5

(N = 3 кВт; n = 1430 об/мин;

V = 380 В)

Управление приводом........................ Кнопочный пост управления

КУ-93-ВЗГ

Габариты, мм:

Ключ КМУ-50М состоит из следующих частей: блока вращателя с электроприводом, спайдера с блоком клиньев и блока управления электропривода.

Вращатель представляет собой двухступенчатый редуктор с прямозубой цилиндрической передачей, рабочим органом которого является разрезное колесо с прикрепленным на нем во-дилом. Корпус вращателя и разрезное колесо имеют прорезь для пропуска насосно-компрессорных труб. Для совмещения прорезей колеса и корпуса вращателя имеется совмещающий механизм, расположенный с противоположной стороны от прорези на корпусе вращателя.

На корпусе ключа установлена подпружиненная створка, перекрывающая зев корпуса.

Вращение от двигателя передается посредством кулачковой муфты, на которой могут устанавливаться сменные маховики. Разрезное колесо приводится во вращение через сателлиты от промежуточного вала.

Управление электроприводом осуществляется кнопочным постом управления посредством магнитного пускателя. Привод крепится к вращателю с помощью поворотного кронштейна и откидного болта. Поворотный кронштейн позволяет производить замену маховиков без снятия привода, а также снятие или установку последнего при демонтаже и монтаже на устье скважины.

Полуавтоматический спайдер состоит из разрезного корпуса спайдера, блока клиньев, рукоятки управления и хомута. В корпусе спайдера имеются три цилиндрические расточки (желоба), выполненные под углом к оси спайдера. К корпусу спайдера приварен кронштейн для установки вращателя с помощью болтов и оси.

Для совмещения установки в рабочем положении со спайде-ром имеется фиксатор на вращателе и паз на спайдере.

При производстве спускоподъемных работ колонна насоснокомпрессорных труб под муфты заклинивается в полуавтоматическом спайдере. Ключ надвигается на колонну труб вращением вокруг оси, при этом фиксатор скользит по поверхности корпусов спайдера, доходит до упора и под действием пружины входит в паз. Надевается машинный ключ на трубу. Включением привода кнопочным постом управления осуществляется вращение водила в нужную сторону, при этом машинный ключ свинчивает или развинчивает трубу.

На базе ключа КМУ-32 также используется гидроприводной ключ КМУ-ГП, который применяется на гидрофицированных самоходных ремонтных агрегатах. Максимальный крутящий момент для КМУ-32 и КМУ-50 составляет 4410 Н-м, что позволяет работать с НКТ диаметром 48, 60, 73, 89 мм.

Для свинчивания и развинчивания насосных штанг используется автоматический штанговый ключ типа АШК-ТМ с приводом от электродвигателя мощностью 0,75 кВт. Аналогичный автоматический штанговый ключ типа АШК-Г в качестве привода имеет гидромотор с максимальным вращающим моментом

0,98 кН-м.

Ишимбайским машиностроительным заводом освоен новый комплекс инструментов и приспособлений, позволяющий существенно повысить эффективность и качество ремонтных работ.

Вкладная серьга СВ-10 (рис. 9.21) предназначена для проведения монтажа и демонтажа на устье с применением элеватора типа ЭТА. Серьга представляет собой катушку под захват НКТ диаметром 73 мм. На торце катушки выполнена петля серьги для пропуска монтажного троса.

Подъем тяжелого оборудования производится с помощью элеватора типа ЭТА путем его штатного нагружения через захватный узел и катушку вкладной серьги. Таким образом, исключается широко распространенная эксплуатация элеватора для подъема тяжестей, например путем закрепления монтажного троса к рукоятке, стойке корпуса, челюстям и т.п. Это должно привести к снижению травматизма персонала, в том числе скрытого, и способствовать повышению культуры производства и сохранности оборудования.

Комплекс оборудования и инструмента для спуска-подъема штанг (КОИШ) предназначен для производства спускоподъемных операций (СПО) со штангами по одноэлеваторной технологии - с помощью одного, постоянно подвешенного к талевому блоку элеватора и устьевой откидной вилки для посадки колонны штанг.

Комплекс состоит из следующих подкомплексов оборудования и инструмента (рис. 9.22):

1. Подвесной подкомплекс включает элеватор типа ЭТА-П, вкладную серьгу и штанговый элеватор под “квадрат” штанги.

Элеватор ЭТА-П представляет серийный трубный элеватор, замок которого блокируется после установки в его захват вкладной серьги с подвешенным к ней штанговым элеватором.

Вкладная серьга СВ-10ЭТА представляет собой катушку под захват НКТ диаметром 73 мм, на торце которой выполнена петля серьги. Вдоль оси катушки имеется паз для пропуска серьги штангового элеватора.

Рис. 9.21. Элеватор типа ЭТА с вкладной серьгой СВ-10:

1 - серьга элеватора; 2 - корпус элеватора; 3, 9 - бурты упорные; 4 - челюсти; 5 - рукоятка; 6 - рычаг управления; 7 - стержень; 8 - упор;    10 - вырез;

11 - серьга; 12 - трос монтажный; 13 - штанговый элеватор

Таким образом, в описываемом подкомплексе система подвески штангового элеватора к талевому блоку состоит из следующей силовой цепочки: ЭТА-П с блокируемым замком - вкладная серьга СВ-10ЭТА - штанговый элеватор, которая обладает необходимой гибкостью на сторону и, кроме того, допускает

Рис. 9.22. Комплекс инструмента для спуска-подъема штанг по одноэлеваторной технологии:

1 - элеватор типа ЭТАП с заблокированным замком; 2 - блокирующий шплинт; 3 - серьга вкладная СВ-10ЭТА;


4 - элеватор штанговый для захвата за квадрат штанг; 5 - ключ штанговый ручной; 6 - ключ стопорный для штанг; 7 - подставка с откидной вилкой для установки на устьевой тройник; 8 - поворотный стол для инструмента

вращение штангового элеватора вместе с вкладной серьгой относительно элеватора. По этим причинам для подвески штангового элеватора к талевому блоку не требуется ни вспомогательного (промежуточного) штропа, ни штангового малогабаритного крюка с осевым подшипником, а достаточно иметь на талевом блоке элеватор типа ЭТА-П. Понятно, что монтаж и демонтаж штангового элеватора КОИШ на рабочем месте производится просто путем установки и съема вкладной серьги в серийный захватный узел ЭТА-П.

2.    Устьевой подкомплекс для посадки колонны штанг состоит из корпуса, на верхнем торце которого выполнено коническое гнездо-седло. В это седло садится откидная вилка с подхваченной штангой. Кроме того, на торце корпуса размещены упоры для фиксации стопорного ключа. К корпусу прикреплен кронштейн со столиком для укладки штанговых ключей. Столик может быть ориентирован относительно рабочего места в нужном положении.

Отметим такое отличие КОИШ от обычной двухэлеваторной технологии СНО, при которой оператор в одной руке держит стопорный ключ, а в другой - ведущий штанговый. При помощи КОИШ работа по свинчиванию-развинчиванию, а также закреплению-раскреплению резьбового соединения может выполняться путем прикладывания к рукоятке ведущего ключа полной физической возможности работающего, так как его рука свободна от стопорного ключа, который в данном случае зафиксирован относительно корпуса. Последнее обстоятельство дает возможность обеспечивать докрепление резьбовых соединений штанг с рекомендованными моментами затяжки, составляющими около 47 кг-м для штанг диаметром до 19 мм и 77 кг-м -для штанг диаметром 22 мм и более.

Основное преимущество КОИШ по сравнению с двухэлеваторной традиционной технологией СПО - повышение качества сборки штанговой колонны путем затяжки ее резьб надлежащими крутящими моментами.

3.    Подкомплекс для герметизации устья в случае опасности нефтегазопроявлений. Он совмещен с корпусом устройства, в котором установлено герметизирующее седло со специальной резьбой с крупным шагом. Герметизация комплекса осуществляется путем установки пробки с уплотнительным элементом в корпус, где она фиксируется резьбой, для чего достаточно завернуть пробку на 2-3 оборота. Пробка может быть установлена при наличии в НКТ штанг, а также при их отсутствии. Кроме того, если НКТ свободна от штанг, пробка может быть установлена или снята вручную, без талевого механизма, например при поломке или отсутствии подъемного агрегата.

4. Подкомплекс включает набор вспомогательных принадлежностей и инструментов, а именно:

монтажно-демонтажный шток, предназначенный для монтажа и демонтажа сальникового штока с канатной подвеской; подкладная вилка для монтажно-демонтажных работ; узел герметизирующей пробки для перекрытия устья НКТ (см. п. 3);

В промысловой практике часто встречаются случаи подъема труб, заполненных жидкостью. При этом скважинная жидкость изливается на устье, загрязняя рабочее место у устья, окружающую среду, затрудняя ремонтные работы, особенно в зимнее время. Вместе с тем бывают случаи, когда по тем или иным причинам невозможно восстановить циркуляцию жидкости в скважине.

Для решения этих проблем находит применение специальный инструмент для ремонта скважин - скважинный пробойник для НКТ типа ОСА конструкции Вагапова (рис. 9.23) (табл. 9.9).

Пробойник предназначен:

для сообщения полости труб с забоем скважины путем пробивки стенки НКТ без использования в подземном оборудовании дополнительных устройств, таких как разрушаемые болты и диафрагмы, управляемые и съемные клапаны и др.; для резки прихваченной в скважине колонны НКТ. Позволяет:

восстановить циркуляцию жидкости в скважине в практике ремонта освоения скважин;

обеспечить глушение скважины в случае, когда невозможно создать циркуляцию другими методами;

предотвратить случаи подъема труб с жидкостью и тем самым защитить персонал от излива пластовой жидкости на устье, выделения сероводорода и других веществ;

повысить производительность, культуру производства, безопасность труда при ремонте скважин, снизить загрязнение окружающей среды;

быстро, безопасно и качественно осуществлять резку труб НКТ в скважине.

Инструмент выпускается в двух модификациях: свободного сбрасывания или с использованием канатной техники с приводом от столба жидкости (см. рис. 9.23, а); опускаемый на штангах (см. рис. 9.23, •).

В колонну НКТ сбрасывается, опускается на проволоке или

Рис. 9.23. Пробойник для НКТ с приводом от столба жидкости    (t) и пробойник

для НКТ веса штанговой колонны ( •): а: 1 - корпус; 2 - поршень с наконечником; 3 - камера высокого давления; 4 - шток;

5 - атмосферная камера; 6 -штифт срезной; 7 - толкатель; 8 - цилиндр привода; 9 - поршень привода; 10 -камера; 11 - груз-упор; 12 -заглушка; б: 1 - насосная штанга; 2 - муфта; 3 - толкатель; 4 - крышка; 5 -фиксатор; 6 - штифт срезной; 7 - втулка; 8 - направляющая; 9 - шток; 10 -сальник; 11 - камера высокого давления; 12 - наконечник; 13 - поршень; 14 -цилиндр;    15 - груз-упор;

16 - канал гидравлический;

17 - уплотнительное кольцо

yzz:'

и


Т а б л и ц а 9.9 Техническая характеристика пробойника

Показатели

ПСТ-60С

ПСТ-73С

ПСТ-60Ш

ПСТ-73Ш

Типоразмер пробивае

60x5,0

73x5,5

60x5,0

73x5,5

мой трубы, мм

Способ спуска в сква

Свободное сбрасывание

На колонне насосных

жину

на канатной технике

штанг

Источник энергии

Давление столба

Вес штанговой

жидкости

колонны

Габариты, мм:

длина

900

1095

820

1140

диаметр наибольшего

47

57

47

57

сечения Масса, кг, не более:

пробойника

8

12

6

11

полного комплекта

11

17

9

15

штангах инструмент. После достижения необходимого интервала из корпуса инструмента выходит жало и после пробивки отверстия в НКТ автоматически утапливается в корпусе.

При спуске инструмента на штангах возможно пробивание множества отверстий в одном сечении, т.е. осуществляется резка труб.

Преимущества инструмента:

отверстие пробивается без применения пороха, электрокабеля, механического или гидравлического канала для подачи энергии для его работы;

инструмент прост в управлении и обслуживании, надежен и безопасен, может использоваться многократно. Не требует применения специальной техники и высококвалифицированного персонала. Все работы выполняются бригадой самостоятельно;

инструмент высокоэффективен. Даже один случай выполнения на скважине сложного ремонта с использованием пробойника, позволивший восстановить работу скважины без серьезного загрязнения окружающей среды, окупает все затраты на его приобретение.

При проведении ремонтных работ широкое применение получили пакеры, предназначенные для изоляции затрубного пространства.

Пакеры выпускаются следующих типов:

ПВ - перепад давления направлен вверх;

ПН - перепад давления направлен вниз;

ПД - перепад давления направлен вниз и вверх.

По принципу действия пакеры могут быть: механические М, гидравлические Г и гидромеханические ГМ.

По способу установки в скважину пакеры делятся на устанавливаемые на трубах или на канате.

Пакеры могут быть извлекаемые и неизвлекаемые. Последние еще называют разбуриваемыми.

Основным элементом пакера является уплотняющий элемент, который может быть:

расширяющимся под действием осевой нагрузки, создаваемой или весом колонны, или избыточным давлением, действующим на поршень;

расширяющимся под действием внутреннего избыточного давления. Пакеры с таким элементом называют надувными; самоуплотняющимися, т.е. в виде манжеты.

Элемент должен находиться в контакте с обсадной колонной даже при спуске, поэтому уплотнительный элемент быстро выходит из строя.

По количеству проходных каналов пакеры могут быть одно-и двухствольными. Первые предназначены для работы с одной колонной труб, вторые - с двумя. Двухствольные пакеры могут быть с параллельным и концентричным расположением стволов.

При работе пакера в скважине необходим его упор. По типу упоров пакеры могут быть с упором через шлипсовый захват за обсадную колонну и стык обсадных колонн в муфтовом соединении, а также с упором на забой.

Основными параметрами пакера является его наружный диаметр и выдерживаемый им перепад давления. Большую роль играет зазор между наружным диаметром пакера и обсадной колонной. Слишком большой зазор улучшает проходимость пакера до места его установки, но зато ухудшает его герметизирующую способность. Поэтому выбирается оптимальный зазор.

При работе пакера на него действуют большие осевые нагрузки, вызывающие сильную деформацию уплотнительных элементов. При таких нагрузках резина затекает в зазор, что может привести к заклиниванию пакера и трудностям по его извлечению. Исходя из этого, обычно выполняют второй уплотнительный элемент, основная функция которого - предотвратить затекание резины.

Установка пакера в требуемом интервале подразумевает или проведение различных манипуляций с трубами, или же увеличение давления в трубах путем предварительного перекрытия ствола пакера шариком, сброшенным в трубы с поверхности.

Пакер типа ПВМ механический, воспринимающий перепад давления, направленный вверх, опускаемый на трубах (табл. 9.10). При посадке пакера необходимо вращать колонну труб.

Показатель

ПВМ-122-50

ПВМ-140-50

Наружный диаметр, мм

122

140

Максимальный перепад давлений, МПа

5

5

Диаметр проходного отверстия, мм

50

62

Присоединительная резьба, мм:

верхняя левая, по ГОСТ 631-75

73

89

нижняя, по ГОСТ 633-80

60

73

Габариты, мм:

диаметр

140

160

длина

870

920

Масса, кг:

пакера

27

37,4

полного комплекта

34

47,4

Максимальная температура рабочей

100

100

среды, °С

Т а б л и ц а 9.11

Техническая характеристика якоря

Показатель

2ЯГ-118-50

2ЯГ-136-50

2ЯГ-118-

50КЗ

2ЯГ-136-

50КЗ

Наружный диаметр,

118

136

118

136

мм, не более

Перепад давления,

50

50

50

50

МПа, не более

Диаметр проходного от

50

62

50

62

верстия, мм, не менее

Температура рабочей

150

150

150

150

среды, °С, не более

Длина, мм, не более

480

490

480

490

При эксплуатации на пакер действуют большие осевые нагрузки, достигающие десятков тонн. При таких нагрузках необходимо принимать специальные меры по предотвращению скольжения пакера относительно обсадной колонны. Для этих целей используют устройства, называемые якорями.

Якорь гидравлический (табл. 9.11) предназначен для удержания пакера на месте установки при проведении в скважинах ремонтных работ и операций по воздействию на пласт.

9.3. Текущий ремонт скважин

Работы, выполняемые при текущем ремонте скважин, можно подразделить на следующие группы (рис. 9.24):

подготовительные работы, включающие переезд бригады текущего ремонта, глушение скважины (в случае, если ремонт производится при открытом устье), размещение комплекса

Рис. 9.24. Последовательность выполнения работ при текущем ремонте скважин

оборудования на устье скважины и его монтаж, подготовку к работе, разборку устьевого оборудования;

непосредственно сами ремонтные работы, основной объем которых занимают спускоподъемные операции;

заключительные работы, включающие сборку оборудования устья, запуск скважины в работу и ее сдачу в эксплуатацию, очистку оборудования и инструмента от загрязнений при ремонте скважины, демонтаж оборудования, очистку территор ии рабочей зоны.

Работы выполняются бригадой в соответствии с планом на текущий ремонт скважины (табл. 9.12) [13].

Типовой табель технического оснащения бригады текущего ремонта скважин

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну

бригаду

Элеваторы трубные,

ЭТА, ЭЗН, ЭГ,

для труб диаметром:

ЭТАР

60 мм

Шт.

2

73 мм

2

89 мм

2

102 мм

2

Элеваторы трубные

ЭХЛ, ЭТАД

вспомогательные (двух-

штропные) для труб

диаметром:

60 мм

1

73 мм

1

89 мм

1

102 мм

2

Элеваторы штанговые

грузоподъемностью:

5 т

ЭШН-5

2

10 т

ЭШН-10

2

Ключи трубные для

КТГУ

работы с АПР-2ВБ для

труб условным диа-

метром:

60 мм

2

73 мм

2

89 мм

2

102 мм

2

Ключи трубные

КТГ, КГД, КТДУ

3 (каждого типоразмера)

Ключи трубные шар

КТНД

То же

нирные

Ключи трубные цепные

КЦН, КЦО

3

Ключи штанговые для

КШ или КШН

2 (каждого типораз

работы с АШК

мера)

Безопасный штанговый

КШК

1

ключ

Ключи для отвинчива

-

2

ния сработанных

штанговых муфт

Ключи для фонтанной

-

5

арматуры

Талевой блок

БТН-15, БТН-50, БТН-25

1

Трубный крюк

КН-50, КН-25

1

Штанговый крюк

КН-5, КН-10, КН-15

1

Штропы (грузоподъем

ШЭ, ШЭН, ШБЭУ

Пара

1

ностью 28, 32, 50, 80 т)

Автомат для свинчива

АПР-2ВБ, АПР-2ГП

Шт.

1

ния и развинчивания

НКТ

Автомат для свинчива

АШК-Т, МШТК,

1

ния и развинчивания

АШК-М

насосных штанг

Индикатор массы

ГИВ-2, ГИВ-6, ГИВ-1

1

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну бригаду

Патрубок подъемный для НКТ диаметром 60, 73, 89 мм

Шт.

1 (каждого типоразмера)

Патрубок монтажный для НКТ диаметром 60, 73, 89 мм

2 (каждого типоразмера)

Шаблоны для НКТ диаметром 60, 73, 89 мм

1 (каждого типоразмера)

Щетка для чистки резьбы

2

Лоток для выведения труб на мостки

1

Подставка для труб (козелок)

1

Строп для монтажа и демонтажа АПР-2

1

Строп канатный вспомогательный

Крючок вспомогательны й

3

Фланец-воронка для направления труб при спуске в скважину

1

Направляющая воронка для спуска насосных штанг

1

Вилка для подтаскивания НКТ

2

Вилка подкладная для каждого диаметра труб (НКТ диаметром 48, 60, 73, 89 мм)

1

Юбка для предотвращения разбрызгивания промывочной жидкости

1

Приспособление для рубки каната и штанг

1

Приспособление для откидывания головки балансира станка-качалки

1

Переводник с быстроразъемным соединением с НКТ

2

Хомут-элеватор для ЭЦН (на каждый размер УЭЦН)

2 (каждого типоразмера)

Плоскогубцы специальные для установки поясов, крепящих электрокабель к трубам

2

Специальный крючок для снятия поясов, крепящих электрокабель к трубам

2

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну бригаду

Специальный крючок

-

Шт.

1

для оттягивания элект

рокабеля

Ящик для укладывания

1

в него поясов

Подвесной ролик для

-

1

кабеля ЭЦН

Переводники трубные

3 (каждого типоразмера)

Переводники штанговые

-

То же

Штанга метровая

-

1

Штанга посадочная

-

1

Зажим для захвата

-

1

полированного штока

Ключ для открывания и

-

1

закрывания задвижек

Подставка (катушка

-

Ком

1

разрезная) для ЭПН

плект

Прокладки разные

-

м

5

Шланг для заливки

-

Шт.

11

воды в скважину

Клиновая подвеска к:

-

АПР (1,5” - 2,5”)

-

2

АПР 3”

-

2

КМУ (1,5” - 2,5”)

-

2

КМУ 3”

-

2

Штангодержатель раз-

-

1

резной

Набор полуштанг для

-

Ком-

1

подгонки, посадки насо-

плект

са

Столик инструменталь-

-

Шт.

2

ный

Штангоуловитель

1 (каждого типоразмера)

Агрегат подъемный с

-

1

комплектом оборудо

вания

Передвижные полы-

-

1

мостки (мостки для

НКТ)

Аварийная планшайба

-

1 (на каждый раз

(противовыбросовая

мер трубы)

арматура)

УГУ на все виды арма

-

1

туры

Разборная площадка

-

1

рабочая (приустьевая

площадка)

Емкость для долива

-

1

(объем выбирается в

зависимости от конк

ретных условий)

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну бригаду

Вспомогательный инструмент и

приспособления

Кувалда металлическая

-

Шт.

1

Кувалда омедненная

-

2

Молоток омедненный

-

1

Секач

-

1

Метр складной

-

1

Рулетка складная 20 м

-

1

Уровень

-

1

Тиски параллельные

-

1

Слесарный инстру

-

Комп

1

мент1

лект

Шприц-масленка

-

Шт.

1

Штангенциркуль

-

1

Сухари к ключам труб

-

1

ным

Плашки к автомату АПР

-

2 (каждого типораз

(КМУ) для труб услов

мера)

ным диаметром:

1,5”

-

3

2”

-

6

2,5”

-

6

Кольца уплотнитель

-

3 (каждого типораз

ные

мера)

Быстросъемные гайки

-

3

Ключи омедненные

-

1

рожковые

Головки (размер 28-

-

1

56 мм)

Монтировка

-

3

Сальники к устройст

-

10

вам СУСГ-2А

Автокабеленаматыва-

-

1

тель УНРКТ-2М

Поддон к кабеленама-

-

1

тывателю

Экранирующий колпак

-

2

(для предохранителя

фонтанной арматуры)

Лента ФУМ

-

1

Электрощит

-

1

Индикатор напряжения

-

1

Ареометр

АГ-3ПП

1

Манометр

-

1

Бытовое оборудование, материалы, инвентарь

Средства защиты и безопас-

ности

Бытовой передвижной

-

Шт.

1

вагончик (культбудка) с

оборудованием и су

шилкой

Инструментальная

-

1

будка

Щетка для очистки и

-

мойки рабочей площад

ки

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну бригаду

Мегомметр

-

Шт.

1

Помазок для смазывания резьбы труб

1

Пила поперечная

-

1

Топор

-

1

Гвоздодер

-

1

Лопата совковая

-

2

Лопата штыковая

-

2

Лом

-

3

Каска защитная с подшлемником

1 на каждого члена бригады

Пояс предохранительны й

2

Перчатки диэлектрические

-

Пар

2

Очки защитные

-

Шт.

4

Подставка диэлектрическая

2

Аптечка медицинская

-

1

Противогаз фильтрующий

1 на каждого члена бригады

Спецодежда дежурная

Комп

лект

2

Термосы для горячей пищи

Шт.

3

Бачок с фонтанчиком для питьевой воды

1

Кружка

-

1

Ведро

-

3

Умывальник

-

1

Электрическая плита

-

1

Электрообогреватель масляный взрывозащитный (1 кВт) для обогрева культбудки

4

Плафоны взрывобезопасные

ВЗГ

Комп

лект

3

Плакаты по технике безопасности

-

1

Таблички предупреждающие

Необходимое количество

Флажки красные предупреждающие

1

Противопожарный

инвентарь

1

Прожектор

ПЭС-35, ПЭС-45

Шт.

4

Аварийное освещение2 (аккумуляторные фонари)

Электрокабель для подключения культбудки, инструментальной будки, управления АПР и КМУ

2

м

120

Стойка для подвешивания электрокабеля

Шт.

7

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну бригаду

Стойки-подставки под кабель ЭЦН при спуске

-

Шт.

5-7

Приспособления для электрозаземления

3

Радиостанция3

-

1

Набор шпилек

М16, М18, М20, М24

По 12

Паронит

-

кг

2

Канат пеньковый

-

м

40

Смазка для НКТ

Заказываются и обеспечиваются через ЦТРС в

Солидол

соответствии с нормами расхода

1 В набор слесарного инструмента входят:

ключи гаечные 14x17, 17x19,

22x27, 27x32, 32x36, 42x55; ножовка по металлу; напильники разные; зубило; отвертки разные; плоскогубцы; молоток.

2    При отсутствии электросети и в аварийных ситуациях.

3    При отсутствии телефонной связи.

Т а б л и ц а 9.13

СОГЛАСОВАНО Старший геолог


УТВЕРЖДАЮ Старший инженер


ПЛАН-ЗАКАЗ НА ТЕКУЩИИ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ <

Месторождение ЦДНГ <    _

Нефтегазодобывающее предприятие

Категория опасности нефтегазопро-явления

Дата последнего ремонта

Диаметр эксплуатационной колонны    _

глубина _ м, толщина стенки

мм

м


Интервал перфорации Искусственный забой

м, дата замера


Пластовое давление Буферное давление Дебит жидкости Обводненность

_ МПа,

_ МПа,

м3/сут,


Динамический уровень _

т/(сут-МПа),


Коэффициент продуктивности дата расчета    _

Плотность пластовой воды дата замера дата замера дата замера

%, дата отбора пробы _ м, дата замера

кг/м3, дата отбора пробы

Причина ремонта _

ПЛАН РАБОТЫ

Каждая бригада текущего ремонта должна иметь в наличии минимальный перечень оборудования, инструментов, приспособлений, спецодежды, необходимый для безопасной и эффективной работы (табл. 9.13) [13]. Данный перечень не реже чем в 5 лет может пересматриваться для включения инструментов, оборудования и материалов новых типов. Перечень может быть адаптирован к конкретным специфическим условиям ремонта.

Типовой табель технического оснащения цеха текущего ремонта скважин (табл. 9.14) [13] включает минимально необходимое оборудование, инструменты и приспособления для обеспечения эффективной работы бригад текущего ремонта скважин.

Т а б л и ц а 9.14

Типовой табель технического оснащения цеха текущего ремонта скважин

Наименование

Шифр

Единица

изме

Количество на 10 бригад

рения

Овершот

ОЭ-2, ОЭ-60-146, ОЭ-73-168

Комп

лект

7-10

Комбинированный

ЛКШТ-168, ЛКШ-

7-10

штанговый ловитель

114

Комбинированный

ШК-47-19, ШК-57-

7-10

штанговый ловитель

22, ШК-69-36, по ТУ26-02-590-75

Колокол для ловли

КВ-2, КВ-2-5, КВ-3,

6-10

насосов

Шлипс

-

Шт.

10-20

Ерш

-

6-10

Паук

-

6-10

Шаблоны для эксплуа

-

Комп

6-10

тационной колонны

лект

Промывочный комплекс:

3

вертлюг

ВП-50, ВП-80

сальник промывоч-

4ВП-50, ВПГ-3

ны й

шланг для промыв

ки емкости, желоб-

ная система

Головка для обратной

ЦИСОН

Шт.

5-10

промывки

Превентор малогаба

ППР-180х21

5-10

ритный

Превентор плашечный

ПП-180х35, ПП-

5-10

180х35К2

Превентор универсаль

ПУ1-180х35К2

5-7

ны й

Дроссель регулируемый

ДР-80х35, ДР-80Гх35Г, ДР-80Гх35

4-6

Сварочный пост

Комп

лект

2

Элеваторы трубные для

ЭТА, ЭЗН, ЭГ,

труб диаметром:

ЭТАР

48 мм

Шт.

6-10

14 мм

6-10

Наименование

Шифр

Единица

измере

ния

Количество на 10 бригад

Ключи трубные для труб диаметром:

КТГУ, КТДУ, КСМ

48 мм

Шт.

6 10

14 мм

6-10

Ключи гидравлические

КГП

4

Оттяжной ролик

-

2

Сварочный пост

-

2

Манжеты для головки обратной промывки диаметром 2”, 2,5”,

3”, 4”

1 (каждого диаметра)

Барабан для тарталь-ного каната Элеваторы трубные вспомогательные (двух-штропные) для труб диаметром:

ЭХЛ, ЭТАД

2-5 на цех

48 мм

6-10

114 мм

6-10

Полированный шток

-

5

Электростанция1

ПЭС-15, ДЭЦ-10, Г-731, ДГА-2Э16, ДГА-5-24

2 на цех

Мундштук (перо) для промывки скважин

5-10

Шланг гофрированный диаметром 4”

2-4

Патрубок подъемный для НКТ диаметром 48, 11 4 мм

5-10 (каждого типоразмера)

Патрубок монтажный для НКТ диаметром 48, 11 4 мм

5-10 (каждого типоразмера)

Шаблоны для НКТ диаметром 48, 114 мм

-

5-10 (каждого типоразмера)

Обратный клапан Труболовки для труб диаметром 48, 60, 73, 89 мм для работы в колоннах диаметром 146, 168 мм:

5-10

внутренние

-

6-10

наружные

-

6-10

Передвижной сварочный агрегат типа АСД-300 на базе трактора ’’Беларусь” с комплектом для газорезки

3

1 В данном оборудовании и инструменте

бригада подземного ремонта

имеет периодическую потребность в зависимости от

производственной

обстановки, поэтому оно находится на базе или складе цеха и выдается бригадирам по необходимости.

При добыче нефти из скважин, призабойная зона которых сложена слабосцементированными породами, возможны вынос песка и образование песчаных пробок. Это приводит к нарушению режима ее эксплуатации, уменьшению или прекращению подачи нефти. Пробки могут образовываться в НКТ и эксплуатационной колонне. В некоторых случаях их мощность может достигать нескольких сотен метров.

Для удаления песчаных пробок применяют различные способы. Например, способ их удаления при помощи простой желонки, которую спускают в скважину на канате, и за 10-15 м до пробки лебедку растормаживают. В результате удара клапан открывается и некоторое количество песка входит в желонку. В процессе подъема ее клапан закрывается. Освобожденную на поверхности желонку вновь спускают в скважину.

Кроме простой желонки, используются поршневые желонки (рис. 9.25), принцип действия которых следующий. При спуске желонки поршень 6 занимает верхнее положение, а после достижения пробки под действием силы тяжести штока 4 опускается вниз. Крайние положения хода поршня 6 ограничивают пружины 1 и 3. При крайнем нижнем его положении жидкость проходит из нижней части желонки в верхнюю через отверстия в поршне. При подъеме поршня 6 все отверстия в нем закрываются общей крышкой 5, свободно насаженной на стержень 7. В этом случае сначала приподнимается шток 4, а корпус 2 остается на месте до тех пор, пока поршень не дойдет до верхнего положения. При его движении под ним создается вакуум и песок засасывается внутрь желонки.

Применяют также автоматические желонки, которые работают за счет резкого перепада давления в рабочей полости желонки.

Иногда песчаные пробки разбуривают при помощи беструб-ного гидробура, который спускают в скважину на стальном канате.

Гидробур (рис. 9.26, а) состоит из долота 6 ударного типа для разрушения пробки, желонки 5, плунжерного насоса 1 для циркуляции жидкости в зоне удаления пробки.

Принцип действия гидробура следующий. После упора инструмента на забой плунжер насоса 2 под действием собственного веса и силы инерции двигается вниз, вытесняя жидкость из корпуса 3 через отверстия клапана 4. При подъеме инструмента (рис. 9.26, б) плунжер перемещается вверх, в результате чего жидкость всасывается из корпуса желонки 8 через клапан 9. При этом в желонку через трубу 7 всасывается жидкость с частицами песка, которые после выхода из трубы 7

Рис. 9.25. Поршневая же- Рис. 9.26. Схема работы беструбного гидро-лонка    бур а

оседают на дне желонки. Для удаления песка из желонки на поверхности необходимо снять долото.

Способы очистки скважин от песчаных пробок желонками и гидробурами малоэффективны и применяются для неглубоких скважин при небольшой мощности пробок.

Более рационален способ очистки скважины от песчаных пробок промывкой их водой, нефтью или другой промывочной жидкостью.

В скважину до пробки спускают промывочные трубы. Че р ез эти трубы или в затрубное пространство прокачивают под давлением жидкость. Под действием гидромониторного эффекта струи пробка размывается и песок со струей жидкости поднимается по затрубному пространству (или по трубам) на поверхность. По мере вымывания пробки промывочные трубы спускают на полную длину трубы. После размыва пробки скважину промывают до относительно чистой жидкости, выходящей из скважины.

Способы промывки подразделяются на прямые, обратные и комбинированные в зависимости от направления ввода жидкости в скважину.

Выбор промывочной жидкости зависит от геологоэксплуатационной характеристики продуктивного пласта. Наиболее удобный промывочный агент - вода. Однако во многих случаях ее использование может осложнить освоение и эксплуатацию скважины. Иногда применяют нефть и реже промывочную жидкость (при промывках скважин с высоким пластовым давлением). При сильных поглощениях промывочной жидкости используют аэрированную жидкость.

При проведении промывки устье скважины обвязывают специальной арматурой. Для промывки скважин применяют буровые насосы или передвижные насосные агрегаты УК-100x200 и АзИНМАШ-32М.

Приведем гидравлический расчет промывки песчаных пробок, который состоит в определении продолжительности промывки, потерь напора, давления на выкиде промывочного насоса, затрачиваемой мощности.

При промывке скорость    выходящего    потока жидкости    должна быть больше скорости    свободного    падения наиболее    круп

ных частиц песка в этой жидкости.

Скорость подъема размытого песка

»п = Vв - w,

где vв - скорость восходящего потока жидкости; w - скорость падения наиболее крупных частиц в жидкости:

Диаметр частиц песка, мм..................................0,3    0,25    0,2    0,1    0,01

Скорость падения частиц песка,    см/с 3,12    2,53    1,95    0,65    0,007

Время, необходимое для подъема размытой песчаной пробки с глубины Н,

t = H/vn.

Допускаемые глубины промывки определяются в зависимости от давления на выкиде промывочного насоса, которое должно быть достаточным для преодоления всех гидравлических сопротивлений.

Общее гидравлическое сопротивление как при прямой, так и при обратной промывке

Кбщ = h1 + h2 + h3 + h4,

где hj - сопротивление при движении нисходящего потока жидкости; h2 - сопротивление при движении восходящего потока жидкости; h3 - потеря напора для уравновешивания разности удельных весов жидкости в трубах и затрубном пространстве; h4 - потери напора в вертлюге и шланге.

Прямая промывка водой. Гидравлическое сопротивление при движении жидкости внутри НКТ

h=x

dв 2g

где X - коэффициент гидравлического сопротивления:

Номинальный диаметр    НКТ, мм 48    60    73    89    102    114

X......................................................................................0,04 0,037    0,035    0,034    0,033    0,032

Н - глубина скважины; dв - внутренний диаметр НКТ, м; vн -скорость исходящего потока жидкости, м/с; g - ускорение свободного падения, м/с2.

Гидравлическое сопротивление при движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве скважины

н


h2 = фХ-

D - dH 2g

где ф - коэффициент, учитывающий повышение гидравлического сопротивления от содержания песка в жидкости, равный 1,1-1,2; X - коэффициент гидравлического сопротивления при движении воды в кольцевом пространстве (определяется по диаметру труб, эквивалентному разности диаметров D и ds); D - внутренний диаметр обсадной колонны, м; d^ - наружный диаметр НКТ, м; »в - скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве.

Добавочный напор из-за разности статических напоров в НКТ и затрубном пространстве (ввиду наличия песка)

^ = (1 m)l f

где m - объем пустот между частицами песка в жидкости, рав-

P &    )

ж! 1_wI_1

ный 0,3-0,45; F - площадь сечения обсадной колонны, м2; l -высота промывочной пробки по длине одной трубы, м; f -площадь сечения кольцевого пространства при прямой промывке и сечения НКТ при обратной, м2; рп - плотность кварцевого песка, равная 2,65-2,7 т/м3; р - плотность промывочной жидкости; v„ - скорость восходящего потока, м/с.

Потери напора в шланге и вертлюге h4 (с патрубком 60 мм) при промывке водой следующие:

Расход воды, л/с.    345    67    89    10

h4, МПа....................0,04    0,08    0,15    0,17    0,22    0,25 0,36 0,5

Гидравлическое сопротивление в нагнетательной линии от насоса до шланга определяется аналогично сопротивлению в НКТ (при коротких линиях этим значением пренебрегаем).

Давление на выкиде насоса зависит от суммы гидравлических сопротивлений

рн = ho64/10g = (h + h2 + h3 + h4)/ 10g, МПа.

Давление на забой скважины

рзаб = (Н + h2 + h3^/10g, МПа.

Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки:

N _ ^бщОрж 75Па ’

где Q - производительность насоса, л/с; рж - плотность жидкости, т/м3; па - общий механический КПД промывочного агрегата.

Максимальная мощность промывочного агрегата К = N-100/Nmax, %.

Обратная промывка водой. Гидравлическое сопротивление при движении жидкости в затрубном пространстве

h_ р- H v н

D - d-н 2g

Гидравлическое сопротивление при движении смеси жидкости с песком внутри насосно-компрессорных труб

и н ув h2 _ фрНТ2--

dв 2g

Гидравлическое сопротивление в шланге и вертлюге при обратной промывке обычно отсутствует.

Гидравлическое сопротивление в нагнетательной линии будет таким же, как и при прямой промывке. Дальнейшие расчеты давления на выкиде насоса и на забой скважины, необходимой мощности, процента использования максимальной мощности, скорости и продолжительности подъема размытого песка ведутся аналогично расчетам для прямой промывки.

Гидравлический расчет промывки песчаных пробок нефтью аналогичен расчету промывки пробок водой, но вследствие более высокой вязкости нефти улучшаются показатели промывки - требуется меньше времени и обеспечивается большее использование мощности промывочного агрегата.

9.4. Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин проводится в соответствии с планом-заказом (табл. 9.15) и в указанной последовательности (рис. 9.27) [13]). В табл. 9.16 и 9.17 приведены типовые табели технического оснащения бригады и цеха капитального ремонта скважин [13].

Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.

Обследование скважины - это работы по определению глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования и др.

Исследование скважин - комплекс работ по: установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину; определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне; отбору глубинных проб нефти; измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней; контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.

Обследование скважины с помощью печатей (плоских, конусных и универсальных) начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны, оставшейся в скважине НКТ, насосов, штанг и других предметов.

Печать представляет собой металлический корпус, покрытый свинцовой оболочкой толщиной 8-10 мм, меньше диаметра колонны на 10-12 мм. Вместо свинцовой оболочки иногда используют сплав АС, состоящий из 98 % алюминия и 2 % сурьмы - для универсальной печати.

Рис. 9.27. Последовательность выполнения работ при капитальном ремонте

скважин


СОГЛАСОВАНО ГЛАВНЫЙ ГЕОЛОГ

УТВЕРЖДАЮ ГЛАВНЫЙ ИНЖЕНЕР

ПЛАН-ЗАКАЗ НА ПРОИЗВОДСТВО КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИНЫ <________

Месторождение _ площадь, залежь _

ЦДНГ, ЦППД _ ЦПНС и КРС _

ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПО СКВАЖИНЕ

Категория скважины _Способ эксплуатации _

Дебит жидкости (приемистость) _ т/сут (м3/сут)

Обводненность жидкости _ % Плотность воды_ г/см3

Наличие сероводорода _ Пластовое давление _ МПа,

определено "    "_ г. Искусственный забой _ м

Текущий забой _м. Состояние забоя_

Глубина нарушения эксплуатационной колонны _

Направление

Диаметр мм, длина м Закреплено цементом в интервалах

Кондуктор

Диаметр м Закреплен цементом в интервалах м

Эксплуатационная

колонна

Диаметр мм, длина м Закреплена цементом в интервалах м

Техническая

колонна

Диаметр мм, длина м Закреплена цементом в интервалах м

Дополнительная эксплуатационная колонна или летучка

Диаметр мм, материал

Спущена в интервал мм

Закреплена в интервалах м

Диаметр ствола скважины (долота): под кондуктор _ мм

под эксплуатационную колонну _мм

ДАННЫЕ О ПЕРФОРАЦИИ

Интервалы перфорации, м

Тип перфоратора

Плотность перфорации, отв/м

Горизонт,

ярус,

подъярус

Пласт

верх

низ

П р о до л ж е н и е т а б л . 9.15 Ранее проведенные работы по КРС (цель, дата проведения, что сделано):

Ранее проведенные промысловые и геофизические исследования на скважине (вид исследования, дата проведения, результаты исследований):

ЦЕЛЬ РЕМОНТА

По окончании ремонта установить на глубине _ м

оборудование    на

___ мм

Старший инженер ЦДНГ, ЦППД Старший геолог ЦдНг, ЦППД

Т а б л и ц а 9.16

Типовой табель технического оснащения бригады капитального ремонта скважин

Технологический инструмент и приспособления

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на одну бригаду

Элеваторы для бурильных

ЭЗН, ЭТАД

труб диаметром:

73 мм

Шт.

2

114 мм

Элеваторы трубные для труб диаметром:

ЭТА, ЭТ, ЭТАР, ЭЗН (50

2

60 мм

и 80 т)

2

73 мм

2

89 мм

Элеваторы трубные вспомо

ЭХЛ, ЭТАД

2

гательные (двухштропные) для труб диаметром:

60 мм

1

73 мм

1

89 мм

1

Элеваторы штанговые грузо

ЭШН-10

2

подъемностью 10 т Ключи трубные для работы с АПР-2 или КМУ для труб условным диаметром:

60 мм

2

73 мм

-

2

89 мм

2

Технологический инструмент и приспособления

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на одну бригаду

Ключи стопорные для работы с АПР-2ВБ или КМУ для труб условным диаметром:

60 мм

КСМ

2

73 мм

2

89 мм

2

Ключи трубные

КГД, КТДУ, КТГ

2

Ключи трубные шарнирные

КТНД

3

Ключи трубные цепные

КЦН, КЦО

3

Ключи штанговые для работы с

КШ или КШН

2 (каждого

АШК

Безопасный штанговый ключ

КШК

типоразмера)

1

Ключи для фонтанной армату

КШК

5

ры

Штропы

ШЭ, ШБЭУ,

Пара

1

Плашки к автомату АПР

ШЭН, 50 и 80 т

Шт.

3

(КМУ) для труб условным диаметром 1,5”

3

2”

-

6

2,5”

-

6

Клиновая подвеска к: АПР 1,5” - 2,5”

-

2

АПР 3”

-

2

КМУ (1,5”-2,5”)

-

2

Гидроротор

-

1

Строп канатный вспомогатель

-

1

ны й

Крючок вспомогательный

-

3

Фланец-воронка для направ

-

1

ления труб при спуске их в скважину

Направляющая воронка для

1

спуска насосных штанг Вилка для подтаскивания НКТ

-

1 (каждого

диаметром 60, 73, 89 мм Юбка для предотвращения раз

-

типоразмера)

1

брызгивания промывочной жидкости

Приспособление для быстро

1

разъемного соединения бурового рукава со стояком Мундштук (перо) для промыв

1

ки скважин

Приспособление для откиды

-

1

вания головки балансира станка-качалки

Крючок для подвески и наде

1

вания штропов на однорогий крючок

Зажим для захвата полиро

1

ванного штока

Еди

Технологический инструмент и

Шифр

ница

Количество на

приспособления

изме

рения

одну бригаду

Шланг для заливки воды в

Шт.

1

скважину

Переводник с быстроразъем

-

2 (каждого

ным соединением НКТ

типоразмера)

Хомуты для крепления непод

-

5

вижного конца талевого каната

Хомут-элеватор для ЭПН (на

-

2 (каждого

каждый размер УЭЦН)

типоразмера)

Сухари для трубных ключей:

-

КТГУ

-

20

КТДУ

-

2

КСМ

-

2

Помазок для смазывания резь

1

бы труб

Штанга метровая

ВП-50, ВП-80

1

Штанга посадочная

4ВП-50, ВПГ-3

1

Промывочный комплекс:

Комп

лекс

1

вертлюг

сальник промывочный

шланг для промывки

емкости, желобная система

УГУ

Трубы насосно-компрессорные

-

1

диаметром 73, 89 мм

Универсальное герметизирую

КН

1

щее устройство

Обратный клапан

-

Шт.

1

Крюк штанговый

-

1

Цепь для привода ротора

-

1

Клапан для опрессовки НКТ

-

1

Цепи запасные к ключам КЦН,

-

3

КЦО

Автокабеленаматыватель

УНРКТ-2Н

1

Агрегат подъемный с комплек

УПТ-1-50, А/50,

1

том оборудования

“Бакинец-3М”

Автомат для свинчивания и

АПР-2ВБ, АПР-

1

развинчивания насосно-комп-

ГП, КМУ-50,

рессорных и бурильных труб

КМУ-ГП-50

Патрубок подъемный для НКТ

АШК-Т, МШТК,

2 (каждого

диаметром 60, 73, 89 мм

АШК-М

типоразмера)

Автомат (АШК) для свинчива

-

1

ния и развинчивания штанг

Индикаторы массы

-

1

Шаблоны для НКТ диаметром

-

2 (каждого

60, 73, 89 мм

типоразмера)

Щетка для очистки резьбы

-

2

Лоток для выведения труб на

-

1

мостки

Тележка для выведения труб на

-

1

мостки

Подставка для труб (козелок)

-

1

Строп для монтажа и демонта

-

1

жа АПР-2 или КМУ

П р о д о л

ж е н и е т а б л.

9. 1 6

Еди

Технологический инструмент и

Шифр

ница

Количество на

приспособления

изме

рения

одну бригаду

Ролик подвесной для УЭЦН

-

Шт.

1

Экранирующие колпаки (для предохранения фонтанной арматуры)

2 (при необходимости)

Емкости для долива

В зависимости от конкретных условий

Переводники трубные

3 (каждого типоразмера)

Вилки подкладные для гладких и высаженных труб диаметром 60, 73, 89 мм

АПР-2-14. 000 сб., АПР-2-14.000-01.03.04.089сб

1

Вспомогательный

инструмент и приспособления

Кувалда металлическая

-

Шт.

1

Кувалда омедненная

-

2

Ключи гаечные омедненные

Комп

лект

1

Молоток омедненный

-

Шт.

2

Монтировка

-

3

Секач

-

1

Метр складной

-

1

Рулетка складная 20 м

-

1

Уровень

-

1

Слесарный инструмент1

Комп

лект

1

Тиски параллельные

-

Шт.

1

Машинка для ремонта цепей

-

1

Манометр

-

1

Ареометр

-

1

Секундомер

-

1

Электрощит

-

1

Индикатор напряжения

-

1

Мегомметр

-

1

Щипцы специальные для установки поясов, крепящих электрокабель к трубам

1

Подставка для кабеля ЭЦН

-

5-7

Поддон к кабеленаматывателю

-

1

Бытовое оборудование, инвентарь, материалы, средства индивидуальной защиты и безопасности

Бытовой передвижной вагончик (культбудка) с оборудованием и сушилкой

-

Шт.

1

Инструментальная будка

-

1

Щетка для очистки и мойки рабочей площадки

2

П р о д о л

ж е н и е т а б л.

9. 1 6

Еди-

Технологический инструмент и

Шифр

ница

Количество на

приспособления

изме

рения

одну бригаду

Пила поперечная

-

Шт.

1

Топор

-

2

Гвоздодер

-

1

Лопата совковая

-

2

Лопата штыковая

-

2

Лом

-

3

Каска защитная с подшлем

-

1 (на каждого

ником

члена бригады)

Пояс предохранительный

-

2

Перчатки диэлектрические

-

2

Подставка диэлектрическая

-

2

Очки защитные

-

4

Аптечка медицинская

-

1

Спецодежда дежурная

Комп

лект

2

Противогаз фильтрующий

1 (на каждого члена бригады)

Термосы для горячей пищи

-

Шт.

3

Бачок с фонтанчиком для пить

-

1

евой воды

Кружка

-

5

Ведро

-

3

Умывальник

-

1

Электроплита

-

1

Электрообогреватель масляный

-

1

взрывозащитный (мощностью

1 кВт) для обогрева культбудки

Плафоны взрывобезопасные

ВЗГ

3

Плакаты по технике безопас

-

Комп

1

ности

лект

Таблички предупреждающие

Необходимое

количество

Флажки красные предупреж

-

1

дающие

Противопожарный инвентарь

-

1

Прожектор

ПЭС-35, ПЭС-45

Шт.

4

Аварийное освещение (акку

-

2

муляторные фонари)

Электрокабель для подключе

-

м

120

ния культбудки, инструмен

тальной будки, управления

АПР или КМУ

Стойка для подвешивания

-

Шт.

5

электрокабеля

Приспособление для электро

-

3

заземления

Электростанция передвижная2

ПЭС-15, ДЭУ-10, Г-731, ДГА-2Э16-А, ДГА-5-24

1

Технологический инструмент и приспособления

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на одну бригаду

Радиостанция3

Шт.

1

Смазка для НКТ: солидол паронит

Заказывается и обеспечивается через ЦТРС в соответствии с нормами расхода

Прокладки разные

-

5

Канат пеньковый

-

м

20

Столик инструментальный

-

Шт.

1

1В набор слесарного инструмента входят: ключи гаечные 14x17, 17x19,

22x27, 27x32, 32x36, 42x55; ножовка по металлу; напильники разные; зубило, отвертки разные; плоскогубцы; молоток.

2При отсутствии электросети и в аварийных ситуациях. 3При отсутствии телефонной связи.

Т а б л и ц а 9.17

Типовой табель технического оснащения цеха капитального ремонта скважин

Наименование

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на 10 бригад

Блок талевый

БТ-4-50, БТНЗ-

Шт.

10

Крюк трубный

25

КП-50, КП-25

10

Вертлюг

ВЭ-50, ВЭ-80

5-10

Ведущая труба

3" или 4"

4-6

Универсальные машинные

УМК

2-4

ключи

Приспособление для регули

-

2-4

рования высоты подвески машинных ключей Вилка для захвата вкладышей

10

ротора

Приспособление со сменными

-

6-10

концами для подтаскивания бурильных труб к устью Стояк облегченный с быстро

5-10

разъемным соединением Желоб для укладки ведущей

-

4-6

трубы

Переводники с НКТ на бури

-

1 00-200

льные трубы и бурильных на НКТ

Печать универсальная для

ПУ2-102, ПУ2-

5-20 (каждого

использования в колонне

146, ПУ2-168

типоразмера)

Наименование

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на 10 бригад

Превентор малогабаритный

ППР-180х21

Шт.

5-10

Превентор плашечный

ПП-180х35, ПП-180 х35К2

5-10

Превентор универсальный

ПУ1-180х35К2

5-7

Элеваторы трубные для труб диаметром 48, 114 мм

ЭГА, ЭТ, ЭТАР, ЭЗН (50 и 80 т)

6-10 (каждого типоразмера)

Элеваторы для бурильных труб диаметром 60, 114 мм

ЭБ

6-10 (каждого типоразмера)

Элеваторы трубные вспомогательные двухштропные для труб диаметром 48, 114 мм

ЭХЛ, ЭТАД

6-10 (каждого типоразмера)

Ключи трубные для работы с АПР-2ВБ или КМУ для труб (условным диаметром 48 мм)

КТГУ

6-1 0

Ключи стопорные для работы с АПР-2ВБ или КМУ для труб условным диаметром 48 мм

КСМ

6-1 0

Ключи трубные для труб условным диаметром 48 мм

КТДУ

6-10

Ключи трубные цепные

КЦН2

2-4

Ключи гидравлические

КГП

6-10

Шланг промывочный (буровой рукав)

Шланг гофрированный

-

2-4

-

2-4

Патрубок подъемный для НКТ диаметром 48, 114 мм

5-10 (каждого типоразмера)

Патрубок монтажный для НКТ диаметром 48, 114 мм

5-10 (каждого типоразмера)

Шаблоны для НКТ диаметром 48, 114 мм

5-10 (каждого типоразмера)

Головка для обратной промыв-

ЦИСОН

5-10

Пакер цементировочный

ПШУ-6,6/8",

ПШ-5-500

8-10

Самоуплотняющийся гидравлический пакер для определения места дефекта экспл. колонны

ППТК-146-500,

ППГМ

10

Пакер для гидроразрыва пласта

-

3

Пакер для изоляционных работ

-

3

Пакер неизвлекаемый

-

3

Переводники штанговые

-

50-100

Переводники трубные

-

100-200

Пакер для перекрытия дефекта в эксплуатационной колонне

3

Пакер для определения герметичности колонны при открытом стволе

3

Головка цементировочная

-

5-10

Вырезающее устройство

УВУ-146, УВУ-168

2

Еди

Наименование

Шифр

ница

Количество на

изме

рения

10 бригад

Устройство для герметизации

-

Шт.

3

устья скважины (ВНИИБТ)

Дроссель регулируемый

ДР-80х35, ДР-80Гх3Г, ДР-80Гх35

4-6

Манифольд

МПБ2-80х35,

МПБ2-80х35К2

5-7

Двигатель забойный винтовой

Д-85, Д1-54

4-6

Магнит для очистки забоя

-

5-10

скважины от металла

Манжет для головки обратной промывки диаметром 2", 2,5" 3", 4”

-

1 (каждого

типоразмера)

Ролик оттяжной грузо

-

подъемностью 8 т

Замки к бурильным трубам:

правые

ЗН-95, ЗН-108

2-5 на цех

левые

ЗН-95, ЗН-108

100 на цех

Желонка

-

Труболовка наружная1

ТНЗ-114, ТНЗ-146, ТНЗ-168

4-6 (каждого типоразмера)

Труболовка наружная освобож

ТНО-116-73,

6-10 (каждого

дающаяся механического дей

ТНО-136-89

типоразмера)

ствия

Труболовка внутренняя для

ТВ48-80, ТВ60-

6-10 (каждого

ловли НКТ неосвобождающая-

80, ТВ73-92,

типоразмера)

ся (правая, левая)1

ТВ89-100, ТВ14-

130

Труболовка внутренняя осво

ТВМ-60-1, ТВМ-

6-10 (каждого

бождающаяся торцевая меха

73-1, ТВМ-89-1,

типоразмера)

нического действия для ловли

ТВМ-114-1,

НКТ (правая, левая)

ТВМ-114-2,

ТВМ-50-2-108,

ТВМ-73-1-2,

ТВМ-73-2-108,

ТВМ-73-2-118,

ТВМ-73-2-138,

ТВМ-89-2-134

Т руболовка освобождающаяся

ТВГ73-2-138,

6-10 (каждого

гидравлического действия

ТВГ73-2-115,

ТВГ89-2-115,

ТВГ89-2-134,

ТВГ114-1-132

типоразмера)

Колокол для ловли НКТ и

К58-40, К70-58,

6-10 (каждого

бурильных труб диаметром 48,

К70-52, К85-64

типоразмера)

114 мм (правая, левая)

КС85-68, КС100-

4-6 (каждого

79, КС 115-94, К100-78

типоразмера)

Гидродомкрат

1ГД-100, 2ГД-200, 3ГД-300

1 (каждого типа) 2-4

Ротор

Р-36

2 на цех

Ротор

Р-560

2-4

Установка роторная

УРК-50

Секция

15-30

Наименование

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на 10 бригад

Забойный винтовой двигатель

Д-85, Д-54

-

-

Метчики эксплуатационные

МЭС 12 типо

Шт.

4-6 (каждого

специальные для ловли НКТ (правые, левые)

размеров

типоразмера)

Метчики ловильные для бури

МБУ-32-93,

4-6 (каждого

льных труб

МБУ-58-94,

МСЗ-62,

типоразмера)

МСЗ-72, МСЗ-88

5

Метчик калибровочный освобожденный

МКО-4

Метчики универсальные для ловли НКТ (правые, левые)

МЭУ36-60, 4680, 69-100, 85-127

6-18

Колокол для ловли НКТ и бурильных труб диаметром 48, 114 мм (правые, левые)

К58-40, К70-58

6-1 6

Ловители комбинированные для колонных штанг всех размеров (за тело и муфту) “Счастливый крючок”

ЛКШ-114

5-16

Шлипс

-

16-12

Фрезер магнитный

ФМ88, ФМ103, ФМ118, ФМ135

Фрезеры скважинные типа ФЗ для труб (правые, левые)

ФЗ 12 типоразмеров от 85 до 190

40

Фрезеры режуще-истирающие торцевые с центрирующим элементом (правые, левые)

ФП 10 типоразмеров

4-10

Паук

6-10 (каждого типоразмера)

Ерш

-

6-10

Удочка однорогая с промывкой

УОП-1-146,

УОП-1-168

4-8

Удочка однорогая шарнирная

УОШ1-1,

УОШ1-146

4-8

Канаторезка

КР19-146

7-12

Вилка двурогая

ВД-1

4-9

Шаблоны для обсадных труб

-

18-25

Фрезеры-райберы для прорезания окна в колонне диаметром 140-273 мм

ФРЛ

4-1 0

Фрезеры колонные конусные Долота:

ФКК

3-15

пикообразные

-

15-20

эксцентричные

-

10-15

трехшарошечные

-

20-30

РХ

-

15-20

Приспособление для отвинчивания и навинчивания долот

6-10

Устройство для установки пластырей в обсадной колонне Трубы бурильные стальные2:

ДОРН

Комп

лект

3-4

правые

73x9, 93x9

3

левые

73x9, 93x9

3

Наименование

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на 10 бригад

Трубы бурильные легкосплавные2:

правые

левые

Насосы

Глиномешалки

Отклонители для зарезки второго ствола скважины в колонне

Сварочный пост Передвижной сварочный агрегат с комплектом для газорезки

Типоразмеры применяемых конкретных условий.

2В указанных пределах ко личных типоразмеров выбирает

73х9, 93х9

73х9, 93х9 12ГР, 15ГР, 9МГР МГ-24 ОТЗ115-1, ЩТЗ-134-1, ОТЗ-185

труболовок выби

личество комплект ся в зависимости

Комп

лект

Шт.

Комп

лект

раются в

ов бури от конкр

2

2

2 на цех

2-3

2-3

2

3

зависимости от

льных труб раз-гтных условий.

Печать спускают на трубах, НКТ или бурильных трубах и по отпечатку на печати судят о состоянии верхнего конца аварийного оборудования, а также о состоянии стенки эксплуатационной колонны на участке нарушений, смятий, трещин и т.п.

Однако наличие дефектов в резьбе, продольных трещин в колонне печатью обнаружить невозможно. Для этого необходимо провести опрессовку колонны, которая проводится после установки пакера.

К числу работ капитального ремонта относятся работы по созданию каналов связи ствола скважины с пластом. Для этого применяют перфорацию (кумулятивную, пулевую, торпедную) обсадных колонн, а также гидропескоструйную.

Кумулятивный перфоратор. Кумулятивный заряд представляет собой шашку взрывчатого вещества, имеющую выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Газы, образующиеся при взрыве такого заряда, движутся от поверхности выемки и встречаются на оси заряда, образуя мощную струю. Встречая на своем пути какую-либо преграду, эта струя выбивает в ней лунку глубиной, приблизительно равной диаметру заряда (рис. 9.28, а). Если выемку в кумулятивном заряде облицевать тонким слоем металла и поместить заряд на некотором расстоянии от преграды, то пробивное действие кумулятивного заряда резко усилится (рис. 9.28, •).

Рис. 9.28. Действие кумулятивного заряда:

а - без облицовки; - с металлической облицовкой

Образующаяся при взрыве кумулятивного заряда металлическая струя движется по оси заряда с большой скоростью, достигающей 8000 м/с. При встрече с преградой она создает давление до 30 000 МН/м2, чем и достигается ее большая пробивная сила.

Кумулятивные перфораторы применяются корпусные и бес-корпусные. Корпусные перфораторы имеют герметически закрытый корпус, в котором помещаются группы зарядов. Такие перфораторы, так же как пулевые и снарядные, могут быть использованы многократно. В бескорпусных перфораторах каждый заряд закупоривается отдельно в индивидуальную герметическую оболочку, разрушающуюся при взрыве.

В кумулятивных перфораторах обеих конструкций заряды взрываются при помощи детонирующего шнура, а шнур в свою очередь взрывается от электродетонатора, присоединенного к кабелю, на котором перфоратор опускают в скважину.

Кумулятивный перфоратор собирается в гирлянду общей длиной до 10 м с числом зарядов до ста и более.

Пулевой перфоратор бывает селективный (выстрелы пулей проводятся поочередно) и залповый (одновременные выстрелы из группы стволов) (рис. 9.29). Применяют пули диаметром 11-12,7 мм. Диаметр перфоратора 65, 80, 98 мм.

Торпедный перфоратор отличается от пулевого тем, что заряжается не пулями, а снарядами замедленного действия. Снаряд торпедного перфоратора, пробив колонну и цементное кольцо, проникает на некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, в результате чего в призабойной зоне скважины создаются каверны и трещины. На промыслах применяются торпедные перфораторы Колодяжного ТПК-22 и ТПК-32 (с диаметром снарядов 22 и 32 мм).

При выборе способа перфорации руководствуются следующими положениями. Пули и снаряды, пробивая обсадную колонну, сильно деформируют ее и вызывают образование трещин в колонне и цементном камне.

Кумулятивная перфорация    характеризуется

большой пробивной способностью в    твердых и


плотных преградах и не вызывает повреждений обсадных колонн и цементного кольца. Поэтому кумулятивную перфорацию целесообразно применять при твердых породах, снарядную - при относительно плотных и малопроницаемых породах, а пулевую перфорацию при неплотных породах и слабосцементированных песчаниках.

Торпедирование - взрывание зарядов взрывчатого вещества в скважинах для очистки призабойной зоны от посторонних предметов и улучшения притока нефти или газа на забое скважины.

Дефекты в эксплуатационной колонне обычно ликвидируют путем спуска дополнительной колонны в случае:

невозможности ликвидации дефекта путем цементирования;

наличия нескольких дефектов на разных глубинах;

возможности спуска дополнительной обсадной колонны ниже места слома основной эксплуатационной колонны.

Дополнительные колонны спускают внутрь основной обсадной колонны с установок ее башмака ниже дефекта (выше эксплуатационного объекта или на забое). Иногда спускаемая колонна является промежуточной, т.е. перекрывает только интервал ствола с дефектом. Дополнительная колонна спускается в скважину с пакером или с последующим ее цементированием.

Если по техническим причинам не удается восстановить ствол скважины до забоя, то проводят операции по зарезке и бурению второго ствола, которые заключаются в следующем: обследование состояния скважины; цементирование колонны и устанавление отклонителя на нужной глубине;

вскрывание окна в обсадной колонне; забуривание второго ствола (до нужной глубины);

проведение комплекса электрометрических работ;

спускание колонны с последующим цементированием и опрессовкой;

перфорирование колонны в зоне продуктивного горизонта.

Отклонитель - инструмент в виде плоского или желобообразного клина, спускаемый в скважину на бурильных трубах или кабеле. Предназначен для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии окна в колонне и бурового инструмента при бурении второго ствола.

Райбер-фрезер скоростного резания типа РПМ предназначен для вскрытия окна в колоннах диаметром 146-273 мм. Вскрытие окна производят роторным способом последовательно набором трех райберов. После вскрытия окна бурение второго ствола проводят обычным порядком.

Все скважины, пробуренные для разведки и разработки месторождений нефти и газа, при ликвидации и списании затрат делятся на шесть категорий:

1. Поисковые и разведочные скважины (а также опорные и параметрические), выполнившие свое назначение и оказавшиеся сухими или водяными, не доведенными до проектной отметки, а также скважины с притоком нефти или газа промышленного значения.

2. Эксплуатационные скважины, оказавшиеся сухими или водяными, а также оценочные, выполнившие свое назначение.

3. Скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам вследствие некачественной проводки, аварии в процессе бурения, испытания и эксплуатации, а также скважины, пробуренные для глушения открытых фонтанов.

4.    Скважины основных фондов предприятия, после обводнения сверх предела по проекту разработки, снижения дебитов нефти и газа до предела рентабельности, при прекращении приемистости нагнетательных скважин.

5. Скважины в запретных зонах (полигоны, промышленные предприятия, населенные пункты), скважины, ликвидируемые после стихийных бедствий (землетрясения, оползни и т.д.) или вследствие причин геологического характера.

6.    Законсервированные скважины в ожидании организации промысла (свыше 10 лет); скважины, использование которых невозможно из-за несоответствия условиям эксплуатации -конструкции, диаметра и коррозиестойкости обсадной колонны и ее цементирования.

На каждую скважину, подлежащую ликвидации, должен быть составлен план проведения работ по оборудованию устья и ствола скважины, согласованный с территориальным округом

Госгортехнадзора, а также военизированной частью (отрядом) по предупреждению и ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и утвержденный руководством объединения.

В ликвидируемых скважинах в определенном порядке должны быть установлены цементные мосты и надлежащим образом оборудовано устье скважины. Основой ликвидации является заполнение ствола скважины землей или жидкостью плотностью, позволяющей создать на забое давление на 15 % более пластового (при отсутствии поглощения). Места расположения цементных мостов высотой 50-100 м определяются в зависимости от причин ликвидации скважины и отражаются в соответствующих инструкциях.

При ликвидации скважин, в которых вскрыты нефтегазоводопроявляющие пласты не разрешается демонтировать колонные головки.

При этом заглушки должны быть рассчитаны на давление опрессовки колонны.

После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба организации-исполнителя обязана составить справку, в которой должны быть отражены фактическое положение цементных мостов и результаты их испытаний, параметры жидкости в стволе, оборудование устья скважины, наличие и состав незамерзающей жидкости в приустьевой части ствола скважины (где это необходимо).

Ремонтно-изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации. Причиной прорыва посторонних вод являются: некачественное цементирование обсадной колонны в процессе бурения;

разрушение цементного кольца в затрубном пространстве или цементного стакана на забое скважины;

наличие в теле колонны слома, трещин, раковин; наличие соседней обводненной скважины.

При капитальном ремонте исправляют повреждения обсадных колонн и изолируют пути движения в скважину верхних, нижних, подошвенных и пластовых вод.

Изоляцию верхней воды, поступающей через нарушение обсадной колонны, проводят:

заливкой цементным раствором на водной основе через нарушение в колонне под давлением с последующим разбурива-нием цементного кольца;

заливкой цементным раствором с последующим вымыванием его излишков;

спуском дополнительной колонны и ее цементированием; спуском специальных пакеров.

Изоляцию верхней воды, поступающей через отверстия фильтра, осуществляют:

заливкой цементным раствором через отверстие фильтра с последующим разбуриванием цементного кольца или вымыванием излишков цементного раствора;

заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымыванием излишков раствора.

Для изоляции верхних вод через нарушение в колонне закачивают под давлением цементный раствор. Предварительно отверстия фильтра затрамбовывают песком, и, если необходимо, создают цементный стакан под насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.

После затвердения раствора колонну испытывают на герметичность опрессовкой, а затем разбуривают цементный стакан и песчаную пробку с промывкой скважины до забоя.

При наличии в колонне нескольких дефектов ремонт их проводят в таком же порядке, начиная сверху.

Верхнюю воду, поступающую через отверстия фильтра, изолируют закачкой нефтецементного раствора. Изоляцию нижних вод проводят созданием нового цементного стакана разбуриванием до прежнего забоя и последующей промывкой. Процесс цементирования осуществляют способом “сифона” с помощью желонки (в неглубоких скважинах) или заливочного агрегата (в глубоких скважинах). При этом раствор подается небольшими порциями без давления.

Технология проведения изоляции подошвенных вод аналогична технологии при изоляции нижних вод. Цементирование проводят нефтенасыщенным раствором, а раствор нагнетается под давлением. Иногда перед этим предварительно производят гидравлический разрыв пласта.

Для перекрытия доступа воды из одной скважины в другую проводят цементирование обводненной скважины под давлением через отверстия фильтра водо- или нефтецементным раствором. В процессе цементирования и затвердения цемента необходимо провести испытания обеих скважин на закрытие вод опрессовкой или при максимально возможном снижении уровня раствора в колонне.

Цементирование под давлением через отверстие в фильтре или через дефект в колонне проводится с целью продавлива-ния цементного раствора. Изоляция будет более эффективной, чем выше давление и чем медленнее будет проводиться продав-ка цементного раствора.

Используются основные технологии:

1.    Цементирование под давлением через трубы с последующим разбуриванием цементного стакана. Спущенные трубы устанавливаются на 5-10 м выше места ввода цементного раствора. Цемент ниже конца заливочных труб после твердения разбуривается.

2. Цементирование под давлением через заливочные трубы с вымыванием излишнего цементного раствора. После продав-ки цементного раствора производится наращивание колонны заливочных труб для вымывания цементного раствора из зоны его ввода.

3.    Комбинированный способ цементирования при необходимости оставлять скважину под давлением до конца схватывания цемента. При этом нижний конец заливочных труб устанавливается в пределах нижних отверстий фильтра. После вытеснения цементного раствора из заливочных труб последние поднимаются выше уровня раствора, устье скважины герметизируется, цементный раствор продавливается жидкостью, закачиваемой в трубы или одновременно в трубы и в кольцевое пространство. Затем скважина оставляется герметически закрытой под давлением до конца затвердения цемента.

Цементирование без давления производится для создания нового цементного забоя, цементного стакана или перекрытия нижней части фильтра.

Цементирование с помощью заливочного агрегата осуществляется путем спуска заливочных труб, нижний конец которых устанавливается у нижней границы предполагаемого цементного стакана. Через заливочную головку закачивается расчетное количество цементного раствора, который вытесняется в кольцевое пространство до выравнивания столба в трубах и кольцевом пространстве. Затем трубы поднимаются на высоту цементного стакана, а излишний цементный раствор вымывается способом обратной промывки.

Цементирование по способу “сифона” проходит по следующей технологии. В скважину спускается колонна заливочных труб и через вертлюг промывается водой для полного заполнения ствола. Нижний конец заливочных труб устанавливается у нижней кромки цементного стакана. На верхний конец заливочных труб монтируются воронка с сеткой, через которую подается цементный раствор, после чего через вертлюг закачивается вода. Движение жидкости происходит до равновесия столбов цементного раствора в трубах и кольцевом пространстве. Затем заливочные трубы поднимаются на высоту цементного стакана, а излишний цементный раствор вымывается способом прямой промывки.

Цементирование с помощью желонки применяют в скважинах глубиной до 800-900 м. При этом цементный раствор небольшими порциями подается на забой специальной желонкой.

В процессе цементирования можно использовать пакеры, как извлекаемые, так и неизвлекаемые.

Применение пакеров имеет ряд преимуществ: на участок обсадной колонны от пакера до устья не передается высокое давление в заливочных трубах в процессе про-давливания цементного раствора;

возможно цементирование под давлением при негерметичности верхней части обсадной колонны;

исключается возможность попадания цементного раствора в затрубное пространство.

После окончания цементировочных работ обычно проводятся испытания обсадной колонны на герметичность. При испытании колонны на герметичность способом опрессовки устье скважины оборудуется опрессовочной головкой и манометром. Жидкость нагнетается в колонну с плавным увеличением давления. Давление на устье скважины должно на 20 % превышать ожидаемое максимальное устьевое давление, но не менее 8-10 МПа (для колонн 168-140 мм). Возможна опрессовка отдельных участков колонны с помощью пакера. Проверка на герметичность заключается в том, что после замены глинистого раствора на воду не должно происходить перелива жидкости или выделения газа, а также в течение 30 мин давление не должно снижаться более чем на 0,5 (при давлении выше 7,0 МПа) или 0,3 МПа (при давлении 7,0 МПа).

При испытании колонны на герметичность способом снижения уровня с помощью компрессора и откачки жидкости добиваются, чтобы остающийся в скважине столб жидкости был на высоте на 20 % менее столба при вызове притока в процессе опробования. В скважинах, пробуренных глинистым раствором с плотностью не более 1,4 г/см3, проверка на герметичность заключается в замене этого раствора на воду. При этом в течение часа не должно быть перелива или выделения газа.

Испытания колонны на герметичность оформляются специальным актом.

При капитальном ремонте скважин для транспортировки и приготовления цементного раствора используется цементосмесительная машина СМ-4М на базе автомобиля ЗИЛ-131А. Эта машина имеет вместимость бункера 3,2 м3 и обеспечивает по раствору плотностью 1,7—2,0 г/см3 подачу 0,4-0,6 м3/мин. В состав СМ-4М входят редуктор, бункер со шнеком, смесительное устройство, система контроля и регулирования. Редуктор (одноступенчатый) соединен с коробкой отбора мощности автомобиля. Шнек представляет собой винт, а валом шнека служит труба 114x6 мм. Смесительное устройство - гидроэлеватор в виде приемной воронки с диффузором, переходящим в выкидную трубу с соплом.

Для проведения цементировочных работ (включая опрессовку) используются цементировочные агрегаты на базе автомобиля большой грузоподъемности (табл. 9.18).

К капитальному ремонту относятся и работы по устранению аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта.

Наиболее часто встречаются следующие аварии:

1. Аварии, связанные с трубами НКТ и бурильными трубами. К ним относятся:

а) прихват колонн НКТ и бурильных труб. Прихваты могут быть механического происхождения (прихват при смятии обсадной колонны, при большой деформации колонны по той или иной причине, при применении двух рядов труб и т.д.), в цементном растворе, при потере циркуляции (связанной с качеством бурового раствора);

б) ”полет” (обрыв) насосно-компрессорных и бурильных труб. “Полет” НКТ может быть также со скважинным насосом и штангами, при этом верх штанговой колонны может остаться внутри колонны НКТ или же торчать наружу. При “полете” бурильных труб в скважине остается и бурильный инструмент.

2. Аварии, связанные со скважинными насосами, пакерами,

Т а б л и ц а 9.18 Техническая характеристика цементировочных агрегатов

Параметры

Тип агрегата

ЦА-300

ЦА-300М

ЦА-320М

Тип автомобиля Мощность двигателя, л.с.

Производительность, л/с:

минимальная максимальная Максимальное давление, МПа

Вместимость замерного бака, м3

МАЗ-200

110

1,75

23,3

30

3

Я АЗ-210 165

2,6

29,8

30

4

КрАЗ-219

180

1,05

17,2

40

6,4

якорями, забойными двигателями, приборами и др. К ним относятся:

а) прихват пакера, погружного насосного агрегата центробежного, винтового и диафрагменных насосов;

б) оставление в скважине погружного насосного агрегата с кабелем или без него;

в)    оставление в скважине штангового насоса и штанг;

г)    оставление в скважине насосных штанг вследствие обрыва;

д)    оставление в скважине винтобуров, турбобуров и других элементов забойной компоновки;

е)    оставление в скважине приборов, устройств для исследования скважин и пластов, геофизических приборов.

3.    Аварии, связанные с кабелями, канатами, проволокой, гибкими трубами. К ним относятся:

а) оставление каротажного кабеля, в том числе кабеля погружных электронасосов;

б) оставление каната при работе желонкой или проведении других работ;

в)    оставление проволоки;

г)    оставление гибких труб.

4.    Аварии, связанные с попаданием в скважину посторонних предметов - плашек, сухарей и т.д.

Практика показывает, что причин аварий может быть множество, но преобладающей является оплошность персонала [8].

Существуют простые правила, позволяющие существенно уменьшить риск возникновения аварий:

при спуске нестандартного оборудования или инструмента необходимо задать себе вопросы: можно ли извлечь этот инструмент при его возможном прихвате и оставлении? Какой инструмент для этого нужен и есть ли он в наличии?

Необходимо составлять эскизы с размерами на все оборудование и инструмент, особенно нестандартного и крупногабаритного.

Следует избегать холостых рейсов при спуске оборудования и инструмента, так как любой рейс увеличивает риск возникновения аварий.

При проведении ловильных работ необходимо на поверхности убедиться в работоспособности инструмента перед спуском в скважину. Недостаточная четкость в захватывании ловильно-го объекта инструментом значительно уменьшает успех его последующей работы в скважине.

Существующие современные технологии и инструменты позволяют ликвидировать практически любую аварию, однако стоимость работ может оказаться очень высокой и скважину целесообразнее ликвидировать.

Основными видами работ при устранении аварий в скважинах являются ловильные, фрезерные и вспомогательные.

В соответствии с видами аварий имеется набор скважинных устройств и инструмента: захватные устройства для бурильных и насосно-компрессорных труб; режущие устройства для очистки ствола скважинным фрезерованием; захватные устройства для извлечения скважинных двигателей, приборов, пакеров, долот и другого оборудования; захватные устройства для штанг, кабелей, канатов, проволоки и др.; вспомогательные устройства и инструмент.

Захватные устройства в первом случае предназначены для захвата и удержания прихваченных и аварийных (после обрыва) НКТ и бурильных труб. К захватным устройствам кабелей и канатов относятся удочки, ловители штанг, кабеля и др. По принципу работы захватные устройства для труб бывают врезные, плашечные и спиральные. К врезным инструментам относятся ловильные метчики и колокола, к плашечным - ловители и труболовки для НКТ, а к спиральным - труболовки и ловители.

Режущие инструменты - фрезеры забойные, кольцевые, комбинированные, райберы, труборезка и др. В некоторых случаях режущий инструмент комбинируется с захватным устройством (магнитным, плашечным и др.).

К вспомогательным инструментам относятся отклонители, фиксаторы муфт обсадных колонн, скважинные гидродомкраты, пауки, яссы, металлошламоуловители и др.

Рассмотрим более подробно захватные устройства для насосно-компрессорных труб.

Метчик (рис. 9.30, а) представляет собой ловильный инструмент врезного неосвобождающегося типа с захватом за внутреннюю поверхность. Для НКТ метчики выпускаются типов МЭУ (универсальный) и МЭС (специальный), а для бурильных труб - типов МБУ и МСЗ. Метчик типа МЭУ предназначен для ловли и извлечения НКТ, верхний конец которых заканчивается ниппелем и муфтой. Ловля осуществляется путем врезания во внутреннюю поверхность трубы. Метчик типа МЭС позволяет осуществлять ловлю НКТ, верхний конец которых оканчивается муфтой. Метчик типа МСЗ - это специальный метчик для бурильных труб с захватом путем ввинчивания в замковую резьбу.

Колокол типов К и КС (рис. 9.30, б) представляет собой

Рис. 9.30. Универсальный метчик (t) и сквозной колокол ( •):

1, 2, 3 - резьбы соответственно присоединительная к колонне, ловильная и присоединительная к воронке


ловильный инструмент врезного неосвобождающегося типа с захватом за наружную поверхность. Колокол типа КС (сквозной) предназначен для ловли труб, верхний конец которых поврежден (смят или сломан). При его применении поврежденный конец пропускается через колокол, и он зарезает-ся за следующую муфту или замок.

Труболовки могут быть: для захвата за внутреннюю поверхность: их называют внутренними труболовками; для захвата за наружную поверхность:    их называют наружными

труболовками, ловителями или овершотами.

Труболовки могут быть освобождающиеся и неосвобождаю-щиеся. Первые труболовки позволяют освободиться при необходимости от захваченной трубы.

Труболовки могут быть правые и левые. Правые труболовки предназначены для извлечения труб целиком, левые труболовки позволяют прикладывать крутящий момент на отворот и извлекать трубы по частям.

Труболовки могут быть с передачей крутящего момента захваченной колонне и без него.

Наружные труболовки обычно имеют узел уплотнения, позволяющий создать, кроме прочного, и герметичное соединение с захваченной колонной с целью ее промывки.

Выпускаются труболовки типов ТВ и ТВМ. Это инструмент

Рис. 9.31. Внутренняя труболовка освобождающаяся типа ТВМ (t) и неосво-бождающаяся типа ТВ ( •):

1 - переводник; 2 - механизм освобождения; 3 - стержень с насечкой; 4 -плашка; 5 - поводок; 6 - стержень


плашечного типа с захватом за внутреннюю поверхность, ТВ -неосвобождающаяся, ТВМ - освобождающаяся (рис. 9.31).

Труболовки типа ТН - наружные труболовки: ТНЗ - с плашечным захватом, ТНОС -со спиральным или цанговым захватом. Спиральные труболовки более современные, так как обладают более прочным захватом вследствие более равномерного распределения нагрузки на корпус труболовки.

Аварии с гибкими трубами НКТ во многом похожи на аварии с кабелем, и их ликвидация является сложной задачей. Аварии с гибкими трубами происходят чаще всего из-за их обрыва по причине больших растягивающих напряжений. При этом гибкая колонна в скважине приобретает форму спирали, что затрудняет ее извлечение. В месте разрыва может быть образована шейка длиной до 100 мм. Залавливание гибких труб должно осуществляться специальным инструментом (овершотом), который обеспечивает минимальное сопротивление входящим трубам. Извлечение гибких труб возможно как целиком, так и по частям.

В настоящее время выпускается большая номенклатура ло-вильного инструмента.

Эффективность ловильных работ повышается, если в компоновку включать яссы. Яссы - это инструменты для нанесения сильных ударов по прихваченной колонне сверху вниз и снизу вверх. Яссы могут быть гидравлические и механические.

В практике капитального ремонта возникает необходимость определения места прихвата. Одним из методов является замер удлинения труб при растяжении. Зная модуль упругости материала труб, растягивающее усилие и удлинение, можно определить длину колонны до прихвата. На точность метода влияют силы трения, особенно в кривых скважинах.

Дадим описание этого метода в изложении [8].

Вначале создают натяжение, равное весу на крюке до прихвата колонны (или равное весу колонны в воздухе), делают на верхней трубе отметку против стола ротора и обозначают ее буквой “а”. Затем создают сильное натяжение в пределах кратковременных допускаемых нагрузок на трубы и разгружают колонну до собственного веса, делают отметку “б”. Она окажется ниже отметки “а”. Расстояние между отметками появляется вследствие сил трения в скважине.

Далее создают натяжение в пределах рабочих (продолжительных) нагрузок на трубы, делают отметку “в” и затем натягивают колонну до нагрузки, когда была сделана отметка “б”. После разгрузки колонны до нагрузки, при которой была получена отметка “в”, надо сделать отметку “г”. За усредненные отметки принимаются середины отрезков “аб” и “вг”. Расстояние между усредненными отметками - это удлинение колонны при изменении натяжения от собственного веса до нагрузки, соответствующей отметкам “в” и “г”.

Длину свободной части (до прихвата) колонны L (в м) определяют по формуле

L = 5,44—103, kф

где I - удлинение колонны, м; k - коэффициент: для бурильных труб k = 2,233/q, для обсадных и НКТ k = 2,084/q, где q - вес 1 м труб; ф - дополнительное растягивающее усилие, вызвавшее удлинение, Н.

9.5. Охрана окружающей среды при производстве подземных ремонтов скважин

При производстве текущих и капитальных ремонтов скважин наиболее вероятен контакт пластовых флюидов (нефть, газ, пластовая вода) с окружающей средой (почва, вода, атмосфера). Кроме того, подготовленные для операции рабочие жидкости, обработанные химреагентами, также представляют угрозу окружающей среде.

В целях предотвращения загрязнения среды необходимо принять все меры, исключающие попадание нефти и растворов в почву и воду, а газов в воздух. Для этого необходимо иметь приспособление, улавливающее жидкости (например, поддоны, откачивающие насосы) и утилизирующее их.

Попадание газа в атмосферу (особенно с сероводородом) должно быть прослежено с помощью индикаторов. Особенно опасны разливы нефти, которые еще и пожароопасны.

В организации подземного ремонта скважин важное место занимает проведение подготовительных работ. При ремонте скважин со стационарным подъемным сооружением вначале необходимо проверить исправность и наличие смазки в крон-блоке, а также исправность лестниц, перил, ограждений, талевого блока, подъемного крюка. Также проверяется центровка вышки или мачты.

При производстве спуска-подъема НКТ подъем и опускание элеваторов необходимо проводить без ударов и рывков, при этом элеватор должен быть обращен замком вверх. При перерывах в работе колонна НКТ и штанга должны быть спущены на устьевой фланец скважины, а талевой блок - на рабочую площадку.

Тракторист подъемника обеспечивает исправность искрогасителя и чистоту смотрового стекла. При переезде он проверяет отсутствие предметов на гусеницах и не допускает переезда через нефтеводогазовые трубопроводы, проложенные на поверхности. В ночное время должны быть освещены верх подъемного сооружения и рабочая площадка. Не допускается работа на установках без аккумуляторов. Монтажное оборудование (ключи, спайдеры, элеваторы и т.п.) должно отвечать техническим требованиям.

Спускоподъемные операции начинают только после установки оттяжек, проверки действия ограничителя двигателя крюкоблока и заземления агрегата.

Подниматься на вышку агрегата допускается только в аварийных случаях персоналу с предохранительными поясами.

Все канаты на агрегате подлежат периодическому осмотру. Не разрешается работа агрегата при обрыве одной пряди, а также, если на шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5 %, а в канате диаметром свыше 20 мм - более 10 % всего числа проволок.

Запрещается подогревать масло в картере коробки перемены передач открытым пламенем.

   СПЕЦИАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ

W    ПЕРЕКАЧКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ

Г Л А В А    И ЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ

9.1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕКАЧКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ И ЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ

Если температуры застывания нефти равны или выше среднемесячных минимальных температур окружающей трубопровод среды, то такая нефть считается высоковязкой и застывающей в рассматриваемых условиях перекачки.

При трубопроводном транспорте таких нефтей для обеспечения заданной пропускной способности и избежания застывания нефти при остановке перекачки необходимо использовать специальные технологии перекачки.

По способу воздействия на перекачиваемую жидкость и структуру потока такие технологии можно разделить на две основные группы.

К первой группе относятся технологии, не изменяющие реологические свойства перекачиваемых нефтей:

создание с помощью механических устройств (насадок, спиралей и т.д.) пристенного внутреннего слоя из маловязкой жидкости (нефти, нефтепродуктов, воды с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ) и без них);

уменьшение шероховатости внутренней поверхности трубопровода или изменение его геометрии (трубы с внутренним покрытием, телескопические трубопроводы); последовательная перекачка партий нефти и воды; транспортировка нефтяных систем в капсулах или контейнерах (в потоке маловязкой жидкости — нефти, нефтепродукта, сжиженного газа и т.д.) либо в потоке газа (природного, воздуха и т.д.).

Вторую группу составляют технологии, связанные с изменением реологических свойств нефти (вязкости, предельного напряжения сдвига и др.).

В свою очередь технологии перекачки высокозастываю-щих нефтей, основанные на изменении реологических характеристик транспортируемой жидкости, можно разделить на физические, физико-химические и химические.

К физическим методам относятся следующие: предварительное изотермическое разрушение структуры нефти (например, прокачиванием ее через диафрагму);

повышение температуры потока нефти в печах или теплообменниках, расположенных в отдельных пунктах трассы трубопровода, с использованием для этого различных видов топлива (перекачиваемый продукт, утилизация тепла промышленных производств и т.д.);

применение трубопроводов-спутников, расположенных снаружи или внутри трубы, с использованием различных теплоносителей (горячая вода, пар и т.д.) и схем движения нефти и теплоносителя (параллельно друг другу или на встречу друг другу);

использование внешнего или внутреннего электрообогрева трубопровода с тепловой изоляцией или без нее (гибкие ленты, кабели, импендансный и индукционный способы и т.д.) для разогрева всего объема жидкости или только пристенного слоя.

Физико-химические методы можно разделить на следующие типы:

перекачка в виде эмульсий нефти в воде с использованием стабилизирующих ПАВ и без них;

разбавление перекачиваемой нефти маловязкими нефтями и другими углеводородными разбавителями (нефтепродукты, газовый конденсат и т.д.);

термообработка путем нагрева нефти до определенной температуры с последующим ее охлаждением с заданным режимом до температуры перекачки;

обработка депрессорной присадкой (стимулятором потока) всего объема нефти или только пристенного слоя потока.

К химическим методам относятся депарафинизация и де-асфальтизация нефти и ее термодеструкция.

В историческом аспекте первоначально был разработан способ транспорта нефти в нагретом состоянии, а затем предложены такие технологии, как гидротранспорт высоко-застывающих нефтей, применение углеводородных разбавителей и термообработка. Позднее появились предложения по 236 использованию при перекачке депрессоров — химических соединений, улучшающих реологические свойства (предельное и статическое напряжения сдвига) парафинистых нефтей.

9.2. "ГОРЯЧАЯ" ПЕРЕКАЧКА

"Горячая” перекачка относится ко второй группе технологий и связана с изменением реологических свойств нефти (вязкости и предельного напряжения сдвига) путем предварительного подогрева жидкости.

При "горячей” перекачке высокозастывающая нефть нагревается на головной станции и насосами подается в трубопровод. При движении по трубопроводу она охлаждается, что приводит к увеличению потерь на трение. Поэтому нефть снова подогревается на промежуточных тепловых станциях.

Принципиальная схема магистрального трубопровода с предварительным подогревом нефти представлена на рис. 9.1.

Нефть по магистральному трубопроводу 1 подают в резер-вуарный парк 2, оборудованный подогревателями, поддерживающими температуру нефти, необходимую для работы подпорных насосов 3, которые прокачивают жидкость через подогреватели 4 и подают нефть в основные насосы 5, качающие нефть в магистральный трубопровод 6. Нефть подогревают от 70 до 120 °С. Верхний предел температуры ограничен стойкостью теплоизоляции, деструкцией молекул нефти, а также возможностью коксования нефти в теплообменниках.

По мере движения по трубопроводу жидкость остывает, в

1

Рис. 9.1. Принципиальная схема магистрального трубопровода с устройствами для предварительного подогрева нефти:

1 — подводящий трубопровод (магистральный); 2 — резервуарный парк, оборудованный подогревателями; 3 — подпорный насос; 4 — подогреватель; 5 — основной насос; 6 — магистральный трубопровод; 7 — ГПС — головная перекачивающая станция; 8 — промежуточная тепловая станция

результате ее температура уменьшается, а вязкость и потери напора растут. Поэтому жидкость вновь подогревают на промежуточных тепловых станциях 8. В зависимости от свойств нефти, начальной температуры подогрева и расхода нефти пункт подогрева располагают через 25 — 80 км.

Для подогрева нефти используют паровые и огневые подогреватели. Принципиальная схема огневой радиальноконвекционной печи Г9П02В представлена на рис. 9.2.

Все пространство печи, смонтированной в металлическом каркасе 6, разделено на две зоны: радиальную I и конвекционную II.

Радиальная зона, в свою очередь, поделена на две части стенкой 2 из огнеупорного кирпича. В нижней части печи установлены по шесть форсунок 3 с воздушным распылением топлива — нефти или газа. В радиальной зоне печи на кронштейнах уложены трубы змеевика 1, по которому течет нефть. Нагрев нефти в этой зоне печи осуществляется в основном за счет лучистой энергии факела.

Продукты сгорания затем проходят в конвективную зону печи, в которой передача тепла к текущей по трубкам теплообменника нефти осуществляется за счет конвекции. Из конвективной зоны печи продукты сгорания через дымовую трубу 4 выбрасываются в атмосферу.

Регулирование тяги в печи осуществляется с помощью шибера 5.

Стены печи выложены изнутри огнеупорной обмуровкой, а снаружи тепловой изоляцией.

Высота печи без дымовой трубы достигает 10,5 м. Пропускная способность — 600 м3/ч. Нефть нагревается от 35 до 65 °С. Максимальное рабочее давление в потоке нефти на входе в змеевик не должно превышать 6,5 МПа. Теплопроиз-водительность печи составляет 10500 кВт, а КПД достигает

0,77 (фактическое значение 0,5).

Иногда для попутного подогрева нефти используют трубопроводы-спутники с жидким, паровым или газообразным теплоносителем. Для попутного подогрева могут применяться электрообогревательные устройства. Перекачка нефти по трубопроводу с попутным электрообогревом перспективна из-за отсутствия сложных устройств для подогрева и людей, их обслуживающих.

"Горячая" перекачка высокозастывающих нефтей нашла наибольшее применение во всем мире. Однако этой технологии присущи серьезные недостатки: сжигание части перекачиваемой нефти в печах нагрева, загрязнение воздушного 238

Рис. 9.2. Принципиальная схема    радиально-конвек

ционной печи Г9П02В


бассейна продуктами сгорания, невозможность использования этого способа на подводных трубопроводах без специальной дорогостоящей теплоизоляции, большие потери тепла и низкий КПД.

Один из методов уменьшения затрат на подогрев перекачиваемой нефти и потерь тепла — применение тепловой изоляции.

При использовании тепловой изоляции вначале выбирают материал, толщину и конструкцию тепловой изоляции.

Материалы, применяемые для тепловой изоляции, должны обладать следующими свойствами: малым коэффициентом теплопроводности; низкой влагоемкостью и гигроскопичностью; малой плотностью; негорючестью; биологической инертностью по отношению к плесени, паразитам и грызунам; термостойкостью; способностью многократно выдерживать охлаждение и нагрев; прочностью и долговечностью; а также должны быть дешевыми и недефицитными.

Этим требованиям в основном удовлетворяют пенополиуретан, пенополистирол, минеральная вата, стекловолокно, вермикулит, газобетон и другие материалы.

Наибольшее распространение при изоляции "горячих" магистральных трубопроводов в нашей стране и за рубежом получили пенополиуретаны (ППУ).

Пенополиуретан стоек к нефти и нефтепродуктам всех видов, надежно работает в интервале температур от 80 до 400 К, обладает высокими теплоизоляционными свойствами и механической прочностью, малой водо- и паропроницае-мостью, повышенной адгезией к различным материалам.

Соответствующая ППУ конструкция тепловой изоляции представляет собой концентрическую оболочку теплоизоляционного материала, покрытую защитным кожухом из полиэтилена, рубероида, бризола, экструдированного пластика, листовой стали или алюминия.

Применение тепловой изоляции на магистральных трубопроводах позволяет сократить число пунктов подогрева и, следовательно, снизить затраты на их сооружение и эксплуатацию.

Наиболее сложными и ответственными операциями при эксплуатации "горячих" трубопроводов являются заполнение трубопроводов, их остановка и последующий пуск.

9.3. ЗАПОЛНЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА

ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Заполнение вновь построенного трубопровода горячей высоковязкой нефтью — одна из самых ответственных операций при эксплуатации "горячих" трубопроводов.

Перед началом закачки высоковязкой нефти в трубопровод он заполнен холодной водой после опрессовки. Если эту воду вытеснять горячей высоковязкой нефтью, для перекачки которой предназначен трубопровод, нефть будет быстро (особенно в месте контакта с холодной водой) остывать, вследствие чего вязкость ее сильно повысится и она может застыть и закупорить нефтепровод.

Вновь построенный трубопровод, предназначенный для перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей или нефтепродуктов с предварительным подогревом, можно пустить в работу двумя способами: предварительным прогревом трубопровода и окружающего грунта маловязким низкозас-тывающим нефтепродуктом или водой; заполнением трубопровода без его предварительного прогрева.

Магистральные трубопроводы пускают в эксплуатацию, как правило, с предварительным подогревом. Наиболее целесообразно прогревать систему трубопровод — грунт водой, так как это требует в 3 — 4 раза меньше времени, чем при прогреве системы нефтью или нефтепродуктами (у воды больше теплоемкость и выше скорость течения).

Систему трубопровод — грунт прогревают до такой температуры, при которой напора, развиваемого наносами, будет достаточно, чтобы высоковязкая нефть дошла до следующей насосной станции. При прогреве трубопровода необходимо стремиться поддерживать температуру греющей жидкости на выходе из тепловой станции, равной или, если позволяют теплообменники, несколько большей, чем планируемая начальная температура нефти. Это дает возможность проверить технологическое оборудование на термическое напряжение и своевременно устранить возможные неисправности на стадии прогрева.

Применяют различные способы прогрева системы трубопровод — грунт: прямой, обратный, челночный и встречный (рис. 9.3).

При прямом прогреве (см. рис. 9.3, а) нагретая до необходимой температуры маловязкая жидкость закачивается в трубопровод насосами головной перекачивающей станции. Температура трубы и окружающего ее грунта постепенно повышается. В результате новые порции маловязкой жидкости приходят на конечный пункт со все более высокой температурой. По истечении некоторого времени температура системы трубопровод — грунт станет достаточной для закачки высоковязкой нефти в трубопровод без опасения его замораживания. При таком способе прогрева требуется значи-

Рис. 9.3. Графики изменения температуры T теплоносителя по длине L участка трубопровода и во времени т при различных способах прогрева:

а — прямой; б — обратный; в — челночный; г — встречной

тельное количество маловязкой жидкости на головной перекачивающей станции.

Обратный прогрев (см. рис. 9.3, •) применяют в тех случаях, когда в начале трубопровода отсутствуют источники воды или другой маловязкой жидкости, а также тогда, когда тех -нологическая обвязка насосных станций позволяет вести перекачку с конечного пункта на головную станцию. В этом случае конечные участки трубопровода будут иметь более высокую температуру, чем начальные. При последующей закачке в трубопровод горячей высоковязкой жидкости могут возникнуть значительные термические напряжения, способные привести к авариям на технологических трубопроводах перекачивающих станций (обвязка теплообменных аппаратов и насосов) и линейной части трубопровода. Объем греющей жидкости и темп прогрева системы при обратном прогреве примерно такие же, как и при прямом прогреве.

Челночный прогрев (см. рис. 9.3, в) заключается в том, что греющую жидкость закачивают сначала в прямом, затем в обратном направлениях, снова в прямом и т.д. При таком способе прогрева объем греющей жидкости составляет около двух объемов прогреваемого участка трубопровода (между тепловыми или насосными станциями).

Время челночного прогрева больше, чем прямого, на значение обратных перекачек, но средняя по длине температура системы получается значительно выше, чем при прямом прогреве.

Встречный прогрев (см. рис. 9.3, г) заключается в том, что греющую жидкость закачивают одновременно с двух сторон — с начала и с конца прогреваемого участка трубопровода. Около середины трубопровода проводят сброс греющей жидкости в специальный резервуар. Если это вода, то ее можно сбрасывать на грунт, в водоем и т.п.

Выбор того или иного способа прогрева системы трубопровод — грунт должен быть обоснован технико-экономическими расчетами и технической возможностью его осуществления. Например, все способы за исключением прямого прогрева, осуществимы только в том случае, если технологическая обвязка насосных агрегатов и оборудование позволяют вести обратную перекачку.

Экономическое сравнение вариантов проводят по стоимости прогрева, которая складывается из стоимости топлива для теплообменников, затрат на электроэнергию для привода насосов, стоимости греющей жидкости, а также затрат на ее доставку, хранение, восстановление качества после использования. Необходимо также учитывать сроки прогрева трубопровода каждым из способов и ущерб, который может быть причинен сбросом греющей жидкости по трассе трубопровода или возможной аварией из-за недостаточного прогрева системы трубопровод — грунт.

При всех выбранных способах прогрева последним этапом, завершающим прогрев трубопровода, должен быть прямой прогрев (т.е. прокачка теплоносителя в прямом направлении), за которым следует вытеснение греющей жидкости непосредственно разогретой высоковязкой нефтью.

Существуют и другие способы пуска трубопроводов в эксплуатацию, когда предварительный прогрев системы трубопровод — грунт не проводится. Известен способ пуска нефтепроводов с применением разбавителя или депрессор-ных присадок, снижающих вязкость первой порции нефти, с помощью которой проводится предварительный прогрев нефтепровода.

Для коротких теплоизолированных трубопроводов предварительный прогрев системы иногда можно не делать.

При заполнении трубопровода высоковязкой нефтью необходимо обеспечить такую подачу, при которой к моменту полного вытеснения теплоносителя из трубы потери на трение не превышали бы возможностей насосных станций.

9.4. ОСТАНОВКИ ПЕРЕКАЧКИ

При эксплуатации "горячего” нефтепровода неминуемы его остановки которые могут быть вызваны аварией на одном из участков, необходимостью выполнения ремонтных работ, перебоями в подаче нефти на головную нефтеперекачивающую станцию и другими причинами.

Остановки перекачки могут быть связаны с характером эксплуатации "горячего” нефтепровода.

Трубопроводы проектируются для работы в течение не менее 30 лет. Так как в первые и последние годы разработки месторождений объемы добычи нефти обычно меньше, чем при полном развитии промыслов, то в это время нефтепроводы работают с пониженной пропускной способностью.

При "горячей” перекачке пропускная способность не может быть меньше некоторого минимального значения. Отсюда вытекает необходимость циклической эксплуатации "горячих” трубопроводов, при которой часть времени нефтепровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекращается. В данном случае под циклом понимается период времени, включающий длительность одного интервала непрерывной перекачки и одного интервала простоя. С одной стороны, чем больше число циклов перекачки, тем меньше должен быть объем резервуаров для накапливания нефти на головных сооружениях и конечном пункте нефтепровода, а значит потребуется меньше затрат на них. С другой стороны, больше будут затраты, связанные с повторным пуском нефтепровода (вытеснение остывшей нефти и прогрев системы трубопровод — грунт). При уменьшении 244 числа циклов картина обратная. Оптимальным является число циклов, соответствующее минимуму суммарных затрат.

При остановках перекачки высоковязкая нефть, оставленная в трубопроводе, постепенно остывает, вязкость ее повышается, а потери напора при возобновлении перекачки резко возрастают. Они максимальны в момент пуска трубопровода, когда весь он заполнен остывшей нефтью. По мере замещения остывшей нефти разогретым продуктом потери на трение в трубопроводе быстро уменьшаются. После вытеснения из трубы всей остывшей нефти темп снижения потерь напора на трение снижается, а уменьшение потерь связано с прогревом системы трубопровод — грунт горячей нефтью. По мере прогрева грунта происходит асимптотическое по времени приближение значения потерь к потерям напора при стационарном режиме перекачки.

Продолжительность остановки "горячего" нефтепровода должна быть такой, чтобы максимальные потери напора при пуске не превышали напора, развиваемого насосными агрегатами, а давление вначале трубопровода было меньше, предельно допустимого, которое может выдержать труба. В противном случае произойдет замораживание трубопровода, ликвидация которого связана со значительными потерями нефти и большими денежными затратами. Время, по истечении которого возобновление перекачки высоковязкой нефти происходит без осложнений, т.е. потери на трение не превышают возможностей насосной станции, называется безопасным временем остановки "горячего" трубопровода. Если фактическое время остановки превышает безопасное, то вязкая нефть должна быть вытеснена из трубопровода маловязкой жидкостью (нефтью, нефтепродуктом, водой).

9.5. УРАВНЕНИЕ ПРИТОКА ТЕПЛА ПРИ СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ "ГОРЯЧЕЙ" ПЕРЕКАЧКИ

Предварительно подогретая до некоторой температуры нефть, двигаясь по трубопроводу, будет отдавать свое тепло через металл трубы и изоляцию в окружающую среду, и температура нефти будет понижаться.

Пусть расход нефти, ее начальная температура на входе трубопровод и условия теплообмена не меняются во времени. При этих предположениях тепловой и гидравлический режимы перекачки можно считать установившимися. При установившемся режиме течения температура в сечении трубопровода остается постоянной и меняется только от сечения к сечению трубы.

Рассмотрим два близко расположенных сечения трубопровода x и x + dx (рис. 9.4).

Через сечение х в единицу времени поступает поток тепла, значение которого обозначим через g(x). Этот поток тепла складывается из конвективной составляющей, обусловленной переносом тепла из-за движения жидкости, и составляющей, обусловленной переносом тепла из-за теплопроводности. Последняя составляющая в потоке в трубопроводе много меньше конвективной, поэтому не будем учитывать ее при выводе уравнения притока тепла.

В сечении х конвективная составляющая потока тепла

puScvT(x) = pQcvT(x) = GcvT(x),    (9.1)

где р — плотность нефти; u, S — соответственно скорость потока и площадь сечения трубы; cv — удельная теплоемкость; Т(х) — температура в сечении х; Q, G — соответственно объемный и массовый расходы.

В сечении х + dx конвективная составляющая потока тепла

puScvT(x + dx) = pQcvT(x + dx) = GcvT(x + dx).    (9.2)

Разность значений этих потоков тепла в выбранных сечениях равна потерям тепла на участке трубопровода длиной dx. Имеем

GcvT(x) - GcvT(x + dx) = -Gcv    dx.    (9.3)

dx

В стационарном потоке тепло не накапливается в области между рассматриваемыми сечениями и температура нефти остается постоянной, поэтому разность потоков тепла (9.3)

Рис. 9.4. К выводу управнения    притока

тепла

равна значению потока тепла через боковую поверхность трубопровода и изоляцию между этими сечениями в окружающую среду.

По формуле Ньютона значение этого потока тепла в единицу времени равно

ndK(T — TJdx,    (9.4)

где d — внутренний диаметр трубопровода; K — коэффициент теплопередачи; Гг — температура окружающей среды, например, невозмущенная температура грунта при подземной прокладке трубопровода.

Приравняем найденные потоки тепла:

Gc v — = ndK(TT — T).    (9.5)

dx

Это уравнение описывает изменение температуры в потоке нефти в трубопроводе и называется уравнением Шухова. В этом уравнении можно учесть тепло, которое выделяется из-за работы сил вязкого трения на участке трубы между выбранными сечениями. Тепло, выделяющееся в единицу времени, равно

gGidx,    (9.6)

где g — ускорение силы тяжести; i — гидравлический уклон.

Эту величину, сократив ее на dx, подставим со знаком плюс в правую часть уравнения (9.5), так как тепло трения увеличивает температуру нефти, и получим

Gc v = ndK(TT — T) + gGi.    (9.7)

dx

При перекачке парафинистой нефти в результате понижения температуры из нее может выделяться парафин. Выпадение парафина сопровождается выделением тепла.

Количество тепла, выделяющегося в единицу времени на единице длины, равно

G1dL dL,    (9.8)

dT dx

где 1 — скрытая теплота кристаллизации парафина; de/dT — масса парафина, выделяющегося при снижении температуры на один градус.

Эту величину следует добавить к правой части уравнения

(9.7).

Слагаемые (9.6) и (9.8) при "горячей" перекачке много меньше мощности тепла подогрева и ими можно пренебречь.

Если теплообмен имеет нестационарный характер и температура нефти между выбранными сечениями меняется со временем, то в левую часть уравнения (9.7) следует добавить еще одно слагаемое, учитывающее изменение количества тепла. Имеем

pSc v —dx.    (9.9)

dt

Эту величину, сократив ее на dx, подставим в левую часть уравнения (9.7) и получим

pScv — + Gcv = ndK(TT — T) + gGi.    (9.10)

dt    dx

Это уравнение, в отличие от (9.5) и (9.7), описывает нестационарный процесс теплообмена при постоянном расходе.

Нестационарность процесса теплообмена может быть связана с изменением температуры окружающей среды.

9.6. ВЫЧИСЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ

Результаты изменения температуры в поперечном сечении трубопровода и окружающем трубопровод грунте показывают, что профиль температуры качественно описывается следующим образом (рис. 9.5).

В сечении трубы, почти до самой ее внутренней поверхности, температура T жидкости не меняется, но изменяется от сечения к сечению.

Вблизи внутренней поверхности, в так называемом тепловом слое толщиной Дл происходит изменение температуры от ее значения в ядре потока Т до температуры металла на внутренней поверхности трубы Тм.

В металле трубы толщиной Дм температура изменяется от Гм до Тм — температуры на внешней поверхности трубы.

В изоляционном слое толщиной Д из температура меняется от Тм до температуры на границе изоляции и грунта Гиз.

В грунте температура изменяется от величины Гиз до температуры грунта Гг, который на некоторой глубине от поверхности изоляции не испытывает теплового влияния потока в трубе. Обозначим температуру невозмущенного грунта Гг.

Поток тепла, идущий из жидкости в металл трубы, из ме-

Рис. 9.5. Профиль температуры в сечении трубопровода в стационарном потоке

^ т J *

т J

iM _

Ал

тг 1

^ м _ /

Ам 1

/ ;

Айз

" Tm У

/

/

Тг г

талла трубы в изоляцию и из изоляции в грунт, один и тот же, но записан может быть по разному.

Если воспользоваться ньютонов^им представлением значения пото^а за единицу времени через поверхность nRdx, то будем иметь:

q = and(ТмT)dx; q = end ( Тм - Tм)dx;

(9.11)

q = ynd ( ТИз - Тм) dx; q = 6nd(T„ - TJdx,

где a, в, у, б — ^эффициенты теплоотдачи, характеризующие тепловое сопротивление соответственно теплового слоя, металла трубы, изоляции и прогретой части грунта.

Эти ^эффициенты определяются значениями ^эффици-ентов теплопроводности и характерными толщинами слоев, о^азывающиx влияние на распределение температуры:

a = в = Лм; Y = -^2-; б = ^,    (9.12)

Да    Дм    ДЁз    1

где Хж, Хм, Хиз, Xг — ^эффициенты теплопроводности соответственно жид^сти, металла трубы, изоляции и грунта; Д а, Д м, ДЁз, 1 — соответственно толщины теплового слоя, металла трубы, эффективного слоя изоляции и прогретой части грунта.

Толщина металла трубы известна. Толщину прогретой части грунта можно найти по формуле Форхгеймера

l = - d„3 ln

(9.13)


где dH3 — радиус трубы с учетом изоляции. h — глубина на которой находится ось трубы.

Толщина эффективного слоя и3оляции

Айз = 1 dH3ln[l + 2^-j,    (9.14)

где ёт — внешний радиус трубы. ДИ3 — толщина слоя и3оляции.

Если ДИ3 << ёт, то эффективный слой и3оляции совпадает с толщиной и3оляции: ДЁ3 = ДИ3.

Тепловой слой Дл вычисляется по следующей формуле, основанной на ре3ультатах экспериментов:

Д л = d. Nu = 0,021Re0,8Pr0,43.

Nu

(9.15)

Pr =    . Re = ^,

* ж    v

где Nu — число Нуссельта. Pr — число Пандтля. v — коэффициент кинематической вя3кости. cv — удельная теплоемкость жидкости. pcv — теплоемкость единицы объема жидкости.

Для над3емной прокладки трубопровода ньютоновский коэффициент теплоотдачи

5 =    .    1в    =    _А_.    NuB    = 0,22Re06.    ReB    =    2^,    (9.16)

1В    Nu,    v B

где uB, vB — соответственно скорость и вя3кость во3духа.

Каждая И3 формул (9.11) может быть исполь3ована для определения потока, но удобнее сделать следующее. Запишем равенства (9.11) в виде:

-Z- =м _T)dx.

and

~q~ = (Til_TM)dx.

pnd

л- =И3 _тм )dx. ynd =г _TH3)dx.

5nd

Теперь сложим слагаемые в левых и правых частях этих равенств. В результате получим

-1 + 1 + 1 + 1 = (Тг - T)dx.    (9.18)

nd0а в Y S3    „

Отсюда имеем q = ndK(T„T)dx;

(9.19)

± = _L + 1 + 1 + 1

K    a    p    y    S'

где K — коэффициент теплопередачи, обратное значение которого равно сумме обратных значений коэффициентов теплоотдачи.

В дальнейшем для вычисления потока тепла будем пользоваться выражением (9.19), в которое входят температуры жидкости и грунта. Последнюю температуру будем считать известной. В этой формуле коэффициент теплопередачи

2h If 2h 12 ^

Lиз 1

“из1п


d^ у/ dиз 3


K ^Nu X м    2Х из    2Х г

— > 1.    (9.20)

dиз

Для надземной прокладки трубопровода имеем

dJ^ 2^1

1 = —— + Лм + -/.    (9.21)

K A wNu    2A    A ,Nu,

9.7. РЕШЕНИЕ УРАВНЕНИЯ ШУХОВА

Найдем решение уравнения Шухова для известной температуры подогрева в начале трубопровода Т0 = = 0). Имеем

T    X

J _dTL = I^Lfdx.    (9.22)

т0 Тг-T    CvG 0

Проинтегрируем обе части равенства (9.22). Имеем

_ 1п(Тг _ Т)т = ndKx.

Т0    с vG

Отсюда получаем формулу Шухова для распределения температуры в трубопроводе

Т(х) = Гк + (Г0 - 7'г)ехр( — Шу/x/L).

(9.24)


ndKL

Шу =

где Шу — бе3ра3мерный комплекс, на3ывающийся числом Шухова. L — длина участка трубопровода.

Эта формула по3воляет найти температуру в конце рассматриваемого участка трубопровода

(9.25)


Гк = T(L) = Гк + (Г0 - 7'г)ехр( — Шу).

В свою очередь, эта формула по3воляет найти температуру нагрева в начале трубопровода, если 3адать требуемую температуру в конце участка:

(9.26)


Т0 = Тт + (T(L) — Гг)ехр Шу.

Число Шухова линейно 3ависит от длины участка, поэтому, чем больше длина, тем больше число Шухова и меньше температура в конце участка. Соответственно, при 3аданной температуре в конце участка увеличение его длины приводит к росту температуры подогрева нефти.

Такие же 3акономерности имеют место с увеличением диаметра трубопровода и коэффициента теплопередачи.

Рост пропускной способности, напротив, уменьшает число Шухова и, следовательно, увеличивает температуру в конце участка при фиксированной температуре подогрева и уменьшает температуру подогрева при 3аданной температуре в конце участка.

Пример. Найти температуру подогрева Т0, если в конце участка температура должна быть равной 290 К. Длина трубопровода 100 км, диаметр 0,82 м, расход G = 510 кг/с, температура грунта 278 К, cv = 1900 ДжУ(кг-К), коэффициент теплопередачи К = 3,2 Вт/(м2-К).

Решение. Вычисляем число Шухова

3,14-082-3,2-105

Шу = —---1- = 0,85.

1900-510

Подставляем в формулу (9.25)

Т0 = 278 + (290 — 278)ехр[0,85] = 331,8 К.

9.8. ВЫЧИСЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПОРА ПРИ "ГОРЯЧЕЙ" ПЕРЕКАЧКЕ

Обозначим потери полного напора на участке между двумя близями сечениями трубопровода через dH (см. рис. 9.4). Тогда гидравличежий у^он на этом участке трубопровода

dH/dx = i.    (9.27)

Для вычисления гидравличежого уклона воспользуемся формулой Лейбензона, в второй учтем различие температур пото^а и внутренней поверхности трубы. Это различие температур приводит ^ тому, что вяз^сть пото^а вблизи поверхности трубопровода будет отличаться от вяз^сти нефти, движущейся в центральной части пото^а.

Формула Лейбензона, учитывающая это различие, имеет вид:

1

i = pQ^ К]3;

d5-m / v 3

p = 4,15 с2/м; m = 1; Re < 2,3-103;    (9.28)

в = 0,0247 с2/м; m = 0,25-104 < Re < 105,

где vm — ^нематичежая вяз^сть нефти, вычисленная для температуры на внутренней поверхности трубы; множитель в с^об^аx учитывает неравномерное распределение температуры по сечению трубопровода.

Вяз^сти, входящие в формулу (9.28), зависят от температуры и могут вычисляться по формуле Филонова — Рейнольдса. Имеем

v(T) = у,ехр[ —а(Т — Т,)];

(9.29)

^ш(Тт)    =    а(Тт — Т,)], rAe v. — известная кинематическая вязкость нефти при температуре Г.; Т — температура нефти, которая меняется от сечения к сечению и может быть вычислена по формуле Шухова (9.24); а — параметр термовязкограммы, [а] = К-1.

Пример. Определить вязкость арланской нефти при температуре 313,2 К, если ее вязкости при температурах 293 и 303 К соответственно равны 0,4-10-4 и 0,26-10-4 м2/с.

Решение. Пусть v. = 0,4-104 м2/с. ТогАа по формуле (9.28) имеем

v(T) = 0,4-10-4 ехр[-а(Г - 293)] м2/с.

Используя известную вязкость при Т = 303 К, нахоАим параметр а:

а _    1    _1п°,26-10-4 = 0,042 К-1.

303-293    0,4-10-4

Зная значение этого параметра, нахоАим искомую вязкость: v(313,2) = 0,4-10-4 ехр[-0,042(313,2 - 293)] = 0,17-10-4 м2/с.

9.9. ВЫЧИСЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПОРА В ТУРБУЛЕНТНОМ ПОТОКЕ

С этой целью уравнение (9.27) перепишем

виАе

dH dH dT

dH_

dT


(9.30)

dx dT dx    dT    dT/dx

С помощью уравнения Шухова запишем уравнение (9.30) виАе:

iL

dH

dT


(9.31)

Шу^г -T)

В турбулентном потоке из-за интенсивного переноса тепла и практического равенства температур турбулентного ЯАра потока и металла трубы при вычислении потерь напора по формуле Лейбензона можно не учитывать неравномерность профиля температуры. ТогАа уравнение (9.31) с учетом формул (9.28) и (9.29) запишем в виАе

0,0247Q1,75v0'25L exp

-7 a(T-T.) 4


dH

dT

d ^ШуС^ -T)

0,0247Q1,75v0,25Lexp

-1 ар; -T. )L

exp

-1 aT-T.)

4

4

Шу^-T)

d

Проинтегрируем это уравнение по переменной Т, учитывая ее изменение от температуры подогрева в начале участка трубопровода Т0 до температуры в конце участка (9.25). Имеем

НГК = - К(Ц = —

I Т0

X — ТоX — Тк хо — Ак ~Т~'

Или


dx

(9.33)

dx, м;

(9.34)


d 475 Шу


Т


о


Т


AH(L) — K(L)

к

0,0247Q1,75v,0,25L exp

-

41

(

г

-

,

хк exp Г

- - аТг-1) 4

d 475Шу

J

хо

(х-1)

— Т.; AH(L) = Но

1-.

H

-


0,0247Q1,75v0,25L exp

-

1

(

г

-

,

хк exp

-1 аТг-1)

4

4

(х -1)

о


Определенный интеграл, входящий в эту формулу, может быть вычислен численными методами интегрирования.

Найденное значение равняется потерям полного напора на рассматриваемом участке при турбулентном режиме течения в зоне Блазиуса.

9.10. ВЫЧИСЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПОРА ПРИ ЛАМИНАРНОМ РЕЖИМЕ ТЕЧЕНИЯ

При ламинарном режиме течения профиль температуры более вытянутый вдоль оси трубопровода, чем в турбулентном потоке, поэтому при вычислении потерь напора следует учесть неравномерность распределения температуры в сечении трубы.

При стационарном теплообмене в потоке в трубопроводе, когда не происходит накопление тепла в сечении, все потоки тепла (9.11) равны. В частности, имеем

ndK(TT - Т) = nda(TK - Г).    (9.35)

Из этого равенства находим температуру внутренней поверхности трубы

ТмТ + K(Тг - Т).    (9.36)

а

В эту формулу входит коэффициент теплоотдачи а для ламинарного потока. Чтобы найти его, используем число Нуссельта

Nu = —^а = —Nu.

(9.37)


d

Число Нуссельта в ламинарном потоке в трубопроводе для стационарного теплообмена может быть представлено в виде:

0,14 1 d

Nu = 3,65| LPe

Pe > 1,


L

(9.38)

Nu = 3,65, d Pe < 1, Pe = —, x = —,

L    x    pcv

где Ре — число Пекле, которое вычисляется по теплофизическим параметрам нефти.

С помощью формул (9.29) и (9.36) вычисляем отношение вязкостей в формуле (9.28)

exp

_ f(TM _Т,)

exp

_ а _Т,)

3


epx

_ 3(Тм _ Т)

= exp

_ |к (Тг _Т)'

3

3 а

(9.39)

Чтобы определить потери на трение, вновь воспользуемся уравнением (9.31), в которое подставим выражение для гидравлического уклона с учетом поправки (9.39)

, , ,-Ov, exp[_a(T_Т,)]

_ IK (Тг _Т)

3 а


I = 4,15————--— exp

d

4 15 Qv, exp[_a(Tг _Т, )]exp[_a(T_Тг)] exp

_3 к (Тг _Т)


d

1 K1 (т т '

I1-3 oi(T _Тг


(9.40)


expJ _а


=    415 Qv,    _Т,)]


d


Отметим, что из формулы для вычисления коэффициента теплопередачи (9.19), следует что отношение К/а < 1.

Это выражение для гидравлического уклона в ламинарном потоке подставляем в уравнение (9.31)

1-1 |(T-T^ 3а


expB -a


dH

dT


d 5Шу


(Tг -T)


Интегрируем это уравнение по температуре от начального Ао конечного ее значения:

f


AH(L) = hJL)


dx;


к


4,15Qv. L exp[-a(Tг-T.)] d 4Шу


0

1

L 1 к V

1

expB-a

01-1 — ](x-1)

F

D

1 3 aj

(x-1)


X    — T0; X — Tr

(9.42)


X0 ~ <xk I

гАе Гк, Т0 (9.26).

Пример. Вычислить потери полного напора при перекачке нефти по участку трубопровода длиной 100 км и диаметром d = 0,82 м, по которому перекачивают нефть с расходом G = 510 кг/с. Температура нефти в начале участка, после подогрева Т0 = 333 К, температура грунта Тг = 278 К, с^,

температуры, вычисляемые по формулам (9.25) и

1900 Дж/(кг-К), а = 0,042К-1, р = 850 кг/м3, К вязкость нефти v. = 0,9-10-4 м2/с.

3,2 Вт/(м - К). При 293 К


Решение. Вычисляем число Шухова

3,14-0,82-3,2-105

0,85.

Шу


51 0 1 900

По формуле (9.25) вычисляем температуру в конце участка Тк: Тк = 278 + (333 - 278)ехр[0,85] = 301,5 К.

Вычисляем вязкость нефти в конце участка: v = 0,9-10-4 ехр[-0,042(301,5 - 293)] = 0,64-10-4 м2/с.

Вычисляем скорость потока:

510- 4

1,13 м/с.

3,14-850-0,822

Вычисляем число РейнольАса в конце участка, гАе самая низкая температура и, слеАовательно, наибольшая вязкость перекачиваемой нефти:

Re — 1,13-0,82 — 1,45-104.

0,64- 10-4

Отсюда слеАует, что на всем участке трубопровоАа режим течения турбулентный, и Аля вычисления потерь полного напора можно использовать формулу (9.34).

Вычисляем объемный расхоА Q:

510

850

exp


AH(L)


х


0,85


0,0247-0,6    -(0,9-10 )105


0,824'


---0,042-278(х-1) 4

exp


dx = 0,252-103-1,37-0,64 = 0,221-103 м.

1.08

Нетрудно видеть, что первый сомножитель 0,252-103 м равен падению напора на трение при изотермической перекачке с температурой потока 293 К. Подогрев нефти до 333 К на входе в трубопровод несколько уменьшает эти потери.

Подсчитаем потери давления

Ap = pgAH = 850-9,81-0,221-103 = 18,43-105 Н/м2 - 18,8 ат.

9.11. ВЫЧИСЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПОРА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ ТЕЧЕНИЯ НЕФТИ НА РАССМАТРИВАЕМОМ УЧАСТКЕ ТРУБОПРОВОДА

Подогретая нефть остывает в процессе движения, и вязкость ее растет. В каком-то сечении трубопровода вязкость нефти может оказаться такой, что турбулентные пульсации исчезнут, и поток станет ламинарным.

В этом случае на рассматриваемом участке трубопровода будут существовать два режима течения: турбулентный и ламинарный.

Найдем длины участков с разными режимами течения, исходя из того что турбулентный режим течения в трубе вырождается и переходит в ламинарный при критическом числе Рейнольдса, равном 2300. Имеем:

Re с = — = -гUdIT т )] = Re. exp[a(Tc-T.)],

Vс    V. exP[-a(Tc-T. )]

Re. = —,    (9.43)

V.

где Rec — критическое число Рейнольдса; vc, Тс — соответственно кинематическая вязкость и температура, соответствующие критическому числу Рейнольдса.

Отсюда

Tc = T. + 1 ln^c.    (9.44)

a Re.

Эту температуру поАставляем в формулу Шухова и получаем

Тс = Тг + (Г0 - Гг)ехр - Шу ТсТг.    (9.45)

Если T < T,, то на всем участке трубопровоАа режим течения турбулентный.

ОтсюАа опреАеляем АДину участка трубопровоАа L,., на котором режим течения - турбулентный

Lт — -Шг^^, ТсТг.    (9.46)

Шу T0-Tг

На остальной части трубопровоАа режим течения - ламинарный.

Пример. Найти длину участка трубопровода, на котором режим течения турбулентный. Длина трубопровода L = 100 км, диаметр d = 0,82 м, расход G = 510 кг/с, р = 850 кг/м , а = 0,08 К-1. При температуре Т„ = = 293 К вязкость нефти v. = 20-10-4 м2/с. Начальная температура Т0 = = 333 К, Тг = 278 К, коэффициент теплопередачи К = 3,2 дЖ/(кг-К), с^, = = 1900 ДжУ(кг-К).

Решение. НахоАим скорость потока

510-4    ,,п    ,

и — - — 1,13 м/с.

3,14-850-0,822 Вычисляем Re,:

„    1,13-0,82

Re. — —-1— — 463.

20-10-4

По формуле (9.44) нахоАим температуру Тс:

1    2 3 03

Тг 293 + —— 1п 2,3 10    —    293    +    20    =    313 К.

0,08    4,63-102

Вычисляем число Шухова:

3,14-0,82-3,2-105    „ос

Шу — -!-1- — 0,85.

510-1900

По формуле (9.46) вычисляем Алину участка с турбулентным режимом течения L^

.    105 , 313-278    „о щз

L.,. —--1п- — 53,2-103 м.

0,85    333- 278

На остальной части трубопровоАа Алиной 46,8 км режим течения буАет отличным от турбулентного.

ПаАение напора на трение буАет равняться сумме напоров на трение на участках с различными режимами течения

AH(L) =    hT(L)    =    hT(LJ    +    hr(LJ,    LK    = L -    LT.    (9.47)

Соответствующие потери напора равны: AH(LJ = hr(L)


0,0247Ql75v0,25Lexp

-1 о(Тг-Т. )L

X0 exp

- -aTJx-1)

4

4

(x-1)

с


dx,


d 475Шу


T

Xc = Tc-c    t„


(9.48)


и


AH(LJ = h^LJ = 4,15Qv.Lexp[ a(Tr T.)] x

d 4Шу


-Q|i-1 - |Tr(x-1) 3 a


xc exp


dx.


(9.49)


(x-1)


к

Температура Tc выгаисляется по формуле (9.44). Конечную температуру найдем, подставив в формулу Шухова (9.24) длину ламинарного участка Lл и вместо температуры подогрева Т0 критическую температуру Тс. Имеем:

Гк = T(L) = Т„ + (Г,

(9.50)


Зная эти величины, нетрудно найти потери напора на участках с различными режимами течения и общие потери напора на всей длине рассматриваемого участка.

9.12. ПЕРЕКАЧКА ВЫСОКОВЯЗКИХ И ЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ В СМЕСИ С УГЛЕВОДОРОДНЫМИ РАЗБАВИТЕЛЯМИ

Эффективным способом трубопроводного транспорта высоковязких и застывающих нефтей является перекачка их смесей с другой маловязкой нефтью или конденсатом.

Разбавители уменьшают вязкость и плотность перекачиваемой нефти, но повышают давление упругих паров:

Ру.р.н > Ру.н,    (9.51)

260 где рур.н — давление упругих паров разбавленной нефти, рун — давление упругих паров нефти до разбавления.

Из неравенства (9.51) следует, что при перекачке разбавленной нефти подпорные давления на головной перекачивающей станции и промежуточных станциях должны быть больше, чем при перекачке исходной нефти.

Это обстоятельство и различие вязкостей и плотностей (последнее можно не учитывать в расчетах из-за малой разности плотностей по сравнению с различием вязкостей) приводит к заметному различию совмещенных характеристик (рис. 9.6).

Видно, что гидравлические характеристики трубопровода пересекаются в некоторой точке, которой соответствует расход смеси Q*. Для расходов меньших этого значения напоры при перекачке разбавленной нефти будут больше, чем при перекачке исходной нефти из-за большего подпора необходимого при перекачке смеси. Для Q > Q* наоборот напор при перекачке разбавленной нефти всегда будет меньше напора при перекачке исходной нефти.

Давление упругих паров разбавленной нефти и ее вязкость зависят от температуры и количества маловязкой нефти или конденсата, добавленных в нефть.

Вязкость разбавленной нефти

Н

Рис. 9.6. Совмещенные (Q - ^-характеристики участка трубопровода и перекачивающей станции:

1 — для исходной нефти; 2 — для разбавленной нефти


Q*    Q


Р

где vр.н vн. vр

разбавленной, исходной нефти, разбавителя; с — концентрация разбавителя.

Объемная концентрация разбавителя

р


с


Ун +Ур


(9.53)


где Ур, Ун — объем соответственно разбавителя и нефти в резервуарах.

Эту же формулу из-за гомогенности смеси можно переписать, используя расходы разбавителя Ор и нефти Он:

(9.54)

с


Уравнение для гидравлической характеристики трубопровода при перекачке разбавленной нефти имеет вид:

(О +О )2-mvm Нр = в    ^ L + Az + H р.к =

d

_f    in vl]

/ 1+X    v р )


+ Az + H


(9.55)


в


р.к'


d


/-ч2-m mjfi . -v'\2 m

Он    v н L(1+X)    exp


5- m


где H = -^; Hр.к= -P*

-'; Po, Рк — давление соответственно

Рр.н?    ‘    Рр.н?

начале и конце участка трубопровода.

Потери полного напора на трение соответственно равны:

О 2-m v m j

AH(L) = hT(L) = вLd ' X)2-m^

-(1 + X)2-m exp


d

или

.f mx_ in О

/ 1+X v р )


О 2-m v m j

; h^ = в Он /н L ,(9.56)

d


AH(L) = hr(L) = h^(1 + X)2-m exp


здесь m соответствует режиму перекачки нефти с разбавителем и может отличаться от этого показателя при перекачке неразбавленной нефти с расходом Он.

ГиАравлические характеристики насосных агрегатов и перекачивающей станции тоже зависят от X:

Hр — a - Ь(Х)0н~т(1 + X)2-m.    (9.57)

Если заАан расхоА нефти, то уравнение баланса напоров служит Аля опреАеления значения X и, слеАовательно, количества разбавителя

H®р.н + a - b(X)Q^m(1 + X)2-m

+ Az + HVK,    (9.58)

— htH(1 + X) exp


гАе Н8рн(Х) - кавитационный запас, который Аолжен уАов-летворять условию

Д^.н >    (9.59)

рр.н g

ОпреАелив значение X, суммарный расхоА Q нефти и разбавителя можно найти по формуле

Q = 0н(1 + X).    (9.60)

После этого с помощью уравнения Аля гиАравлической характеристики перекачивающей станции (выражение слева в (9.58)) можно найти напор в начале трубопровоАа, который не Аолжен превышать преАельно Аопустимого значения.

Затем с помощью уравнения Аля гиАравлической характеристики рассматриваемого участка трубопровоАа (9.55) слеАу-ет найти напор в конце участка и убеАиться, что выполняется условие (9.59). Если указанные ограничения выполняются, то объем разбавителя выбран правильно и заАанный расхоА нефти можно перекачать по рассматриваемому участку неф-тепровоАа.

9.13. ПЕРЕКАЧКА ТЕРМИЧЕСКИ ОБРАБОТАННЫХ НЕФТЕЙ

Практика "горячей" перекачки показала, что можно снизить вязкость высокопарафинистой нефти путем ее термообработки, которая поАразумевает нагрев нефти ао опреАеленной температуры выше температуры плавления парафина (поряАка 363 К) с послеАующим охлажАением в Аина-мическом и статическом режимах с заАанной скоростью (10 — 20 К/ч). Термообработка позволяет улучшить реологические свойства только тех парафинистых нефтей, в которых имеются асфальтосмолистые вещества.

При нагреве нефти в процессе термообработки твердые парафиновые углеводороды растворяются. При ее охлаждении начинают образовываться кристаллы парафинов, которые вступают в контакт с асфальтосмолистыми веществами. При этом изменяется форма парафиновых кристаллов, и в результате этого уменьшается температура застывания нефти.

Скорость охлаждения при термообработке имеет существенное значение. Изменяя темп охлаждения, можно изменять соотношение между скоростью роста образовавшихся кристаллов и скоростью возникновения новых центров кристаллизации.

Для каждой высокопарафинистой нефти существует определенный темп охлаждения, при котором температура застывания, эффективная вязкость и статическое напряжение сдвига оказываются минимальными.

Для большинства схем термообработки первоначальное охлаждение рекомендуется производить в движении, перекачивая горячую нефть через теплообменники. Последующее охлаждение ведется в статических условиях с заданной скоростью. Магистральный трубопровод для перекачки термообработанной нефти отличается от обычного изотермического только наличием пункта термообработки на головной насосной станции.

Основные недостатки этого метода состоят в том, что повторный нагрев термообработанной нефти (до 300 — 320 К) в значительной степени снижает эффект термообработки. Кроме того реологические характеристики термообработанной нефти ухудшаются при хранении.

9.14. ПРИМЕНЕНИЕ ДЕПРЕССОРНЫХ ПРИСАДОК ПРИ ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ

Перспективным способом перекачки по трубопроводам высокопарафинистых нефтей является их обработка депрессорными присадками, незначительное количество которых существенно улучшает реологические свойства этих нефтей. В настоящее время известен ряд соединений в 264 той или иной степени снижающих температуру застывания и улучшающих реологические свойства высокозастывающих нефтяных систем. Это прироАные асфальтосмолистые вещества, некоторые углевоАороАы, и полимерные соеАинения. Наибольшей Аепрессорной активностью облаАают полимеры с высокой молекулярной массой.

ЛиАирующее положение среАи Аепрессорных присаАок занимают Аобавки на основе сополимеров этилена, имеющие молекулярную массу 20000 - 22000 при соАержании звеньев винилацетата 25-27 %, которые являются Аоступным и Ае-шевым нефтехимическим сырьем.

Товарные формы Аепрессорных присаАок, как правило, преАставляют собой 20-30 % растворы сополимеров в угле-воАороАных растворителях, например, толуоле, газойле каталитического крекинга, Аизельном топливе и т.А.

Кроме сополимеров этилена, основой промышленно выпускаемых Аепрессоров аля нефтей служат сополимеры ал-кил(мет)акрилатов. На базе этих соеАинений созАаны при-саАДИ, использующиеся на нефтепровоАах нашей страны; ДН-1 (Россия) и ЕСА-4242 (ЭССО ХЕМИКАЛ).

Депрессорные присаАки не являются растворителями кристаллического парафина, поэтому они практически не меняют температуру кристаллизации и количество парафина, вы-паАающего при снижении температуры нефти.

Механизм Аействия Аепрессорной присаАки, привоАящий к заметному снижению температуры застывания (почти на 20 °С), состоит в том, что присаАка изменяет размеры, форму и строение частиц Аисперсной фазы высокозастывающей нефти таким образом, что возникающая при низких температурах структура оказывается менее прочной и не мешает течению поАвижной части нефти.

Степень снижения температуры застывания и улучшения реологических свойств (статического и преАельного напряжений сАвига) нефтей зависит от концентрации Аепрессора, со-Аержания в нефти естественных ПАВ (смол и асфальтенов), парафиновых углевоАороАов и их молекулярной массы.

Наибольший эффект от обработки нефти присаАкой на-блюАается там, гАе соотношение процентных соАержаний смол к парафинам меньше 2. Для обеспечения работы магистрального трубопровоАа при перекачке высокопарафинистой нефти Аостаточно обработать Аепрессорной присаАкой ее объем оаин раз, например, на головной насосной станции.

Депрессорные присаАки Аолжны ввоаиться в высокозас-тывающую нефть, нагретую выше температуры начала кристаллизации парафинов (60 — 70 °С). В месте ввода нагретой нефти в трубопровод режим течения должен быть турбулентным, что создает благоприятные условия для равномерного перемешивания присадки и нефти. Присадка подается в нефтепровод через форсунку с помощью насоса-дозатора.

Технологическая схема установки для подготовки депрес-сорной присадки к вводу ее в магистральный нефтепровод зависит от товарной формы присадки, и здесь возможны различные варианты. Депрессорная присадка поставляется в виде пасты с содержанием сополимера (активной части присадки) 20 — 30 % в таре (например, в 200-литровых бочках). В этом случае депрессор перед подачей в трубопровод растворяют в перекачиваемой нефти на специальной установке, расположенной в непосредственной близости от места ввода. В ее состав входят: два резервуара-смесителя для получения раствора присадки в нефти с устройствами для подъема бочек на крыши и их опорожнения, насосы для заполнения этих емкостей с нефтью и ее перемешивания, емкость-накопитель для хранения концентрата, насосы-дозаторы для его подачи в нефтепровод. Все резервуары установки оборудованы секционными подогревателями.

Процесс приготовления раствора происходит при температуре 50 — 60 °С и циркуляционном перемешивании в резервуарах-смесителях, которое осуществляется путем подачи нефти через сопла, установленные на дне резервуаров. Резервуары работают поочередно: в одном из них готовится раствор, а из другого в это время ведутся его дозировка и впрыск в поток нефти. Затем резервуары меняются ролями.

Активная часть депрессорной присадки может поставляться в виде гранул. В этом случае необходимо растворить полученный сополимер в выбранном углеводородном растворителе и получить присадку — жидкость заданного состава и качества, которая затем вводится в трубопровод с нефтью через форсунку. В этом случае узел приготовления и ввода присадки в нефтепровод состоит из смесителей — аппаратов с рамными перемешивающими устройствами и терморубашками, помещения с насосными агрегатами, операторной, обогреваемых емкостей с растворителем и холодного склада для хранения сополимера.

Типичное оборудование узла приготовления и ввода депрессорной присадки в нефтепровод делится на основное (технологическое) и вспомогательное. К основному относится оборудование растворения сополимера и подачи присадки в нефтепровод, а к вспомогательному — система обеспечения 266

Рис. 9.7. Принципиальная технологическая схема узла приготовления и ввода депрессорной присадки в трубопровод:

Е-1, Е-2 — обогреваемые емкости с растворителем; Е-3, Е-4, Е-5 — аппараты с рубашкой с рамным перемешивающим устройством; Н-1, Н-2 — насосы для подачи растворителя в аппараты с рамным перемешивающим устройством; Н-3, Н-4 — плунжерные насосы-дозаторы для подачи готовой присадки в нефтепровод; Сч-1 — расходомер на линии подачи растворителя; Сч-2 — расходомер на линии подачи присадки

и распределения теплофикационной воды с начальной температурой 130 °С при давлении 3,5 — 4,0 кг/см2.

Рассмотрим технологические операции при приготовлении и вводе депрессорной присадки в нефтепровод (рис. 9.7).

Дизельное топливо из емкости Е-1 (Е-2) шестеренным насосом Н-1 (Н-2) подается поочередно в один из смесителей (Е-3, Е-4, Е-5), в котором нагревается до температуры не менее 80 °С путем подачи в его терморубашку максимального количества теплоносителя. Сополимер из упаковочных мешков засыпается в смеситель Е-3 (Е-4, Е-5). При этом продолжается максимальная подача теплоносителя в рубашку смесителя до тех пор, пока температура в аппарате не достигнет необходимого для растворения сополимера значения.

Затем количество подаваемого теплоносителя уменьшается до значения, компенсирующего тепловые потери.

По завершению процесса растворения готовая присадка из смесителей поступает на насос-дозатор Н-3 (Н-4) и затем в трубопровод через форсунку. По мере расходования готовой присадки из первого аппарата начинается приготовление ее во втором аппарате, затем в третьем и т.д. Расход растворителя и количество вводимой присадки в нефтепровод контролируются расходомерами Сч-1 и Сч-2 соответственно.

Концентрация вводимого депрессора зависит от цели, с которой он применяется. Для обеспечения перекачки высо-копарафинистой нефти по магистральному трубопроводу нефть достаточно обработать 0,05 — 0,2 % (по массе) присадки. Для уменьшения парафинизации внутренней поверхности оборудования и исключения ручной зачистки резервуаров, танкеров и других объектов в нефть достаточно ввести присадку в количестве 0,02 — 0,05 % (по массе).

В местах, где возникает ламинарный режим течения высо-козастывающей нефти, присадку следует вводить только в пристенный слой жидкости, нагретый до нужной температуры. Разогрев кольцевого слоя нефти может осуществляться как с помощью паровой рубашки, смонтированной вокруг трубы, так и гибкими (ленточными) электрическими нагревателями. Такая технология применения депрессорной присадки позволяет в 7—10 раз сократить ее расход при той же гидравлической эффективности и снизить энергозатраты на нагрев нефти. Однако она эффективна на трубопроводах с одной насосной станцией. На трубопроводах с несколькими насосными станциями присадку необходимо вводить после каждой из них, так как при прохождении насосных агрегатов пристенный слой нефти с депрессором разрушается.

Для практических расчетов часто используется относительная плотность газа по воздуху р, равная отношению плотности газа р к плотности воздуха р„, взятой при тех же давлении и температуре,

Р = р/рв-

Относительная плотность удобна тем, что не зависит от температуры и давления, если пренебречь различием в коэффициентах сверхсжимаемости воздуха и газа. При определении относительной плотности газа следует иметь в виду, что нормальными условиями в физике считаются О °С и 760 мм рт. ст., в газовой промышленности мри определении объемов газа — 20 °С и 760 мм рт. ст. Плотность воздуха соответственно равна: при 20 °С и атмосферном давлении рв = 1,205 кг/м3, при 0 °С и том же давлении рв = 1,293 кг/м3.

Пример. Рассчитать плотность газа заданного состава при р — 150 кгс/см2 и t = = 30 °С.

Расчет плотности газа при 20 °С и 760 мм рт. ст. по его составу приведен в табл. II. 4.

Таблица 11.4

Расчет плотности газа

об.%


V


Состав газа

[(по табл. II. 1),

*>ixi

сн4

74,10

0,6679

0.4949

с,н,

7,48

1,2630

0,0964

С,н8

3,37

1,872

0,0630

С4Н,о

0,76

2,4859

0,0188

С*н10

1,68

2,5185

0,0423

CtHi,

0,57

3,221

0,0183

С*Нц

0,32

3,221

0,0103

свн14.

0,63

3.583

0,0225

n2

6,09

1.1651

0,0709

H2S

2,00

1,434

0,0286

со*

3,00

1,842

0,0552

= 100,00

= 0.91D2

р

н 0,9192 кг/’м3.

р = 0,9192/1,205 =

0,7628.

По формуле (II.6) принимая 2=1, получим

I 9Q3

Р =П'9192 Ш32163 = 129'04 кг/мЯ-

Пример. Определить плотность газоконденсатной смеси при следующих исходных

данных: плотность газа после сепаратора при 20 °С и 760 мм рт. ст. р = 0,723 кг/м* (р = = 0,6), плотность конденсата рк = 740 кг/м3, содержание конденсата в газе 300 cmVm3,

дебит газа 200 тыс. м3/сут, молекулярная масса конденсата Л! = 149кг/кмоль. Определяем суточный дебит конденсата

QK = 0,3 10“3 200 103 =60 м3/сут

По формуле (II.9) рассчитаем

740

а«=24Ш=119'2-

По формуле (11.8) найдем р

см


_ 0,723-200' IQ3 -j- 740 60 Рсм 200 103 + 119,2-60    ’    1    ’

11.3. КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГАЗА

Основные параметры, характеризующие состояние газа, — объем, давление и температура. Уравнение, связывающее эти параметры, называется уравнением состояния газа.

Уравнение состояния идеальных газов pV = RT получено из условия отсутствия мсжмолекулярного взаимодействия и объема молекул. Однако молекулы реальных газов имеют конечные размеры и оказывают значительное взаимное влияние, поэтому для характеристики реальных газов необходимы дополнительные (характеристические) параметры, связанные с определенным потенциалом межмолекулярного взаимодействия. Эти параметры характеризуют расстояние межмолекулярного взаимодействия о и минимальную потенциальную энергию соударения е0.

Для веществ, молекулы которых характеризуются постоянным несимметричным распределением заряда (полярных веществ), потенциал межмолекулярного взаимодействия характеризуется также некоторыми дополнительными параметрами. В качестве полярных соединений можно назвать содержащуюся в продукции скважин воду, вводимые в скважину метанол, соляную кислоту, к слабо полярным веществам относится сероводород. Все углеводородные компоненты природного газа, а также азот и углекислый газ относятся к неполярным соединениям. Обобщенные уравнения состояния реальных газов, константы которого непосредственно связаны с описанными характеристическими параметрами, построенные на строгой теоретической основе, сложны для использования в связи с громоздкостью расчетов, а часто и с отсутствием необходимых данных. Поэтому для расчета состояния реальных газов и их свойств основываются обычно на экспериментальных данных, используемых либо непосредственно, либо для построения эмпирических формул или уравнений.

В инженерных расчетах чаще всего пользуются обобщенным уравнением Менделеева—Клапейрона,    в    которое вводится коэффициент,    учитывающий    отклонение реальных    газов    от    закона    идеального,    названный    коэффициентом    сверх

сжимаемости газа,

pV = zRT,    (11.10)

Заменив удельный объем плотностью газа, получим это же уравнение в более распространенном виде

p=pzRT,    (11.11)

где z — безразмерный коэффициент сверхсжимаемости газа; R — газовая постоянная, м/°С.

Критическим называется такое состояние вещества, при котором плотность вещества и его насыщенного пара равны друг другу. .Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами.

Для природного газа, являющегося смесью углеводородных и неуглеводород-иых компонентов, критические параметры определяются как псевдокритические по составу газа.

Когда природный газ содержит меньше 10 об.рь высококипящих углеводородных фракций и неуглеводородиых компонентов, псевдокритические параметры определяются по формулам

П

Рп.кр = 2 XiPKрЬ    (П-12)

i=l п

Т’п.кр==5] xlT«pit    (11.13)

1=1

где Рп.кр — псевдокрнтическое давление газа, кгс/см2; Тп.кр — псевдокритическая температура, К; р*р;. TKpi — критическое давление и температура i-го компонента соответствэнно, определяемые по табл. II.1; х{-—молярное (объемное) содержание i-го компонента.

Для газов газоконденсатных месторождений, а также газов, содержащих свыше 10 об. % тяжелых углеводородных и неуглеводородных компонентов,

конденсата Оренбургского месторождения, могут быть использованы для одоризации природного газа.

В газах встречаются также органические сульфиды, однако они инертнее тиолов. Обычно в газе присутствуют сульфиды, содержащие не более шести углеродных атомов в молекуле. Сульфиды хорошо растворяются в углеводородах, температура кипения их выше, чем соответствующих тиолов; с увеличением молекулярной массы углеводородного радикала она растет. Сульфиды более устойчивы к нагреву, чем тиолы. Дисульфиды также легко растворяются в углеводородах и других органических растворителях. В присутствии кислорода и сероводорода, а также тиолов дисульфиды способны переходить в трисуль-фиды и тетрасульфиды. При термических превращениях дисульфиды образуют тиолы, сероводород и сульфиды.

1.3. ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Природные и нефтяные газы в условиях пласта находятся в контакте с водой и насыщаются ее парами. Количество воды в добываемом газе зависит от давления и температуры системы, а также от состава газа и минерализации пластовой воды.

Максимальная концентрация влаги в газе соответствует его равновесной влагоемкости. Для проектных расчетов равновесную влагоемкость газа можно определять уравнением Букачека

Ь = (А/10,2 р + Б),    (1.1)

где b - равновесная влагоемкость газа, г/м3; р - давление в системе, МПа; А - равновесная влагоемкость идеального газа при атмосферном давлении, г/м3; Б - коэффициент, показывающий разницу влагоемкости реального и идеального газов. Значения коэффициентов А и Б приведены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Значения коэффициентов А и Б для уравнения (1.1)

t, ‘С

А

Б

t, *с

А

Б

-40

0,1451

0,00347

30

32,3000

0,17400

-39

0,1616

0,00375

31

34,2000

0,18175

-38

0,1780

0,00402

32

36,1000

0,18950

-37

0,1985

0,00434

33

38,3000

0,19825

-36

0,2189

0,00465

34

40,5000

0,20700

-35

0,2430

0,00502

35

42,8500

0,21550

-34

0,2670

0,00538

36

45,2000

0,22400

-33

0,2953

0,00581

37

48,0000

0,23325

г. ‘С

А

Б

t.’C

А

Б

-32

0,3235

0,00623

38

50,8000

0,24250

-31

0,3573

0,00667

39

53,5250

0,25275

-30

0,3910

0,00710

40

56,2500

0,26300

-29

0,4313

0,00758

41

59,4750

0,27400

-28

0,4715

0,00806

42

62,7000

0,28500

-27

0,5188

0,00864

43

65,9750

0,29750

-26

0,5660

0,00921

44

69,2500

0,31000

-25

0,6218

0,00982

45

72,9750

0,32250

-24

0,6775

0,01043

46

76,7000

0,33500

-23

0,7433

0,01106

47

80,9500

0,34900

-22

0,8090

0,01168

48

85,2000

0,36300

-21

0,8845

0,01254

49

89,6000

0,37700

-20

0,9600

0,01340

50

94,0000

0,39100

-19

1,0520

0,01425

51

98,7500

0,40650

-18

1,1440

0,01510

52

103,5000

0,42200

-17

1,2470

0,01630

53

108,7500

0,43800

-16

1,3500

0,01750

54

114,0000

0,45400

-15

1,4700

0,01839

55

120,0000

0,47050

-14

1,5900

0,01927

56

126,0000

0,48700

-13

1,7290

0,02041

57

132,0000

0,50400

-12

1,8680

0,02155

58

138,0000

0,52100

-11

2,0280

0,02223

59

145,0000

0,54150

-10

2,1880

0,02290

60

152,0000

0,56200

-9

2,3690

0,02500

61

159,2500

0,58050

-8

2,5500

0,02710

62

166,5000

0,59900

-7

2,7700

0,02873

63

174,9000

0,62200

-6

2,9900

0,03035

64

183,3000

0,64500

-5

3,2350

0,03208

65

191,9000

0,66800

-4

3,4800

0,03380

66

200,5000

0,69100

-3

3,7550

0,03575

67

209,7500

0,71600

-2

4,0300

0,03770

68

219,0000

0,74100

-1

4,3500

0,03975

69

228,7500

0,76700

0

4,6700

0,04180

70

238,5000

0,79300

1

5,0350

0,04410

71

249,2500

0,81700

2

5,4000

0,04640

72

260,0000

0,84100

3

5,8125

0,04895

73

271,5000

0,87150

4

6,2250

0,05150

74

283,0000

0,90200

5

6

6,6875

7,1500

0,05430

0,05710

75

76

294,5000

306,0000

0,93350

0,96500

7

7,6750

0,06005

77

320,5000

0,99400

8

8,2000

0,06300

78

335,0000

1,02300

9

8,7950

0,06630

79

349,0000

1,05300

10

9,3900

0,06960

80

363,0000

1,08300

И

10,055

0,07315

81

378,5000

1,11550

12

10,720

0,07670

82

394,0000

1,14800

13

11,555

0,0811

83

410,50

1,17650

14

12,3900

0,08550

84

427,00

1,2050

15

13,1650

0,08925

85

443,50

1,220

16

13,9400

0,09300

86

462,00

1,25000

17

14,8450

0,09750

87

481,5000

1,27000

18

15,7500

0,10200

88

501,0000

1,29000

19

16,8100

0,1070

89

519,2500

1,30850

20

17,87

0,1120

90

537,5000

1,32700

21

19,01

0,1174

91

560,0000

1,34600

22

20,1500

0,1227

92

582,5000

1,36500

23

21,475

0,1285

93

603,2500 .. .

1,38500

Показатели

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Нормальный

бутан

Изопентан

Нормальный пенган

Гексан

Химическая формула

СН,

стг

30,070

С;,На

/-С ,Н,0

111 in

1-С,Н12

Л'СЛН,2

с„нм

Молекулярная масса

16,043

44,097

58,124

58,124

72,151

72,151

86,178

Массовая доля углерода, %

74,87

79,96

81,80

82,66

82,66

83,23

83,23

83,62

Газовая постоянная, Дж/(кг • К)

521

278

189

143

143

115

115

96

Температура плавления при 0,1013 МПа, °С

- 182,5

- 183,27

- 187,5

-145,0

-135,0

- 160,6

- 129,7

-95,5

Температура кипения при 0,1013 МПа, ’С Критические параметры:

-161,3

-88,6

-42,2

-10,1

-0,5

+ 28,0

+ 36,2

+ 69,0

температура, К

190,7

306,2

369,8

407,2

425,2

461,0

470,4

.508,0

абсолютное давление, МПа

4,7

4,9

4,3

3,7

3,8

3,3

3,4

3,9

плотность, кг/м3

162,0

210,0

225,5

232,5

225,2

232,0

...

удельный объем, м3/кг

0,0062

0,0047

0,0044

0,0043

0,0044

0,0043

...

Плотность газа при 0,1013 МПа и 0 "С, кг/м3

0,717

1,344

1,967

2,598

2,598

3,220

3,220

3,880

Относительная плотность газа по воздуху

0,5545

1,038

1,523

2,007

2,007

2,488

2,488

2,972

Удельный объем газа при 0,1013 МПа и 0 °С, кг/м

1,400

0,746

0,510

0,385

0,385

0,321

0,321

0,258

Плотность в жидком состоянии при температуре кипения и 0,1013 МПа, кг/м Удельная теплоемкость при 0,1013 МПа и 273 К, Дж/(кг • К):

416

546

585

582

(при

0°С)

600

(при

0°С)

625

637

664

газа при постоянном давлении С(,

2220

1729

1.560

1490

1490

1450

1450

1410

газа при постоянном объеме Cv

1690

1430

1350

1315

1315

1290

1290

1272

Отношение теплоемкостей газа Cp/Cv при 273 К

1,314

1,209

1,155

1,133

1,133

1,121

1,124

1,108

Теплота испарения при 0,1013 МПа, кДж/кг

570

490

427

352

394

357

341

341

Теплота плавления при 0,1013 МПа, кДж/кг

60,8

95,2

80,1

7/,6

75,5

70.9

46,3

151,5

Теплопроводность при 273 К, Bi/(m • К)

0,299

0,0181

0,0148

0,0135

0,0133

0.0128

0,0128

Октановое число Теплота сгорания при 0,1013 МПа и 288 К, МДж/кг:

125

125

125

99

91

высшая

55,7

52,0

49,9

49.5

49,5

49.3

49,3

48,7

низшая Теплота сгорания при 0,1013 МПа и 288 К, МДж/м3:

50,2

47,4

46,4

4.5,7

45,7

45,4

1

45,4

4.5,2

высшая

37,3

66,2

93,9

121,7

121,7

1.50,0

150,0

178,2

низшая

Количество воздуха для сжигания:

33,6

60,4

86,3

108,6

108,6

134,0

134,0

158,5

1 м3 газа, m'Vm3

9,54

16,67

23,82

30,97

30,97

38,11

38,11

45,26

1 кг газа, кг/кг

17,22

16,10

15,65

15,43

15,43

15,30

15,30

15,21

Температура воспламенения с воздухом, °С

680-

750

530-

605

510 — 580

475-550

475 - 550

Теоретическая температура горения, 'С

Предел взрываемосги, % (по объему):

1830

2020

2043

2057

2057

2080

2080

2090

высший

14,9

12,5

9,5

8,4

8,5

...

7,8

6,9

низший

5,35

3,20

2,30

1,80

1,90

1,32

1,40

1,25

Объем газа после испарения жидкости, приведенный к 0,1013 МПа и 273 К, м33

442,1

311,1

2/2.9

229,4

237.5

204,6

206.6

182,0

Коэффициент динамической вязкости при 273 К и 0,1013 МПа, 10 ° Па с

10,3

8,3

7.5

6,9

6,9

6,2

6,2

5,9

Критический коэффициент сжимаемости

0,290

0,285

0,277

0,283

0,274

0,268

0,269

0,264

Критический молярный объем У*? гм7моль

99,5

148,0

200,0

263,0

255,0

308,0

311,0

368,0

Ацентрический фактор w

0,013

0,105

0,152

0,192

0,201

0,208

0,252

0,290

10А1ЁЛ ЁАхАШАЛ АЙЁООЁВ 1ЁАЙО1А , ША1А1ёВ ЙЁАА^Ё1 I ШЁАёО дЛЁА I х ЁАА 1ЁВ

аёАаА    Ё dAH 1ОА


Вскрытие пластов бурением и освоение скважин, ремонтные работы в скважине с непременным их глушением и последующее их освоение — операции в значительной степени идентичные не только по характеру исполнения работ, но и по физико-химической сущности. В процессе этих работ под действием бурового раствора или жидкости глушения снижается проницаемость ПЗП; возникает необходимость осваивать скважины и не всегда этот процесс проходит легко. Имеется немало отличий, однако оценка качества работ может быть проведена в известной мере одинаково.

Во всех случаях необходимо планировать проведение гидродинамических исследований (в том числе на соседних скважинах) с целью оценить качество вскрытия пласта, эффективность перехода от жидкости глушения на рабочую жидкость и освоения скважины.

Под качеством технологии вскрытия пласта, ремонта скважины и ее освоения следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (ПЗП) после выполнения соответствующей операции.

Можно условно принять, что технология работ в пласте включает в себя следующие управляемые элементы: способ вскрытия пласта, режимы промывки, тип и компонентный состав бурового раствора, промежуток времени от момента полного вскрытия продуктивного пласта до момента цементирования, тип и характер химической обработки цементного раствора, характер перфорации, среду, в которой она осуществлялась, и некоторые другие.

Большая часть указанных факторов определяет состояние ПЗП после ремонта. Аналогично следует принять, что технология освоения скважин включает в себя элементы: способ

крепления забоя, способ и среду перфорации, способ вызова притока жидкости из пласта и др.

Оценке качества освоения скважин должна предшествовать оценка качества вскрытия пласта.

Показателем качества технологии в целом или отдельных ее элементов служит отношение фактической гидропроводности Оф (продуктивности) пласта к потенциальной 0п

ОП = Оф/Оп;    (10.1)

или показатель скин-эффекта S, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление (или проводимость) призабойной зоны пласта при ее загрязнении (очистке). При переходе от показателя S к показателю ОП пользуются зависимостью

ОП = —А—,    (10.2)

А + S

R

где А = ln —; RK — радиус контура питания пласта; R0 — ра-R0

диус скважины или приведенный радиус скважины при несовершенном вскрытии пласта.

Если радиус RK неизвестен, то его считают равным половине расстояния между данной и ближайшей скважинами или принимают величину А = 2п.

В силу влияния различных факторов показатели ОП и S необходимо рассматривать как стохастические величины, определяемые некоторыми распределениями. Поэтому оценка качества должна основываться на статистических критериях.

Оценка качества технологий упрощается, если совокупность значений показателя ОП (или S) распределена по нормальному закону. Проверка гипотезы о нормальном законе распределения показателя ОП (или S) по 0 измерениям проводится с помощью критерия Шапиро — Уилки, если 0 < 50, по 12-критерию, если 0 > 50 (ГОСТ 11.006 — 74).

10.1. id iaAd?a аё i ioAgu I I id 1АЁи iii дАЁ I iA dan IdAAA?A ieb ИЁАдАбАЁв ЁАхАЯоАА ii ЁDЁ6АDЁP 0AIEDI- ОЁЁЁЁ

1. Для проверки гипотезы о нормальном законе распределения показателя качества, например ОП, необходимо расположить данные в порядке возрастания:

и вычислить параметры:

n

g2 = ^ (ОПi - ОП)2; i =1

bn = Эп(ОПп — ОП1) + $0-1(ОП0—1 — ОЩ + ...

+ $0-к + 1(ОП0 —к + 1 -ОПк),

где к = 0/2, если 0 — четное; и к = (0 — 1 )/2, если 0 — нечетное; коэффициенты tn_i+ 1 определяются по табл. 10.1.

2.    Найти отношение

Wn = К /д2

и сравнить его с теоретическим, принимая W,. = 0,93, если 0 < 10; W,. = 0,95, если 0 < 20; W,. = 0,96, если 0 < 30; W,. = = 0,97, если 0 < 50.

3.    Если расчетное значение больше теоретического W,., то принимается гипотеза о новом законе распределения.

Если показатель качества ОП (или S) не распределен по нормальному закону, то проверяются гипотезы относительно параметров:

_L; д/ОП; -=L=; ln ОП, 4S    (10.3)

ОП    ТОП

и выбирается тот показатель, который распределен по нормальному закону с наивысшей достоверностью. Если ни один из указанных параметров не удовлетворяет гипотезе нормального закона распределения, то данные необходимо разбить на однородные группы по физическим и (или) геологическим признакам объекта.

Показатели ОП или S определяются по данным прямых натурных гидродинамических исследований скважин или испытаний пластов с помощью пластоиспытателей на трубах. Гидродинамические исследования проводятся специальными службами УБР, НГДУ или трестов геофизики по существующим методикам.

Гидродинамическим исследованиям должны предшествовать геофизические исследования с целью выявления работающей толщины пласта. Результатами гидродинамических исследований скважин являются индикаторная диаграмма (ИД) и кривая восстановления давления (КВД), а результатами испы-

Коэффициенты, используемые при проверке на нормальность с помощью критерия Шапиро-Уилки

к

n

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1

0,7071

0,6872

0,6646

0,6431

0,6233

0,6052

0,5868

0,5739

0,5601

0,5475

0,5359

0,5251

0,5150

0,5036

0,4968

2

0,1677

0,2413

0,2806

0,3031

0,3164

0,3244

0,3291

0,3315

0,3325

0,3325

0,3318

0,3306

0,3390

0,3273

3

0,0875

0,1401

0,1743

0,1976

0,2141

0,2260

0,2347

0,2412

0,2460

0,2495

0,2521

0,2540

4

0,0561

0,0947

0,1224

0,1429

0,1586

0,1707

0,1602

0,1878

0,1939

0,1988

5

0,0399

0,0695

0,0922

0,1099

0,1240

0,1353

0,1447

0,1524

6

0,0303

0,0539

0,0727

0,0880

0,1005

0,1109

7

0,0240

0,0433

0,0593

0,0725

8

0,0196

0,0359

П р о до лж е н и е т а б л . 10.1

к

0

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

1

0,4886

0,4808

0,4734

0,4643

0,4590

0,4542

0,4493

0,4450

0,4407

0,4366

0,4328

0,4291

0,4254

2

0,3253

0,3232

0,3211

0,3185

0,3156

0,3126

0,3098

0,3069

0,3043

0,3018

0,2992

0,2968

0,2944

3

0,2553

0,2561

0,2565

0,2578

0,2571

0,2563

0,2554

0,2543

0,2533

0,2522

0,2510

0,2499

0,2487

4

0,2027

0,2059

0,2085

0,2119

0,2131

0,2139

0,2145

0,2148

0,2151

0,2152

0,2151

0,2150

0,2148

5

0,1587

0,1641

0,1686

0,1736

0,1764

0,1787

0,1807

0,1822

0,1836

0,1846

0,1857

0,1864

0,1870

6

0,1197

0,1271

0,1334

0,1399

0,1443

0,1480

0,1512

0,1539

0,1563

0,1584

0,1601

0,1616

0,1630

7

0,0837

0,0932

0,1013

0,1092

0,1150

0,1201

0,1245

0,1283

0,1316

0,1346

0,1372

0,1395

0,1415

8

0,0496

0,0612

0,0711

0,0804

0,0878

0,0941

0,0997

0,1046

0,1089

0,1128

0,1162

0,1192

0,1219

9

0,0163

0,0303

0,0422

0,0530

0,0616

0,0696

0,0764

0,0823

0,0876

0,0923

0,0965

0,1002

0,1036

10

0,0140

0,0263

0,0368

0,0459

0,0539

0,0610

0,0672

0,0728

0,0778

0,0822

0,0862

11

0,0122

0,0228

0,0321

0,0403

0,0476

0,0540

0,0598

0,0650

0,0697

12

0,0107

0,0200

0,0284

0,0358

0,0424

0,0483

0,0537

13

0,0094

0,0178

0,0256

0,0320

0,0382

14

0,0084

0,0159

0,0227

15

0,0076

таний пластов — кривая притока (КП) и КВД. Более информационными и надежными являются результаты исследований скважин. Интерпретация данных гидродинамических исследований и оценка качества соответствующей технологии или ее элементов проводятся территориальными НИИ с использованием накопленного опыта и нижеследующих рекомендаций.

Оценку качества вскрытия пласта или освоения скважин можно проводить на базе "пассивных" данных, получаемых при гидродинамических исследованиях, не запланированных специально для этой цели. В этом случае показатель ОП (или S) характеризует соответствующую технологию ориентировочно (предварительно). Если оценка качества проводится на базе "активных" данных, получаемых при гидродинамических исследованиях, специально спланированных для этой цели, то показатель ОП (или S) характеризует соответствующую технологию достоверно. "Активные" гидродинамические исследования планируются территориальными НИИ на этапе разведывательного бурения или в период пробной эксплуатации и в зависимости от конкретной цели исследований.

Необходимо различать следующие цели исследований: оценка качества технологии в одной скважине, т.е. относительно заданной точки пласта;

оценка качества технологии по группе скважин, т.е. относительно всего продуктивного объекта или его части;

сравнение качества двух различных технологий в одной скважине, например, когда пласт вскрывается последовательно долотами разных диаметров;

сравнение качества двух различных технологий по группе скважин, т.е. относительно всего продуктивного объекта или его части.

План проведения гидродинамических исследований, базируясь на геологических условиях региона, технико-экономическом обеспечении исследований и накопленной информации об объекте, должен включать указание на метод, регламент времени и воспроизведение исследований в каждой скважине при различных режимах фильтрации.

При исследовании скважин рекомендуется КВД получать параллельно с ИД, т.е. после каждого выхода скважины на установившийся режим.

Некоторые рекомендации по регламентированию исследований, обработке и интерпретации ИД и КВД приведены ниже.

10.2. КРИТЕРИЙ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА

В приведенных ниже формулах для опреде

ленности предполагается, что по нормальному закону распределен показатель ОП. В противном случае его следует заменить одним из ранее указанных. Кроме того, принято, что достоверность всех оценок не менее 90 %. Для оценки качества технологии в одной скважине необходимо: определить среднее значение показателя

1m

ОП = — у ОП;

найти дисперсию воспроизводимости измерений

1 m

о2 = —^ У (ОП, - ОП)2;

m - 1 i=i

проверить гипотезу об изменении гидропроводимости пласта по /-критерию Стьюдента

(10.4)

где m — число измерений; / — значение критерия Стьюдента, зависящее от числа степеней свободы q — m—1.

Если неравенство (10.4) выполняется, то следует вывод: гидропроводность пласта изменена, показатель ОП < 1 (или ОП > 1), характеризует качество соответствующей технологии относительно заданной точки пласта. Если неравенство

(10.4) не выполняется, то следует вывод: гидропроводность пласта не изменена, качество технологии характеризуется показателем ОП, близким к единице. Если используются преобразованные показатели ln ОП, S или sfS, то необходимо в критерии (10.4) заменить 1 на 0.

Для оценки качества технологии по группе из п скважин необходимо определить:

среднее значение и дисперсию воспроизводимости по результатам измерений в каждой j-й скважине

1m

ОП j = -1 у ОП,,

а 2 = -1 ^ (ОП ji - ОП j )2;    (10.4a)

m i=1

среднее значение дисперсии воспроизводимости

12 а 2;    ао.4б)

а _

п j = 1


среднее значение и дисперсию показателя ОП по объекту ОП = - 2 ОП,    (10.4в)

п j =1

m

а2 = —— 2 (ОПj - ОП j )2.    (10.4г)

п - 1 j = 1

Проверить гипотезу о достоверности показателя ОП по объекту

J ^ а .    (10.5)

V п

где t — значение критерия Стьюдента, зависящее от числа степеней свободы q — п— 1.

Если неравенство (10.5) выполняется, то следует вывод, что количество п скважин достаточно для оценки качества технологии с точностью, не превышающей а btt. Качество технологии следует оценить по t-критерию Стьюдента (10.4), где т заменить на п в соответствии с выводами (10.4). Если неравенство (10.5) не выполняется, то необходимо пополнить данные о показателе ОП путем исследования в других скважинах, вводя их по одной, пока не будет выполнено условие

(10.5), или данные разбить по физическим и (или) геологическим признакам и оценку проводить для каждой группы скважин отдельно.

При планировании гидродинамических исследований необходимо:

продуктивный пласт разбить на однородные области по физическим и (или) геологическим признакам;

выбрать наиболее представительную однородную область, где наметить первичные исследования не менее чем в 3-х скважинах;

после обработки результатов оценить качество технологии.

10.3. КРИТЕРИИ СРАВНЕНИЯ КАЧЕСТВА ДВУХ ТЕХНОЛОГИЙ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

В данном разделе подразумевается распреде

ление ОП по нормальному закону.

Для сравнения качества двух технологий в одной скважине, т.е. относительно данной точки пласта, необходимо:

определить средние значения ОП1 и ОП2, дисперсии о2, о2 по т измерениям для каждой технологии;

проверить гипотезу о различии показателей по t-критерию Стьюдента:

ОП1-ОП2


(10.6)

где t — значение критерия Стьюдента, зависящее от числа степеней свободы q—2(m—1).

Если неравенство (10.6) выполняется, то следует вывод: для данной точки пласта технологии отличаются и качество той технологии выше, для которой значение ОП больше. Для сравнения качества двух технологий по данным исследований в двух группах скважин необходимо:

определить средние значения ОП 1, ОП2 и дисперсии о2, о 2, o2lbt, о 2 по формулам (10.4), (10.4а) — (10.4г);

проверить гипотезу о достоверности показателей ОП 1 и ОП2 по критериям:

(10.7)

где п1, п2 — количество скважин с применением первой и второй технологии соответственно; t1, t2 определяются для степеней свободы q1n1 1; q2 —n2—1.

Если оба неравенства (10.7) или одно из них не выполняется, необходимо дополнить сведения о показателе ОП в группах (или одной из них) путем исследования в других скважинах, вводя их по одной, пока не будут выполнены условия

(10.7), или разбить соответствующую группу (группы) скважин на подгруппы по физическим и (или) геологическим признакам и сравнение проводить для подгрупп скважин с одинаковыми физическими (геологическими) признаками. Если оба неравенства (10.7) выполнены, то проверить гипотезу о равенстве дисперсии а2, а 2 двух групп скважин по критерию Фишера

а\/ а2 < F,    (10.8)

где предполагается, что а1 > а2 и F определяется для степеней свободы q1 — п1— 1; q2 —п2—1.

Если неравенство (10.8) выполняется, то сравнить качество двух технологий необходимо по t-критерию Стьюдента

VX > t,    (10.9)

ОП1-ОП2


где X = ¦


п1п2(п1 + п2 - 2)

(п1 + п2)[(п1 - 1)а1 + (п2 - 1)а2]

t определяется для числа степеней свободы q1—п1 + п2 — 2.

Если неравенство (10.8) не выполняется, то в критерии (10.9) значения X необходимо вычислять по формуле

X =    п1п2    ;

п 2а1 + п1а 2

при этом число степеней свободы q округляется до целого, если оно окажется дробным

(п - 1)(п2 - 1)(п2а2 + ща2)2 п4(п2 - 1) + п^а4(п1 - 1)

q =


Если при оценках в разделах 10.2 и 10.3 используются преобразованные показатели л/ОП, , ln ОП, VS, то для

ОП

получения среднего значения исходного показателя ОП (или S) следует воспользоваться медианой выборки ОП, (или Si).

Для этого необходимо ОПг- расположить в порядке возрастания

ОП1 < ОП2 < ... < ОПк < ... ОПп

и медианные значения определить следующим образом:

М = ОП1+1( где к = (п —1)/2, если п — нечетное,

и

М = (ОПк + ОПк+1)/2, где к = п/2, если п — четное.

10.4. НЕКОТОРЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИНТЕРПРЕТАЦИИ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Индикаторная диаграмма (ИД) позволяет определить фактическую гидропроводность Еф пласта, если график зависимости установившегося дебита q от установившейся депрессии р является линейным (рис. 10.1, прямая 1), т.е.

2п

q = Еф - —Ар,    (10.10)

Л

где значение Л вычисляется согласно (10.2).

Прямолинейная зависимость q от Ар на ИД может быть искажена по следующим причинам:

время отбора жидкости недостаточно продолжительно (см. рис. 10.1, кривая 2);


Рис. 10.1. Зависимость установившегося дебита q от установившейся депрессии Ар

режим фильтрации турбулентный или жидкость обладает выраженными неньютоновскими свойствами, или имеет место влияние газового фактора (см. рис. 10.1, кривая 3).

Для исключения влияния или для учета вышеуказанных причин рекомендуется:

определять время отбора жидкости из условия

к2

T а-^п + 1)18,

2,25х

где X — пьезопроводность пласта, определяемая по нестационарным исследованиям в возмущающей или реагирующей скважине; п — заданное число смен установившихся режимов; 6 — допустимое значение относительной погрешности;

использовать первый прямолинейный участок 3' кривой 3 (см. рис. 10.1) для вязкой жидкости и второй прямолинейный участок кривой 3" кривой 3 (см. рис. 10.1) для вязкопластичной жидкости;

перестроить ИД в координатах q, Н, если жидкость на-

Рк f (а)

сыщена газом; где АН = Г ^— dp — функция Христиано-

p. С н(р)и н(Р)

вича; 4(а), Сн(р), ^н(р) — коэффициенты относительной фазовой проницаемости, объемного содержания и вязкости нефти соответственно; рс, рк — давление соответственно в скважине и на контуре питания.

Для обработки результатов исследования скважин на неус-тановившемся режиме фильтрации по КВД необходима следующая информация:

q — дебит скважины до остановки, м3/с;

Y — плотность пластовой жидкости, кг/м3;

Ба, Бк — площадь соответственно поперечного сечения подъемных труб и затрубного пространства, м2;

p6(t), рн(/) — графики изменения давления соответственно на буфере и в затрубном пространстве, МПа;

Т — продолжительность работы скважины до остановки, с.

Обработка результатов заключается в преобразовании КВД в прямолинейный график:

Y = аХ + в,    (10.11)

где X, Y — некоторые приведенные координаты.

Для уменьшения ошибки интерпретации рекомендуется проводить обработку двумя-тремя теоретически обоснованными методами. Одним из них должен быть операционный метод, основанный на преобразовании Лапласа, согласно которому приведенные координаты вычисляют по формулам X = 0,561 — t0;

Y = .ММс)    (10.12)

tc2q - V(t0)

если до остановки скважина работала с постоянным дебитом q при установившемся режиме фильтрации. Здесь V(t0)    —

изображение по Лапласу функции накапливаемого в скважине объема жидкости после ее остановки,

s    s

V(t0) = -*¦ [Apc(t0) - Ар6(д] + -*¦[Apc(t0) - Арк(д];    (10.13)

Y    Y для насосных скважин

V    (t 0) = ^ Pc(t 0),

Y

где pc(t0), p6(t0), pK(t0) — изображения по Лапласу соответствующих функций; t0 = 0 — параметр преобразования Лапласа.

Пример обработки КВД операционным методом приведен ниже.

Интерпретация линейной зависимости (10.11) состоит в определении потенциальной гидропроводности объекта:

Еп = (4п a)-1,

которая совместно с фактической гидропроводностью Еф определяет искомый показатель качества

ОП = 4п a Еф,

Если известна (из других источников) пьезопроводность объекта, то без использования ИД определяется показатель скин-эффект:

2,25х


S =    -    ln

2a

По данным ИД и КВД пьезопроводность объекта вычисляется по формуле

R2

в + 2Л (1 - 1 4

a


X = -^exp

2,25

Рис. 10.3. График зависимости

Y от X

Рис. 10.4. График зависимости


Y от X

Если график зависимости Y—X в координатах (10.12) состоит из двух прямолинейных участков (рис. 10.2) с угловыми коэффициентами а1, а2 и отрезками В1, В2, отсекаемыми продолжениями прямых на оси ординат, то без дополнительной информации скин-эффект

S = 0,53- К + in-а14.

2а 2 а 1    а 2 5

Гидропроводность в радиусе ПЗП Е1 = (4па1)-1.

R1 = R0exp а 2S .

а1 - а 2

Гидропроводность удаленной зоны пласта Еп = (4па2)-1.

Если график зависимости Y—X в координатах (10.12) имеет вид, изображенный на рис. 10.3, что характерно для трещиноватых и трещиновато-пористых пластов, то искомые параметры определяются по прямолинейному участку.

Если график зависимости Y—X в координатах (10.12) нелинейный (рис. 10.4), то возможны лишь качественные выводы:

вокруг скважины имеется весьма существенная по значению и степени загрязнения ПЗ (см. рис. 10.4, кривая 1);

на небольшом расстоянии от скважины имеет место сброс, выклинивание или область с пониженной проницаемостью (см. рис. 10.4, кривая 2).

Для обработки результатов исследования пласта, полученных с помощью пластоиспытателей на трубах, необходима следующая информация: у — плотность пластовой жидкости, кг/м3; S6 — площадь внутреннего сечения бурильных труб, м2; Т1, Т2 — продолжительность соответственно открытого и закрытого периодов, с; p1(t) — график забойного давления в открытый период, кривая притока (КП), МПа; p2(t) — график забойного давления в закрытый период, кривая восстановления давления, МПа.

При обработке результатов исследования пласта операционным методом приведенные координаты X и Y вычисляются по следующим формулам:

Y = Jt0p пл - t0P2(t0)]Y S6P1(t0)(1 - e"T1(t0))'

где рпл — пластовое давление, МПа.

Для увеличения точности результатов исследования пласта рекомендуется выбирать продолжительность периода притока максимально возможной.

10.5. ФОРМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И ЗАКЛЮЧЕНИЯ О КАЧЕСТВЕ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА ИЛИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

1. Объединение.

2.    Месторождение.

3.    Площадь.

4.    Номер скважины.

5.    Глубина скважины.

6.    Интервал продуктивного пласта.

7.    Интервал исследованного объекта.

8.    Технология вскрытия: способ бурения, режим бурения, режим промывки,

тип промывочной жидкости, компонентный состав промывочной жидкости, промежуток времени от момента вскрытия объекта до начала исследования.

9.    Технология освоения:

способ крепления продуктивный части пласта, способ перфорации, способ вывоза притока,

промежуток времени от момента вызова притока до начала исследования.

10.    Методы гидродинамического исследования.

11.    Результаты исследования: индикаторная диаграмма (ИД),

кривая восстановления давления (КНД) с исходной информацией (10.4).

12.    Обработка результатов исследования: метод обработки,

график в преобразованных координатах.

13. Вычисленные показатели качества ОП и а ОП или S и а S.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

10.1. ОСНОВОПОЛАГАЮЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА


Кислотная обработка (КО) - это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы.

Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих скважинах и нагнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ.

Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответственно солянокислотными (СКО) и глинокислотными

(ГКО).

Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10-30 % HCl) и смесь соляной (10-15 % HCl) и плавиковой (1-5 % HF) кислот.

Для проведения КО в скважину спускают 62-73-мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая - с кислотовозом (Аз-30 А) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транспортируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы опрессовывают-ся давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину.

Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом, установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО.

Механизм кислотного воздействия на коллектор рассмотрим с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Считают, что растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10 %, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50 %). Исходя из таких принципов, подбирают состав активной части растворов.

При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте. Например, известно, что 1 м3 различных кислот растворяет: 15 %-ной HC1 - 200 кг известняка CaCO3 или около 70 кг легкорастворимой части эо-ценового песчаника, содержащего 89 % SiO2, 3 % карбонатов и 7 % глин; 4 %-ной HF - 48 кг каолина; 10 %-ной HC1 + 1 %-ной HF - 70 кг глинопорош-ка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.

Если после обработки излишком СКР применить ГКР, то 1 м3 10 %-ной HC1 + 1 %-ной HF растворяет 36 кг эоценового песчаника. Увеличение концентрации HF в ГКР до 3 % обеспечивает увеличение его растворимости до 51 кг, а до 5 % - до 66 кг.

Приведенные данные используют при расчетах объема кислотных растворов и оценках возможной глубины проникновения активной части кислоты в пласт.

Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом пространстве в виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.

Во время взаимодействия соляной кислоты образуются:

с карбонатами пород - водорастворимые соли CaC12, MgC12, газ СО2, вода;

с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита FeCO3) - хлорное железо FeC13, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fe(OH)3, способного закупоривать поры;

с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66 °С - осадок гипса;

с окисью кремния в глинах - осадок, гель кремниевой кислоты;

с окисью щелочных и щелочно-земельных металлов в глинах - соответствующие соли.

Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков.

Во время взаимодействия глинокислоты образуются:

с кварцем - газоподобный SiF4, а после снижения кислотности - гель кремниевой кислоты Si(OH)4, который закупоривает поры;

с алюмосиликатами (глинами) - газоподобный SiF4;

с кварцем и алюминием - параллельно с SiF4 образуется гексафторо-кремниевая кислота H2SiF6, соли которой Na2SiF6 и K2SiF6 выпадают в осадок.

Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) - значительно меньше.

Часто вместо HF для получения ГКР применяют БФФА (бифторид аммония NH4HF2 + NH4F). Например, для получения раствора (12 % HC1 + 3 % HF) применяют смесь (16 % HC1 + 3 % БФФА). Наличие в растворе иона NH+ увеличивает растворимость продуктов реакции HF с силикатными породами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА.

Для обработки песчаников применяют также смесь 20 %-ной H2SiF6 + 24 %-ной HC1 в соотношении 1 : 1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.

Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно - не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.

Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кис-лотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры порового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции. Например, после обработки эо-ценовых песчаников с карбонатностью Ск = 2-9 % излишком СКР (1015 % HC1) относительно содержания карбонатов увеличение проницаемости сравнительно с начальной можно приближенно рассчитать так: ks =

0,8СК. Конечно, после такой обработки терригенных коллекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2-7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено.

На выбор рациональных режимов обработки и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, отношение поверхности породы, контактирующей с кислотой, к объему кислотного раствора и гидродинамических условий прохождения реакции, которые описываются параметром Рейнольдса Re.

Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной концентрации. Таким образом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10 % или от 12 до 6 %). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако, поскольку скорость реакции в поровой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки.

Увеличение температуры пласта на 10 °С обусловливает возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой - ускоряется.

Значительное влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм - 2000. Поэтому в поровых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм -20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм - 5 см при других равных условиях.

Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдерживания для реагирования не требуется.

Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты, а следовательно, и значения Re глубина обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтрации кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов значения Re очень малы. Экспериментально доказано, что при таких условиях увеличение расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта.

Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать выбор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт, избрать рецептуру и рассчитать объем продавливающей жидкости, определить время пребывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции.

Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогического составов пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны.

Типичный КР состоит из активной части (HCl, HCl + HF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

Для обработки известняков, карбонизированных (Ск > 3 %) песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15 % HCl, а при Тпл > 100 °С - иногда и 30 % HCl. Для обработки песчаноглинистых пород (Ск < 3 %) применяют ГКО, вначале закачивают СКР, 1015 % HCl, а за ней - ГКР 1-5 % HF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы, и при Ск = 3 % его можно записать как 1 : 1.

Кислоту разводят обычной водой. Однако во время КО полимиктовых песчано-алевролитовых влагоемких пород Западной Сибири хорошие результаты получают при приготовлении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10 %. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин полезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводородных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе распределения фаз.

Эффективность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии Ктк, который представляет собой соотношение количеств растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству растворенного в ингибированной. При пластовых температурах до 100 °С достаточно обеспечить значение Ктк = 20. Если температура 15 %-ной HCl во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100 °С, то растворяется 3500 г/(м3/ч) железа, а применение ингибитора “Север-1” уменьшает растворимость до 176 г/(м3/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и от концентрации HCl. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно применять для T < 110 °С, С0 < 22 % HCl с Кт к = 23; ингибитор В2 - для T <

<    100 °С; С0 < 36 % HC1 с Ктк = 260; ингибитор ПБ-5 - для T < 100 °С, С0

<    22 % HC1 с Ктк = 7 и др. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5-    1

%.

Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Fe3+ в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fe3+, который обычно составляет 0,3 %. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2 %-ной уксусной кислоты - до T <

<    60 °С, для 0,5 %-ной лимонной кислоты до T <90 °С; для 0,65 %-ной КРАСТ - до T < 140 °С. Увеличение значения стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм2.

Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверхность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть - продукты реакции и гидрофобизируют породы (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3-0,5 %. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и др.), но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2 % асфальтенов или более 6 % смол.

При КО водонагнетательных скважин рекомендуется добавлять 0,3

0,5 % неионогенных ПАВ, которые гидрофобизируют породу.

Объемы кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения пород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ремонтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м3поглощающей толщины пласта, при второй - 1 м3/м, а при третьей - 1,5 м3/м. Если КО предназначено для извлечения карбонатных солей,    откладывающихся во время эксплуатации нефтяных

скважин, то увеличение объема КР при последовательно проводимых СКО необязательно. Если обработку проводят    путем закачивания в

пласт стабильных углеводородных кислотных эмульсий, то объем эмульсий равен произведению расхода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабильность эмульсии при пластовой температуре составляет 3060 мин.

Во время КО чаще всего применяют не менее 6-12 м3 КР и только иногда 24 м3 и более.

Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта.

Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обработки карбонатных трещинных коллекторов должен быть максимально возможным в пределах технически допустимых давлений. Во время обработки поровых коллекторов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР преимущественно небольшой, но это незначительно влияет на глубину проникновения активной кислоты (глубину обработки).

Объем продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт.

Во время обработки карбонизованных терригенных коллекторов Ск <

< 10 % используют кроме продавливающей жидкости еще и вытесняющую жидкость. При этом исходят из таких соображений: с начала закачивания КР в пласт на стенке ствола скважины устанавливается начальная концентрация С0, а во время фильтрации в пласте она резко падает (по экспотен-циальному закону)" и уже на расстоянии нескольких сантиметров С = 0,1 С0. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворению глинисто-карбонатного материала пласта в радиальном направлении. Формируется зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активной кислоты, в которой С = С0 и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формируются еще две кольцевые зоны - узкая с С0С > 0 и широкая с С = 0 вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР. Чтобы полностью использовать химическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с начальной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дренирования пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем которой равняется 30-50 % объема кислотного раствора.

Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т.п. в зависимости от характеристики пород и пластовых флюидов.

Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах выдержка КР в пласте не нужна, а в карбонатных - нежелательна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происходит и эффективность КО возрастает.

Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют путем возбуждения притока флюидов из пласта в скважину во время открытого переливания, если пластовое давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. В случае, если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20-30 м3 водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т.п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине.

Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакции насосом, которым проводится эксплуатация скважины.

Обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными (НКЭ) эмульсиями предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт и используется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно УКЭ, НКЭ состоят из 15 % HCl, нефти или дизельного топлива и эмульгатора (первичных дистиллированных амминов фракции С17 - С20) в следующих соотношениях: 60; 39,5 и 0,5 %. Период стабильности эмульсий составляет обычно ?стаб = 20 + + 120 мин при ?пл = 160+100 °C. Эмульсия в период стабильности в реакцию не вступает.

Термохимическая КО - воздействие горячей кислотой на карбонатный пласт с пластовыми температурами до 40 °С. Нагревание КР производится во время экзотермической реакции кислоты с магнием в реакционном наконечнике на НКТ или в пласте с гранулами магния, размещенными в трещинах. Во время этого СКР теряет часть своей химической активности.

Термокислотная обработка - это последовательное воздействие на пласт термохимическим способом и кислотными растворами. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в призабойной зоне, для обработки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для образования глубоких каналов разъедания в карбонатных пластах. Во время реакции 1 кг магния с 18,6 л 15 %-ной HCl выделяется 19 МДж тепла. Для термохимической КО обычно применяют около 100 кг магния. Остальные параметры определяют как для СКО.

Технология селективных КО предполагает последовательное закачивание в пласт вязких жидкостей (эмульсий, раствора полимеров, например, 2 %-ного раствора ПАВ объемом 9 м3) и кислотных растворов (состав и объем которых планируется, как обычно). Селективные КО применяют для повторных обработок (третьих, четвертых и т.д.). Вязкая жидкость, нагнетаемая перед КО, наполняет высокопроницаемую часть пласта, подвергнутую кислотному воздействию при предыдущих КО, и содействует направлению потока КР в зоны пласта, еще не подвергнувшиеся обработке. Вследствие этого эффективность повторных КО возрастает.

Пенокислотная обработка предназначена для углубления обработки кислотой и расширения профиля проницаемости во время нагнетания в пласт по сравнению с обычной КО. В результате увеличивается толщина пласта, который продуцирует нефть, возрастает эффективность процесса.

Замедление скорости реакции с породой и увеличение глубины проникновения кислоты в карбонатный пласт обусловлено прилипанием пузырьков газа к поверхности породы. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, и это вызывает расширение профиля поглощения кислоты. Во время освоения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реакции на поверхность.

Ограничением применения процесса является Тпл > 85 °С или содержание хлоридов в пластовых водах более 5 %, так как тогда во время фильтрации в пласте пена разрушается. Закачивать пенокислоту в горизонты с низкими пластовыми давлениями нежелательно, потому что это усложняет освоение скважины.

Пенокислота содержит основание (СКР либо ГКР) с пенообразователем (0,5 % ПАВ) и газовой фазой (воздух, природный газ, азот) со степенью аэрации в пластовых условиях от 1,5 до 5. Наиболее часто для образования пенокислоты используют эжектор с насадкой диаметром 4,5 мм и камерой смешения диаметром около 8 мм.

Обработка газированной кислотой предназначена для увеличения глубины растворения вследствие инициирования газовой фазой проникновения активной кислоты до самых больших поровых каналов, что обусловливает их расширение, а также для обеспечения немедленного очищения породы от продуктов реакции. По сравнению с другими способами КО, данный способ дает наилучшие результаты в низкопроницаемых терригенных породах с невысоким пластовым давлением, а также во время повторных обработок. В карбонатных трещинных породах этот способ таких преимуществ не имеет.

Газированная кислота - это смесь кислотного раствора, такого же, как и для обычной кислотной обработки, с газовой фазой (азотом или природным газом) со степенью аэрации в пластовых условиях от 0,8 до 3. Если ступень аэрации больше 5, то это уже обработка кислотными аэрозолями -насыщенными парами кислоты, которые проникают в самые мелкие каналы. Газированные кислоты образуются в эжекторе подобно пенокислоте. После проникновения в пласт газированной кислоты незамедлительно начинают очищение его от продуктов реакции. Для этого открывают затрубную задвижку, а в НКТ закачивают чистую газовую фазу и проводят интенсивный дренаж пластов. Поскольку процесс непрерывный, длительность кислотной обработки вместе с освоением скважины сокращается до нескольких часов, что значительно повышает технико-экономические показатели процесса.

10.3. МЕТОДИКА ПРОЕКТИРОВАНИЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Методика проектирования изложена в виде комплекса задач:

проверка целесообразности выбора скважины для КО (задачи 10.1 и 10.2);

обоснование расхода кислоты во время ее нагнетания в пласт (задача

10.3);

подбор рецептуры кислотных растворов, названия кислот и присадок к растворам и их концентрации для КО (задача 10.11);

расчет количества растворенной породы и изменения пористости после СКО (задачи 10.6 и 10.7);

расчет изменения проницаемости пород после СКО и ГКО (задача 10.8);

определение основных технологических параметров процесса и оценка целесообразности его проведения для СКО (обработка СКР, задачи 10.4, 10.5 и 10.9);

определение количества растворенной породы и изменения пористости после ГКО (задачи 10.14 и 10.15);

расчет основных технологических параметров процесса и оценка целесообразности его проведения для ГКО (последовательная обработка СКР и ГКР (задачи 10.12, 10.13 и 10.16);

расчет объемов продавливающей и вытесняющей жидкости (задача 10.10);

определение товарной массы реагентов, являющихся составными кислотных растворов (задача 10.17).

Обосновать выбор скважины для кислотной обработки, определить объект обработки и фильтрационно-емкостные свойства обрабатываемых пластов. Предварительно провести комплекс гидродинамических и геофизических исследований в скважине, исследовать образцы продуктивных пород.

Методика

По данным исследований скважины определяют потенциальный коэффициент продуктивности Кпот отдаленной зоны пласта с природными фильтрационно-емкостными свойствами; фактический коэффициент продуктивности всей зоны дренажа Кф интервалы продуктивных пластов и их пористость; физические свойства коллекторов данного пласта и влияние кислотной обработки на фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов.

Предложенная схема принятия решения относительно кислотной обработки не является исчерпывающей и при наличии более полной информации может быть усовершенствована. Однако она дает представление о многогранности и сложности задачи.

Кислотную обработку проводят в скважине:

для которой фактический коэффициент продуктивности меньше потенциального, т.е. отношение продуктивности

(10.1)


ОП = Кф/Кпот < 1;

нефтенасыщенные пласты, выделенные по данным геофизических исследований, характеризуются пористостью m0, большей ее нижней предельной границы для пород коллекторов тгр, т.е.

(10.2)


т0 > тГр.

Для предкарпатских месторождений тгр = 7+11 % и возрастает с увеличением содержания глинисто-карбонатного цемента и уменьшением размера зерен скелета пласта; толщина поглощающих пластов больше наименьшей предельной, которую следует обрабатывать кислотой, а это означает, что

(10.3)

где hm][ - толщина пласта, поглощающего жидкость, закачанную в пласт, м, для предкарпатских месторождений принято h^ > 5 м.

Интервалы приемистости определяются расходометрией во время нагнетания в скважину жидкости с давлением, близким к нагнетанию кислотного раствора, или термометрией.

Пористость образцов песчаников и алевролитов Предкарпатья после обработки солянокислотным раствором в количестве, достаточном для полного удаления карбонатов, возрастает не менее чем на 10 %:

(10.4)


kms = т/т0 > ks Пр,

где ks пр = 1,1

Вследствие обработки глинокислотным раствором, объем которого равен объему СКР, после СКО пористость возрастает не менее чем на 10 % сравнительно с предыдущей:

где m0 - начальная пористость; ms и mg - пористость после обработки СКР и ГКР; kg Пр = 1,1.

Возрастание пористости после ГКО определится как произведение kmsg= = k k теk = 11 • 11 = 191

fS'ms n'mg>    ^msg пр 1>1    1>1    ±,^±.

Начальная карбонатность коллекторов Ск больше предельной карбонат-ности Ск. пр, ограничивающей применение СКР. Например, для песчаников Предкарпатья Ск. пр = 3 % и

Ск > Ск. пр.    (10.6)

Если удовлетворяется условие (10.6), то проводят первые обработки СКО, а затем ГКО. Если начальная карбонатность меньше 3 %, то проводят только обработку ГКО.

В завершение анализируют данные исследований, сравнивая профили приемистости с выделенными продуктивными пластами в разрезе скважины. Коэффициент охвата разреза поглощением в вертикальной плоскости

k,^ = ^гл/йэф,    (10.7)

где йпгл - толщина пласта, поглощающего жидкость, м; кэф - перфорированная толщина продуктивных пластов в скважине.

Из опыта проведения КО известно, что если коэффициент охвата разреза поглощением k^. < 0,1, то проводят вторичную перфорацию или поин-тервальную КО; если kB0 > 0,5, то во время КО обычно воздействуют на весь разрез, а если 0,1 < kBG < 0,5, то во время первых КО воздействуют на весь разрез, а вторые - четвертые и дальнейшие обработки должны быть направлены на расширение степени охвата обработкой пластов по толщине, т.е. должны проводиться по технологии выборочных или поинтервальных обработок.

Пример 10.1.1

Скважина эксплуатирует эоценовый песчаник. Дано Кф = 16 т/(сут • МПа); Кпот = 51 т/(сут • МПа); в разрезе содержится пять пластов, разделенных в разрезе непроницаемыми прослойками. Интервалы продуктивных пластов и их пористость приведены в табл. 10.1.

Нижний предел пористости мелкозернистых песчаников с содержанием цемента 5-10 % составляет m^ = 8 %. После пробного нагнетания в скважине проведена термометрия разреза. Обнаружены следующие поглощающие пласты: 2785-2795 м - основной, 2733-2740 м - второстепенный. Итак, принимаем условно йпгл = 17 м. Обработка призабойной зоны еще не проведена. Карбонатность коллекторов в среднем Ск = 4 %. По данным лабораторных

Т а б л и ц а 10.1

Характеристика разреза скважины при йэф = 59 м

Интервал продуктивного пласта, м

Перфорированная толщина продуктивных пластов в скважине, м

Пористость, %

2733-2740

7

12,0

2756-2768

12

9,8

2785-2795

10

13,0

2808-2820

12

10,5

2823-2851

18

9,6

исследований пористость после СКО возрастает на 20 % по сравнению с начальной. Обосновать выбор скважины для КО.

Решение

1. Рассчитываем значение ОП по формуле (10.1):

ОП = 18/51 = 0,35 < 1.

В этом случае имеем значительные резервы увеличения продуктивности скважины.

2.    Проверяем по уравнению (10.2) пористость выделенных нефтенасыщенных пластов. Для всех пластов т0 > тпр, поэтому они являются коллекторами.

3. Толщина продуктивных пластов, которую определяют по формуле

(10.3), значительно больше наименьшей предельной, поэтому они могут быть объектом КО.

4. Поскольку Ск = 4 %, что по формуле (10.6) больше Спр = 3 %, и kms = = 1,2 >ks пр, то применяем СКО.

5. Среди выделенных пластов обнаружена приемистость пласта с наибольшей пористостью, что свойственно обработке пластов Предкарпатья. Во время КО, очевидно, кислотный раствор будет поглощаться в интервале 2785-2795 и 2733-2740 м. Таким образом,

kB0 = 17/59 = 0,3.

Это означает, что большая часть разреза без специальной технологии не будет обрабатываться кислотой.

Следовательно, в скважине целесообразно проводить кислотную обработку всего разреза для увеличения продуктивности пластов с наилучшими коллекторами. Дальнейшие обработки следует проводить так, чтобы включать в разработку нижние пласты 2808-2851 м по схеме поинтервальной обработки. Решение о последующих обработках принимают исходя из результатов исследования скважины после первой СКО.

Задача 10.2

Обосновать выбор скважины для кислотной обработки. Выделить объект и оценить его фильтрационно-емкостные свойства с учетом опыта эксплуатации скважин данной залежи и их обработки кислотами. Информация о скважине ограничена.

Методика

Известны следующие характеристики скважины: фактический дебит жидкости, интервалы продуктивных пластов и их пористость, пластовое давление, приемистость во время нагнетания жидкости в пласт, содержание глин и карбонатов в коллекторах. В результате исследований определены удельные дебиты в разрезах других действующих скважин, вероятная толщина поглощающих пластов при нагнетании кислотных растворов.

Принимая во внимание перечисленные данные, кислотную обработку скважин можно рекомендовать при условии, что отношение фактического дебита к ожидаемому дебиту удовлетворяет неравенству где ОД - безразмерное отношение дебитов; Рф, Рож - фактический и ожидаемый дебит жидкости, м3/сут.

Значение ожидаемого дебита рассчитывают по формуле

n

рож = 2 Рож гhэф г,    (10.9)

г=1

где Рож г - удельный ожидаемый дебит г-х пластов, пористость которых находится в определенных пределах, м3/(сут • м); hэф г - толщина пластов, пребывающих в соответствующем диапазоне пористости, м.

Например, для эоценовых пластов в зависимости от пористости определены удельные дебиты, приведенные в табл. 10.2.

Далее необходимо избрать пласты данной скважины в указанных пределах пористости, определить их толщину в каждом из диапазонов и, пользуясь зависимостью (10.9), рассчитать ожидаемый дебит, а затем отношение текущего дебита к ожидаемому.

Приемистость скважины q во время нагнетания с давлением, меньшим давления опрессовки эксплуатационной колонны, больше предельной q^:

q > q^.    (10.10)

Ограничением здесь является длительность нагнетания 6 м3 кислоты, которая с учетом допустимого коррозийного воздействия на трубы при пластовой температуре и применяемых ингибиторах не должна превышать 6 ч. Это означает, что наименьший расход кислоты

qпр > 24 м3/сут.

Суммарная толщина продуктивных пластов в разрезе не меньше предельной:

^ф > h^. (10.11)

Для обоснования такого предельного значения использованы данные термометрических исследований в многочисленных скважинах месторождений Предкарпатья после КО. Обнаружена средняя толщина интервала (13 м), который обрабатывали кислотой при среднеквадратичном отклонении ± 4 м. Поэтому наименее эффективной толщиной пласта, на который целесообразно воздействовать кислотой, считается h^ = 13 - (2 • 4) = 5 м.

Количество глин в коллекторах Предкарпатья не больше, чем предельное Сг. пр = 10 %, так как породы с большей глинистостью обычно не проницаемые, или

Сгл ? Сг. пр.    (10.12)

Т а б л и ц а 10.2

Значение удельного дебита

жидкости эоценовых пластовПредкарпатья

Пределы пористости, %

Удельный ожидаемый дебит пластов, м3/(сут-м)

7- < 9

0,35

9- < 11

0,65

11- < 13

2,0

13- < 15

3,0

>15

4,5

Относительная гидропроводность пластов, поддающихся кислотной обработке (или иному методу ОПЗ, например, ГРП),

8 от = 8р/8скв > 0,5,    (10.13)

где 8обр - это сумма произведений йэф t (толщина каждой прослойки) на k0 (проницаемость каждой прослойки, которая подвергается СКО, ГКО, ГРП и т.п.).

Условную гидропроводность скважины 8скв определяют для всех перфорированных продуктивных прослоек. Значение вязкости пластовых жидкостей для этих расчетов условно принимают равным единице.

Физический смысл относительной гидропроводности - доля продуктивности обрабатываемых прослоек к продуктивности всех прослоек, раскрытых в разрезе скважины.

Отношение пластового давления к гидростатическому, свидетельствующее об энергетическом потенциале пластов

^нр = Рш/Ргет > 0,7    (1°.14)

где ^нр - коэффициент, учитывающий энергетический потенциал давления в пласте; ргст = Hgp10-6 - гидростатическое давление в середине пласта (объекта), подвергнувшегося обработке, МПа; H - глубина залегания пласта, м; р = 1000 кг/м3 - плотность воды; g = 9,81 м/с2; рпл - пластовое давление, приведенное к глубине H, МПа.

Пример 10.2.1

В скважине в интервале 2715-2920 м перфорированы шесть продуктивных пластов, которые сгруппированы по пористости, большей тпр = 7 %, в четыре интервала (табл. 10.3). Проницаемость пластов рассчитана по формулам

(10.3) на основе известной пористости и типа коллектора.

Дебит скважины 86,6 м3/сут, газовый фактор 171 м3/т, пластовое давление 25 МПа, средняя глубина пласта 2800 м. Приемистость скважины во время нагнетания воды с ПАВ при давлении 15 МПа равна 150 м3/сут. Обломочная часть породы на 90 % состоит из кварца. Количество глинистого материала в породе 5 %, карбонатов 4 %. Определить, целесообразно ли про-водить в скважине кислотную обработку.

Решение

1. Определяем параметр ОД. Для этого рассчитываем по формуле (10.9) и характеристике разреза скважины значение

дож = 0,35 -13,2 + 0,65 - 27,2 + 2 -14,1 + 3 - 27,4 = 132,7 м3/сут.

Т а б л и ц а 10.3

Характеристика разреза скважины

Интервал пористости, %

Толщина пласта, м

Пористость,

%

Проницаемость,

мкм2

Условная гидропроводность, м-мкм2

7-9

13,2

8,0

0,0007

0,009

9-11

27,2

9,9

0,0030

0,032

11-13

14,1

12,0

0,0213

0,300

13-15

27,4

13,9

0,0446

1,222

>15

0

0

0

0

Тогда по формуле (10.8) ОД = 86,6/132,7 = 0,65, что меньше единицы, следовательно, существуют резервы увеличения дебита скважины.

2. Сравниваем значение фактической приемистости скважины с предельной по формуле (10.10). Поскольку q = 150 м3/сут > q , то этого количества достаточно для обработки. Длительность нагнетания 6-18 м3 кислотного раствора в пласт 1-3 ч.

3. Основными поглощающими пластами по характеристике разреза являются коллекторы с пористостью 13,9 %, проницаемостью 0,045 мкм2 и толщиной 27,4 м. Согласно условию (10.11) толщина пластов достаточна для обработки.

4.    Сравнивая содержание глин в коллекторе Сгл = 5 % с условием (10.12) и карбонатность Ск = 4 % с условием (10.6), приходим к выводу о возможности применения кислотной обработки путем нагнетания солянокислотного раствора.

5.    Отношение условной гидропроводности пластов с наибольшей пористостью 13-15 % к суммарной составляет е = 1,222/1,613 = 0,76, что удовлетворяет условию (10.13). Поэтому во время обработки всего разреза, очевидно, следует обрабатывать пласты с т = 13-15 %, которые более всего влияют на продуктивность скважины. Отсюда ожидаем заметного улучшения дебита.

6. Сравниваем пластовое давление с гидростатическим по условию

(10.14):

^нр = Рпл/Ргст = 25/2800-1000- 9,8 • 10-6 = 25/27,4 = 0,91 > 0,7.

Это означает, что уровень пластовой энергии достаточен для удаления продуктов реакции из пласта и обеспечения эффективной работы скважины после обработки.

Таким образом, в скважине целесообразно провести СКО всего разреза для увеличения продуктивности пластов с наилучшими коллекторами, после чего исследовать ее влияние на продуктивность отдельных частей разреза и скважины в целом. Решение о дальнейших действиях принимают на основании полученных результатов и дополнительных гидродинамических и термометрических исследований скважины.

Задача 10.3

Обосновать расход жидкости и давление во время нагнетания кислотного раствора в пласт.

Методика

Из предварительных исследований скважины известны: глубина залегания продуктивных пород и дебит скважины; давление опрессовки эксплуатационной колонны; характеристика изменения давления во время нагнетания в скважину жидкости с постоянным или постепенно возрастающим расходом; влияние расхода кислоты на глубину (радиус) обработки пласта; градиент давления во время нагнетания кислоты в пласт по данным предварительных обработок скважины и градиенты давления гидроразрыва пласта.

Можно определить условия и ограничения для обоснования значений расхода жидкости и давления во время нагнетания кислотного раствора в пласт. Для этого необходимо исследовать приемистость скважины, т.е. характер изменения давления на устье во время нагнетания в пласт с наименьшим постоянным расходом насосного агрегата q или возрастающим q1 <

< q2 < q3 расходом, например, путем постепенного увеличения скорости насосного аг!егата.

По данным исследований построим кривую

Ру = f(t),

где pY - давление на устье; t - длительность нагнетания, мин.

Для незначительного расхода маловязкой жидкости гидравлические потери трения невелики. Например, для воды с q = 250 м3/сут через 73-мм НКТ потери ^тр < 0,002 МПа/100 м или на 2000 м - 0,4 МПа, поэтому для процесса нагнетания кислоты в пласт гидравлическими потерями можно пренебречь.

Расход кислоты qK во время закачивания в песчано-алевролитовые пористые пласты с учетом влияния на скорость прохождения реакции не регламентируется. Наибольшее допустимое значение расхода ограничивается лишь давлением.

О незначительном влиянии скорости фильтрации на скорость взаимодействия кислоты с породой известно из лабораторных исследований и теории реакций кислотных растворов в поровом пространстве. Доказано, что в порах с размерами 10-12 мкм длительность нейтрализации каких-либо кислотных растворов на стенках скважины измеряется долями секунд. В глубине призабойной зоны продолжительность нейтрализации несколько возрастает: для солянокислотных растворов до 10 с, а для глинокислотных - до сотен секунд. Увеличение расхода кислоты даже в несколько раз несущественно влияет на длительность реакции кислоты в пласте. В отличие от закачивания кислоты в пласт, длящегося часами, реакция в поровом пространстве происходит почти мгновенно для любых реальных расходов кислоты во время обработки пласта.

Известно, что во время обработки трещинных карбонатных коллекторов желательно закачивать СКР при максимально возможном расходе, так как это обеспечивает возрастание глубины обработки пласта и увеличивает эффективность кислотного воздействия.

Ограничивается наименьшее значение расхода, которое зависит от допустимого пребывания кислоты на забое, с учетом защиты металла от коррозийной активности по условию (10.10). Из опыта КО известно, что расход кислоты на устье обычно qK = 150+500 м3/сут.

Давление на устье во время кислотной обработки должно быть меньше давления опрессовки эксплуатационной колонны, так как это дает возможность проводить нагнетание кислоты без пакера и удешевляет процесс:

pKpопр,

где pK - давление на устье во время поступления кислоты в пласт; p^ -давление опрессовки.

Обычно давление опрессовки эксплуатационных колонн составляет 1520 МПа в эксплуатационных скважинах и 20-40 МПа - в разведочных.

Градиент давления во время нагнетания кислотных растворов в пласт должен быть меньше градиента давления гидроразрыва пород в скважинах данного региона (месторождения), чтобы избежать ГРП и распространить воздействие кислоты по толщине пласта:

grad p K = (p гСТ + рк)/0,0Щ\

где ргрп - давление на забое во время ГРП перед закреплением развитых трещин песком, МПа; H - глубина скважины, м; pгст - гидростатическое давление воды в скважине, МПа.

(10.18)


(10.19)


p^ = pgH;

р - плотность жидкости в скважине, кг/м3; g = 9,8 м/с2.

Приведем значения средних градиентов давлений гидроразрыва пласта, которые наиболее характерны для условий предкарпатских месторождений. Градиент p = 1,8 МПа/100 м в нефтяных скважинах и градиент p = = 1,90 МПа/100 м - в водонагнетательных. Во время КО нефтяных скважин градиент pK = 1,56 МПа/100 м, а водонагнетательных - 1,73 МПа/100 м.

Разность давлений обусловлена наличием в призабойной зоне нефтяных скважин воронки депрессии, а в нагнетательных - репрессии.

Если давление ГРП не исследовано, то можно считать, что

grad p^ = 100^ + 0,008 H)/ H.

(10.20)


Это значение используют для принятия решения по условию (10.16).

Пример 10.3.1

Скважина эксплуатируется штанговым глубинным насосом (ШГН) с дебитом

6 т/сут. Эффективная толщина пластов, размещенных в интервале 18401960 м, кэф = 50 м. Пластовое давление pra = 17 МПа, давление опрессовки колонны p^ = 20 МПа. Результаты исследования скважины на приемистость воды плотностью 100 кг/м3 изображены на рис. 10.1. Определить ожидаемые расходы кислоты и давление во время нагнетания в пласт.

Решение

1.    Анализируя кривую pY = f(t), находим, что на протяжении 10 мин нагнетания в пласт давление возрастает стремительно, а далее - очень медленно, поэтому значение pу = 12 МПа для t = 20 мин можно считать квази-устойчивым для расхода q0 = 225 м3/сут.

2.    Принимаем qK = q0 = 225 м3/сут для pK = 12 МПа. Проверим допустимость применения такого расхода. Поскольку верхний предел расхода кислоты в песчаных коллекторах не ограничен, проверяем допустимость применения qK = q0 по условию (10.10) наименьшего расхода. Определив, что qK = 225 м3/сут > q , принимаем заданный расход для обработки.

3. Сравниваем давления по условию (10.15) и, так как pK < p , КО проводим без пакера.

4.    Проверим возможность гидроразрыва пласта во время нагнетания под давлением pK < p^. Вначале рассчитываем среднюю глубину обрабатываемых пластов

H = (1840 + 1960)/2 = 1900 м,

а далее по условию (10.19)

p^ = pgH = 1900 - 1000 - 9,8 = 18,6 МПа.

grad рк = (18,6 + 12)/0,01 • 1900 = 1,61 МПа/100 м.

Рис. 10.1. Изменение давления ру на устье скважины во время пробного нагнетания в пласты    (q = 225 м3/сут):

1, 2 - давление для водонагнетательной и нефтяной скважины соответственно; 3 - объем жидкости, м3; ру - давление на устье скважины, МПа; t - продолжительность нагнетания в пласт, мин; V - закачанный в скважину объем жидкости, м3


V,m°

15

10

, iri"U j

-

~ J

2

J ___

J-i

i---,J

~ /

-

/

/

J /

Ро

Ро

7/

3 _

1/

—-"-т"

1 '

' |

10

10

15 t, мин


Проверяем условие (10.16), по которому grad pK = 1,61 МПа/100 м < 1,8 МПа/100 м, поэтому гидроразрыв пласта не ожидается.

Пример 10.3.2

Водонагнетательная скважина, пробуренная на глубину 2910 м, раскрыла олигоценовые отложения с пористостью 9-10 % в интервале 2414-2906 м, обсаженном фильтром, середина которого H = 2660 м. Пластовое давление 28 МПа, забойное давление во время нагнетания воды в пласт рн., = = 39,6 МПа и представляет собой сумму давлений на устье р у = 13 МПа во время нагнетания воды с расходом Q = 45 м3/сут и гидростатического ргст = = 26,6 МПа. Тогда градиент забойного давления

grad рн.в - рн.в/0,01 Н = 39,6/26,6 = 1,49 МПа/100 м.

Репрессия на пласт во время закачивания воды

Ар = рнв - рпл = 39,6 - 28,0 = 11,6 МПа,

а коэффициент приемистости K = Q/Ар = 45/11,6 = 3,87 м3/(сут • МПа).

Давление опрессовки рн.в = 20 МПа. Для увеличения приемистости планируют кислотную обработку. Исследовано увеличение давления во время нагнетания насосным агрегатом (см. рис. 10.1) с постоянным расходом q 0 = = 225 м3/сут. Определить ожидаемое давление и расход кислоты во время КО.

Решение

1.    Анализируя кривую ру = f(t) (см. рис. 10), находим, что после 5 мин нагнетания давление на устье практически стабилизировалось при р0 = = 19 МПа для расхода q0 = 225 м3/сут.

2.    Принимаем qK = q0 = 225 м3/сут для рк = р0 = 19 МПа. Верхний предел расхода кислоты во время обработки песчаных коллекторов не ограничивается, а нижний должен быть больше q по условию (10.10):

qK = q0 = 225 м3/сут > 25 м3/сут.

Заданный расход приемлем для КО.

3.    Проверим допустимость давления нагнетания для рк = ропр Условие

(10.15) выполняется, поскольку рк = 19 МПа. Для проверки условия (10.16) определим по (10.18)

Поскольку 1,71 < 1,90 МПа/100 м, считаем, что кислота будет поступать в пласт под давлением pK = 19 МПа.

Пример 10.3.3

Нефтяная скважина эксплуатируется штанговым насосом. Эффективная мощность песчаников, залегающих в интервале 2690-2790 м, обсаженном фильтром, равна 60 м. Дебит нефти - 6 т/сут. Пластовое давление на глубине 2740 м равно 22 МПа. Давление опрессовки эксплуатационной колонны составляет 18 МПа. Данные исследования скважины на приемистость приведены на рис. 10.2. Оп ределить ожидаемый расход кислоты и ее давление во время поступления в пласт.

Решение

1. Результаты исследований приемистости (см. рис. 10.2) свидетельствуют, с одной стороны, о возможности применять наибольший расход q03 = = 330 м3/сут и быстрее нагнетать кислоту в пласт, а с другой, поскольку p^p = 18 МПа < p03 = 22 МПа, о необходимости дополнительных мер для защиты эксплуатационной колонны с таким режимом нагнетания. Поэтому рассмотрим процесс нагнетания с меньшим расходом.

2.    Согласно теории КО поровых коллекторов, уменьшение расхода кислоты не обусловливает уменьшения радиуса обработки пласта. Поэтому целесообразно выбрать расход q01 = 110 м3/сут с давлением p01 = 15 МПа <

< p^ по условию (10.15).

3.    Проверим допустимость нагнетания кислоты в пласт с давлением pK = = p01 = 15 МПа с точки зрения возможного ГРП. Вначале определим p гст на глубине H по условию (10.19): p^ = 27,4 МПа. Далее по формуле (10.18)

grad pK = (27,4 + 15,0)/0,01 H = 1,55 МПа/100 м.

Так как условие (10.16) grad pK < 1,8 МПа/100 м удовлетворяется, сделаем вывод о том, что во время КО можно поддерживать расход кислоты qK = = 110 м3/сут и давление pK = 15 МПа.

Задача 10.4

Рассчитать продолжительность реакции СКР в порах песчаного карбонизированного коллектора.

10    20    30    t,    мин

359


Рис. 10.2. Изменение давления ру на устье скважины во время пробного закачивания в пласты (расход 110; 220 и 330 м3/сут):

!у - давление на устье скважины, МПа; t - продолжительность нагнетания в пласт, мин; V - закачанный в скважину объем жидкости, м3

Реакция СКР с породой является гетерогенной реакцией первого порядка, которая лимитируется диффузорной стадией и описывается уравнением

С = С0 exp(-4px/ dp),    (10.21)

где

dcp = 0,57(k0m0)0,5104;    (10.22)

С0 и С - соответственно начальная и текущая концентрации кислоты, молярная или в процентах (по массе); в - коэффициент массопередачи, м/с; т - время фильтрации через породу, с; йср - средний диаметр пор в пористой среде, м; k0 - проницаемость пласта перед обработкой, мкм2; т0 - пористость, %.

С достаточной для практики точностью принимаем степень нейтрализации СКР для уровня С = 0,1 С0. Прологарифмировав уравнение (10.21) и учитывая, что 1п(С0/С) = 2,3 определяем продолжительность нейтрализации для заданных условий:

т = 0,575dcp / р.    (10.23)

Для расчета коэффициента массопередачи используем эмпирическую зависимость для СКР

р = 28,8 -10-4/Re0'05Dms / dcv,    (10.24)

где

Re = (uCp dCp)/ v;    (10.25)

Dms - коэффициент молекулярной диффузии, постоянный для определенной концентрации соляной кислоты и температуры, м2/с; иср - средняя линейная скорость движения СКР, м/с; v - кинематическая вязкость кислоты, м2/с.

Итак,

Dms = (D0s - 0,0178-10-4 /273)(273 + 7^)/ v,    (10.26)

где Dos - коэффициент диффузии для HC1.

Значение Dos находим из табл. 10.4 для заданной концентрации HC1, а значение вязкости воды - из табл. 10.5.

Т а б л и ц а 10.4

Коэффициент диффузии для HC1 при 0°С

Концентрация HC1

Коэффициент диффузии

Я/Ю-8,

м2

массовая С0,

%

молярная Cms'106, мг-экв/м3

5

1,39

0,169

10

2,87

0,190

15

4,46

0,212

20

6,03

0,235

25

7,72

0,259

30

9,45

0,282

Т а б л и ц а 10.5 Кинематическая вязкость воды

Температура Гл, °С

Кинематическая вязкость v-10-4, м2

Температура Гл, °С

Кинематическая вязкость v-10-4, м2

0

0,0178

80

0,0035

20

0,0100

100

0,0028

40

0,0065

120

0,0023

60

0,0047

140

0,0019

Линейная скорость фильтрации СКР в поровом пространстве максимальная на стенках скважины с радиусом гс = 0,1 м; она уменьшается с увеличением радиуса проникновения кислоты г. Определить суммарную площадь отверстий на цилиндрических фильтрационных поверхностях радиусом г достаточно сложно.

Для этого учитывают неравномерность проникновения СКР в разрезе вокруг скважины (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), а также микронеоднородность порового пространства по распределению поровых каналов и участие их в фильтрации. Таким образом, площадь фильтрации F на расстоянии г от скважины записывают в виде

F = 2пг(т0/ 100)йэф&в.о&г.о&у.ф&в,    (10.27)

где г - радиус распространения СКР от оси скважины, м, г > гс; т0 - пористость пласта, %; кэф - эффективная перфорированная толщина пласта, м; kB0 - коэффициент степени охвата пласта по вертикали (по данным промысловых исследований); ?го - коэффициент степени охвата пласта СКР по горизонтали; ?у.ф - коэффициент, учитывающий участие пор в фильтрации СКР (по данным лабораторных исследований); k - коэффициент вытеснения пластовой жидкости водным кислотным раствором (по данным лабораторных исследований).

Средняя линейная скорость СКР

иср = (q/86400)/ F,    (10.28)

где иср - средняя линейная скорость фильтрации, м/с; q - объемный расход СКР, м3/сут; F - площадь фильтрационных отверстий, м2.

По результатам анализов образцов пород Предкарпатья предлагаем неравномерность охватывания породы обработкой СКР в горизонтальной плоскости записать как зависимость

кго = exp(-0,1r).    (10.29)

Пример 10.4.1

Пласт карбонизированного песчаника обрабатывают раствором С0 = 15 % HCl; т0 = 14 %; кэф = 78,3 м; ?в.о - 0,35; k ф = 0,28; k„ = 0,5; q = 260 м3/сут; k0 = 0,044 мкм2; Тпл = 85 °С; v = 0,33 • 10 м2/с; Dos - зависит от концентрации СКР (см. табл. 10.4); значение kY^ см. в табл. 10.10.

Решение

1. Сначала определяем суммарную площадь поровых отверстий на расстоянии г от оси скважины, сквозь которые фильтруется по пласту кислотный раствор по формуле (10.27):

Здесь и далее решение записано как функция г. Результаты расчетов для различных r приведены в табл. 10.6.

2. Определяем среднюю скорость фильтрации кислотного раствора на расстоянии r по формуле (10.28)

иср = (260/86400)/F = 0,003/F.

3. Число Рейнольдса находим по уравнению (10.25). Принимая во внимание (10.22), рассчитываем диаметр поровых каналов

dcp = 0,57(0,044/14)-0,50,5 - 10-4 = 3,2 - 10-6 м.

Считаем, что кинематическая вязкость СКР равна вязкости воды с пластовой температурой Тпл = 85 °С, т.е.

v = 0,33 - 10-6 м2/с.

Число Рейнольдса определяем таким образом:

Re = иср - 3,2 - 10-6/0,33 - 10_6 = 9,7иср.

4.    Рассчитаем коэффициент массопередачи для реакции в поровом пространстве по формуле (10.24). Для этого сначала определим по формуле (10.26) значение коэффициента молекулярной диффузии 15 %-ной HC1 для температуры пласта

Dms = [(0,212 - 10-8 - 0,0178 - 10 4)/273][(273 + 85)/0,0033 - 10-4] =

= 1,5 - 10-8 м2/с.

Подставив значение Dms в формулу (10.24), получим Р = 28,8 - 10-4Re0,051,5 - 10-6/3,2 - 10-6 = 13,3 - 10-6Re0'05.

5.    Определим длительность реакции (с) в пласте по уравнению (10.23), подставив в него значение диаметра поровых каналов d^:

т = 0,575 - 3,2 - 10-6/р = 184 - 10-8/р.

Результаты расчетов (см. табл. 10.6) свидетельствуют о том, что скорость реакции в пласте измеряется секундами. Следовательно, выдерживать соляную кислоту на реагирование не следует, так как она теряет почти всю свою химическую активность во время поступления в пласт.

Т а б л и ц а 10.6

Расчет процесса солянокислотной обработки

Параметры

Расстояние r от оси скважины, м

0,1

0,3

0,5

1,0

2,0

3,0

4,0

Суммарная площадь поровых отверстий F, м2

0,36

0,98

1,60

3,05

5,53

7,48

9,03

Средняя линейная скорость фильтрации СКР иср, 10-2 м/с

0,83

0,31

0,19

0,10

0,05

0,04

0,03

Число Рейнольдса Re-10-4

805

301

184

97

52

39

32

Коэффициент массопередачи р-10-8, м2

12,3

48,5

30,4

16,5

9,2

7,0

5,8

Длительность реакции в пласте т, с

1,5

3,8

6,0

11,0

20,0

26,0

32,0

Рассчитать параметры зоны растворения в СКР. Рассчитать глубину проникновения СКР в поровое пространство, количество растворенной породы и радиус зоны растворения на основании лабораторных исследований. Охарактеризовать изменение пористости пород после их обработки.

Методика

Кислотный раствор проникает в поровое пространство неравномерно. Поэтому, как и в предыдущей задаче 10.4, учтено влияние макронеоднородности (коэффициенты kB.D и kго) и микронеоднородности (коэффициент ?у.ф) породы. С учетом этого определяют объем кислотного раствора на расстоянии r от оси скважин:

Vks = 2пНэф &в.о &у.ф&в(то0/100)[ехр(-0,1Гс)(0,1Гс + 1) -

- exp(-0,1r)(0,1r + 1)]100.    (10.30)

Если выражение в скобках обозначить функцией A(r), тогда уравнение (10.30) можно записать в виде

Vks = 2лАэф^.оку.ф - k,m0A(r).    (10.31)

Вычисленные значения функции A(r) сведем в табл. 10.7.

Расчет обычно производят в пределах гсr < 10 м, где гс = 0,1 м, а шаг изменения радиуса составляет 0,1 м в пределах до r = 1 м; 0,2 м - в пределах до r = 2 м и 1 м - в пределах до r = 10 м.

По уравнению (10.31) определяем, какой радиус отвечает заданному объему КР и строим графики Vks = f(r), как указано на рис. 10.3. Далее рассчитываем длительность поступления заданного объема кислотного раствора в пласт

tv = 1440Vks / qK,    (10.32)

где tv - длительность закачивания СКР, мин; qK - расход СКР, м3/сут.

Порода растворяется в количестве Gs только в сфере проникновения СКР условным радиусом r. Это означает, что возрастает объем только той части порового пространства, которая заполнена СКР и контактирует с ним. Понятно, что это является зоной реагирования кислоты с породой.

Т а б л и ц а 10.7

Результаты расчетов A(r) в зависимости от радиуса проникновения кислоты r

r, м

A(r)

r, м

A(r)

r, м

A(r)

0,1

-

1,0

0,004630

2,5

0,026435

0,2

0,000147

1,1

0,005565

3,0

0,036880

0,3

0,000438

1,2

0,006609

3,5

0,048620

0,4

0,000729

1,25

0,007150

4,0

0,061304

0,5

0,001159

1,3

0,007696

5,0

0,090000

0,6

0,001678

1,4

0,008696

6,0

0,121700

0,7

0,002287

1,5

0,010140

7,0

0,155600

0,8

0,002980

1,75

0,013800

8,0

0,190900

0,9

0,003761

2,0

0,017480

9,0

0,227400

10,0

0,263900

Рис. 10.3. Развитие зоны растворения пласта СКР и профиль нейтрализации кислоты (типичная картина):

Gs - масса растворенной породы, т; Vks -объем СКР, м3; г - радиус от оси скважины, м; гз р и гпр р - условные радиусы зоны растворения и продуктов реакции, м; С/С0 - отношение текущей концентрации к начальной; V - объем зоны растворения


Количество растворенной породы легко определить, если известен коэффициент возрастания пористости kms.

Для расчета kms используем результаты лабораторных экспериментов. Фильтруют излишек СКР для полного удаления карбонатов из образца породы и определяют увеличение его пористости Ams. Применяют следующее выражение:

kms = (m0 + Ams)/m0 = mc/m0.    (10.33)

Количество растворенной породы (кг) в зоне г проникновения Vks объема соляной кислоты

Gs = Рек Vks(kms- О»    0°.34)

где рск = 2000-2700 кг/м3 - плотность скелета растворяющейся в СКР породы: kms = 1,1 *1,3 для слабокарбонатных песчаных пород Предкарпатья.

Таким образом, с учетом Vks = /(г) строим зависимость Gs = /(г) (рис.

10.3).

Теперь можно определить    размеры    зоны    растворения    СКР.    Учитываем,

что реакция СКР в пласте происходит    почти    мгновенно    (см.    задачу 10.4,

табл. 10.6), поэтому профиль нейтрализации СКР в пласте является прямоугольным. Условный радиус фронта зоны растворения определяют из максимального количества породы, которая может быть растворенной в объеме кислотного раствора заданной концентрации

Gms = VksDCsRms’    (10.35)

где Gms - максимальная    растворимость    в    кислотном    растворе,    кг;    DCs - потеря кислотности, мг-экв/м3;    Rms    -    средняя    растворимость    породы    на едини

цу потери кислотности, кг/мг-экв.

Для условий обработки песчаных пород Предкарпатья Rms = (17*25)10-6 кг/мг-экв.

Считается, что потери кислотности составляют 90 % ее начального значения, или

DCS = 0,9Cms    (10.36)

(Cms определяют по табл. 10.4).

Подставив (10.36) в уравнение (10.35), найдем

Gms = 0,9 Vks CmsRms.    (10.37)

После расчета Gms для заданных значений Vks радиус зоны растворения гзр находим графическим или приближенным методом. Откладываем на оси Gs значение Gms и, пользуясь кривой Gs = f(r) (см. рис. 10.3), получаем на абсциссе r искомый радиус зоны растворения. Наиболее часто радиус растворения изменяется в пределах от 0,5 до 1,5 м. Чтобы найти радиус растворения продуктов в пласте гпрр, опустим перпендикуляр из заданного значения Vks на ось абсцисс. Зная глубину обработки пласта кислотой, используем полученные результаты и построим профиль нейтрализации кислоты в пласте (см. рис. 10.3) в координатах C /C0 = f(r), где С и С0 - соответственно текущая и начальная концентрации СКР.

Пример 10.5.1

Пласт карбонизированного песчаника обработан 15 %-ным раствором HC1. Условия см. задачу 10.4.1. Кроме того, по данным лабораторных исследований: Ск = 3,1 %; kms = 1,2; р = 2700 кг/м3; Cms = 4,46 - 106 мг-экв/м3; Rms = = 20 - 10-6 кг/мг-экв. Рассчитать параметры зоны растворения в СКР.

Решение

1. Определяем сначала по формуле (10.31) возрастающий объем СКР по мере нагнетания его в пласт как функцию условного радиуса:

Vks = 2 - 3,14 - 14 - 78,3 - 0,35 - 0,28 - 0,5A(r) = 337,3A(r).

Эти и последующие результаты расчетов сведены в табл. 10.8.

2.    Продолжительность нагнетания (мин) СКР на заданную глубину пласта (по радиусу) рассчитываем по формуле (10.32), расход кислотного раствора q = 260 м3/сут:

tv = 1440tks/260.

3.    Количество породы, которая может быть растворенной в зоне r проникновения СКР, определяем при условии известного kms = 1,2 и рск = = 2700 кг/м3. С учетом этого запишем формулу (10.34) в виде

Gs = 2700(1,2-1)Vks = 540Vks.

4.    Рассматриваем варианты закачивания в пласт от 3 до 18 м3 СКР -15 %-ной HC1 и определяем максимальную растворимость породы после нейтрализации СКР на 90 %. Для 15 %-ной HC1 из табл. 10.4 находим молярную концентрацию Gms = 4,46 - 106 мг-экв/м3. По данным лабораторных исследований средняя растворимость в СКР эоценового песчаника

Rms = 20 - 10-6 мг-экв/м3.

Т а б л и ц а 10.8

Растворение породы пласта по глубине проникновения СКР

Параметры

Расстояние r от оси скважины

м

0,1

0,3

0,5

0,7

1,0

1,5

2

3

4

Объем СКР Vks, м3

-

0,15

0,39

0,77

1,56

3,42

5,89

12,4

20,6

Длительность нагнетания СКР в пласт tv, мин

-

-

-

-

8,6

18,9

32,6

68,7

114,1

Масса растворенной породы Gs, кг

81

210

416

842

1847

Не

рассчитаны

Т а б л и ц а 10.9

Объемы СКР и глубина обработки пласта СКР

Объем СКР Vks, м3

Максимальная растворимость в кислотном растворе Gms, кг

Радиус зоны растворения, гзр, м

Радиус зоны продуктов реакции в пласте гпрр, м

3

240

0,54

1,4

6

480

0,76

2,1

9

720

0,92

2,5

12

960

1,08

Не определяли

15

1200

1,20

То же

18

1440

1,32

Подставив эти значения в уравнение (10.37), получаем Gms = 0,9Vks4,46 • 106 = 80 Vks.

Результаты расчетов сведены в табл. 10.9.

5.    Построим по данным    табл. 10.8.    графики    Vks    =    f(r)    и    Gs    =    f(r)    (см.

рис. 10.3).

6.    Опустив перпендикуляр из заданных значений Vks и Gms на ось абсцисс, найдем радиусы зоны продуктов реакции и зоны растворения - гпрр и гзр, которые приведены в табл. 10.9.

Зная глубину обработки пласта кислотой и пользуясь полученными результатами, построим профиль нейтрализации кислоты в пласте (см. рис.

10.3) для 6 м3 СКР.

Задача 10.6

Рассчитать количество растворенной породы в солянокислом растворе. Известны карбонатность и глинистость песчаника.

Методика

Методику применяют, если отсутствуют данные исследований увеличения пористости образцов породы после обработки СКР, т.е. не определено Kms, как описано в задаче 10.5, или для сравнения с лабораторным экспериментом. Для решения задачи нужно знать содержание карбонатов и глин в породе.

Из лабораторных экспериментов исследования растворимости песчано-алевролитовых пород Предкарпатья в СКР известно, что во время обработки излишком соляной кислоты в пластовых условиях из породы извлекаются около 25 % алюмосиликатов и 50 % карбонатов. Растворения SiO2 практически не происходит. С учетом приведенных данных запишем формулу растворимости породы в излишке СКР в виде

DGS = 0,25Сгл + 0,5CK,    (10.38)

где DGs - растворимость породы в СКР, % (по массе); Сгл - содержание глин в породе, %; Ск - содержание карбонатов СаСО3 и MgCO3 в породе, %. Количество растворенной породы (кг) определяем по формуле

где рп = 2200+2300 - средняя плотность пористой породы, кг/м3; m0 - пористость перед обработкой, %.

Пример 10.6.1

Производят СКО скважины СКР. Рассчитать количество растворенной породы, если известны Сгл = 6,6 %, Ск = 3,2 %, плотность породы рп = = 2300 кг/м3, пористость m0 = 14 %.

Решение

1. Для определения количества растворенной породы рассчитываем растворимость в СКР по формуле (10.38)

DGs = 0,25 - 6,6 + 0,5 - 3,2 = 3,26 %.

2. Количество растворенной породы (кг) в зоне реагирования кислоты определяется как функция объема Vks по уравнению (10.39)

Gs = 2300Vks 3,26/14 = 535Vks.

Далее строим зависимость Gs = f(r). Поскольку Vks = f(r), решаем задачу о радиусе зоны обработки СКР аналогично задаче 10.5.

Задача 10.7

Рассчитать ожидаемое изменение пористости песчаного коллектора после обработки его солянокислотным раствором. Известны карбонатность и глинистость породы.

Методика

Методику применяют в случае отсутствия прямых лабораторных исследований определения kms при наличии данных, указанных в задаче 10.5.

С начала рассчитываем количество растворенной породы (в %, по массе) по формуле (1 0.38).

Зная DGs, определяем объемную растворимость DVs (в %), которая отвечает увеличению пористости породы:

DVs = PпDGs/р.    (10.40)

Следовательно, значение пористости (%) породы после обработки СКР

ms = m0 + DVs.    (10.41)

Коэффициент возрастания пористости после обработки СКР сравнительно с начальной пористостью

kms = ms/m0,    (10.42)

Далее по уравнению (10.34) находим Ds.

Пример 10.7.1

Задан состав породы аналогично задаче 10.4, плотность скелета породы рск = = 2700 кг/м3, плотность породы рп = 2300 кг/м3, пористость перед обработкой m0 = 14 %. Определить увеличение пористости после обработки СКР.

Решение

1. Согласно данным задачи 10.6 принимаем расчетное значение растворимости в СКР DGs = 3,26 %.

2.    По формуле (10.40) рассчитываем DVs = 2300 • 3,26/2700 = 2,78 %.

3.    Пористость породы после обработки определяем по уравнению

(10.41):

ms = 14 + 2,78 = 16,8 %.

4. Кратность увеличения пористости после обработки СКР находим по

(10.42)

kms = 16,8/14 = 1,2.

Задача 10.8

Определить проницаемость песчано-алевролитовых пород до кислотной обработки и после нее.

Методика

Обычно в материалах исследования скважин геофизическими методами рядом с геофизическими параметрами указывают также значение пористости пластов. Проницаемость пород определяют с использованием корреляционных зависимостей, в которые входят различные параметры (амплитуда потенциалов собственной поляризации, пористость и т.п.), либо другими методами. Для определения изменения пористости и проницаемости после СКО и ГКО использованы лабораторные данные, выполненные Ф.М. Бурмичем. Типизация предкарпатских пород-коллекторов с учетом гранулометрического состава, количества цемента и глинистости приведена в табл. 10.10.

Обработка данных об участии пор в фильтрации во время нагнетания в образцы пород кислотных растворов, проведенная Т.В. Будзенко в ЦНИЛ “Укрнефть”, свидетельствует, что в высокопроницаемых образцах она почти в 2 раза выше, чем в низкопроницаемых.

Для определения начальной проницаемости используют зависимости, полученные В.М. Дистряновым (табл. 10.11).

Результаты анализа влияния КО на пористость и проницаемость коллекторов после обработки свидетельствуют, что с достаточной для практики точностью можно прогнозировать изменение проницаемости после КО, используя экспериментальные данные. Изменение проницаемости после СКО (обработка СКР) и ГКО (последовательная обработка СКР и ГКР) определяют в лабораторных условиях. Из обработки экспериментальных данных найдены корреляционные зависимости увеличения проницаемости пород после обработки СКР песчаников и алевролитов Предкарпатья в количестве, достаточном для удаления карбонатов:

k = 0,9 exp(0,2CK),

(10.44)

ks = к/К

После дальнейшей обработки ГКР этих же образцов породы найдены зависимости:

Т а б л и ц а 10.10

Типизация предкарпатских пород-коллекторов

Код

KL

Название типа коллектора

Содержание цемента, %

Глинистость,

Коэффициент участия пор в фильтрации

1

Песчаники среднемелкозернистые

<5

2

0,42

2

Песчаники мелкозернистые

<5

3

0,37

3

Песчаники мелкозернистые, глинизированные

5-10

5

0,32

4

Песчаники мелкозернистые, алевролиты сильно-

10-20

8

0,26

глинизированны е

5

Алевролиты слабоглинизированные

<10

5

0,23

Т а б л и ц а 10.11

Расчет проницаемости коллектора

Тип коллектора (KL)

Уравнение регрессии, мкм2

1

k0 = 163,2-9 m04,74 (10.43а)

2

k0 = 127,8-11 m06,34 (10.436)

3

k0 = 158,7-11 m0592 (10.43в)

4

k0 = 76,5-11 m0585 (10.43г)

5

д)

3

.4

0.

S3

4,

7

II

k0

для пород с начальной проницаемостью k0 < 0,001 мкм2:

kJ = К (kmskmg)3

(10.46)

(10.47)

(10.48)


и для пород с начальной проницаемостью k0 > 0,001 мкм2

К = К (kmskmg ^

где kg = % / k0.

Таким образом, можно с достаточной для практики точностью определить ожидаемое возрастание проницаемости после СКО и ГКО. На рис. 10.4 графически изображено изменение проницаемости после КО.


Рис. 10.4. Изменение проницаемости пород Предкарпатья после СКО и ГКО:

1 - обработка излишком СКР по уравнению (10.44); 2 - последовательная обработка СКР и ГКР согласно уравнению (10.47) для породы с k0 > 0,001 мкм2; 3 -то же для k0 < 0,01 мкм2. Верхние границы кривых 2 и 3 для kms = kmg = 1,25, ниж-

1    1    А А    У

шге - для kms = km. = 1,1

Задано k0 = 0,044 мкм2; Ск = 3,1 %. Определить ожидаемую проницаемость после обработки СКР.

Решение

1.    Расчет проводим по формуле (10.44) ks = 0,9exp 0,2 - 3,1 = 1,67.

2. Проницаемость после СКР определяем по формуле (10.45)

ks = 1,67 - 0,044 = 0,074 мкм2.

Пример 10.8.2

Планируется провести ГКО песчаного коллектора типа KL = 4 раствором СКР, затем - ГКР. Известны kms = 1,2; kmg = 1,25; m0 = 11 %; Ск = 4 %. Определить проницаемость до обработки и после нее.

Решение

1. По формуле (10.43) определяем начальную проницаемость k0 = 76,6 - 10-11 m05'85 = 76,6 - 10-11 - 1 236 366 = 0,00094 мкм2.

2. Ожидаемое изменение проницаемости после обработки СКР рассчитываем по уравнению (10.44)

ks* = 0,9 exp(0,2 - 4) = 0,9 - 2,22 = 2,

а по истечении последовательной обработки ГКР - по формуле (10.46)

Щ = 2(1,2 -1,25)3 = 2 - 3,37 = 6,75.

3. Проницаемость после ГКО определим по формуле (10.48) kg = 6,75 - 0,00094 = 0,0063 мкм2.

Пример 10.8.3

Задано: k0 = 0,044 мкм2; Ск = 3,1 %; kms = 1,2; kmg = 1,1. Определить проницаемость после обработки ГКР ks = 1,7.

Решение

1.    Изменение проницаемости рассчитываем по (10.47) k; = 1,7(1,2 -1,1)2 = 1,7 -1,74 = 2,96.

2. Проницаемость после ГКО определяем по уравнению (10.48) kg = 2,96 - 0,044 = 0,130 мкм2.

Задача 10.9

Рассчитать технологическую и экономическую эффективность проведения солянокислотной обработки.

(10.49)


As 2 -


р)


As1 -


(k0 / ks НпСГз.р / rc) + (ko/ knp p) ln(rnp.p/ .3p,

где Qs2, Q0 - дебит после обработки СКР и однородного пласта, м3/сут; k0, ks, kпp.p - проницаемость пласта соответственно до обработки, в зоне растворения и в зоне выпадения продуктов реакции, мкм2; rs, гзр, гпрр, rK - соответственно радиусы скважины, зоны растворения, зоны выпадения продуктов реакции и контура питания, м.

Лабораторные исследования подтверждают, что после выпадения продуктов реакции СКР в поровой среде его проницаемость снижается до ^.пр = = (0,5*0,7)k0. И наоборот, если их немедленно извлечь из призабойной зоны, то проницаемость пласта не изменится, ^.пр = k0 (см. рис. 10.5, а), и тогда формула (10.49) будет иметь следующий вид:

Qs1    !n(rK/ rc)


'0    v'v0 / ,vsx ч'з.р

Приняв, что фактический дебит перед обработкой Qф эквивалентен дебиту однородного пласта Q0, т.е. Qф = Q0, дебит скважины после обработки запишем так:

Qs = ^ф.    (10.51)

Дополнительная добыча нефти DQH = (Qs - Qф)Гнpн(100 - Wq)/100,    (10.52)

где DQH - дополнительная добыча нефти после СКО, т; Гн - длительность работы скважины с повышенным дебитом, сут; рн - плотность нефти; W -обводненность нефти, %.


Степень увеличения дебита после СКО рассчитываем, применив решение задачи о притоке жидкости в скважину с однородным и неоднородным пластом. Расчетная схема изображена на рис. 10.5. Для расчета необходимо знать проницаемость пласта до и после обработки, радиус зоны растворения и зоны загрязнения продуктами реакции. Расчет для условий фильтрации через    две зоны,    ограниченные    гзр и    гпрр,    (рис.    10.5,    •),    по    сравнению    с

фильтрацией через однородный пласт проводят по следующей формуле:

Qs 2__1п(гк/ Гс)

Qo


Q0    (k0 / ks )1п(гз.р / Гс) + ln(rK


р) + ln(r„.


(10.50)


Рис. 10.5. Схема притока пластовых флюидов в скважину с концентрическими зонами разной проницаемости:

а - пласт с зоной растворения после СКО проницаемостью ks, • - пласт с зонами растворения ks и выпадения продуктов реакции ^рр; в - пласт с зонами растворения ks, первичной проницаемости k0, выпадения продуктов реакции k и необработанной зоной с первичной проницаемостью k0

¦*

к0

гз.р

Гк

1

*s

^пр.р

*0

Лр ,

. Vp

ко

^пр.р ^0

гвтс

Если необходимо более точно определить DQK, учитывая увеличение дебита только тех пластов, которые подвергаются СКО, то дебит после обработки рассчитываем по формуле

Qs = As 8 отQф + (1 -8 отЮф,    (10.53)

где 8от - относительная гидропроводность обрабатываемых прослоек к полной гидропроводности всех пластов в разрезе скважины [задача 10.2, формула (10.13)].

В этом случае дополнительная добыча

DQH = (As - 1)8отQфГнрн(100 - W0)/100.    (10.54)

Для оценки экономической эффективности СКО рассчитываем разницу средств от реализации нефти и затраты на проведение СКО по следующей формуле, в которую подставляем результаты расчетов по уравнениям (10.51) и (10.52) либо по (10.53) и (10.54):

Эн = (Цн - C^DQ, - гк.о,    (10.55)

где Эн - экономическая эффективность обработки, руб.; Цн - цена 1 т нефти, руб.; Сн - себестоимость 1 т нефти, руб.; ZK^ - стоимость СКО, руб.

Пример 10.9.1

Пласт песчаника обрабатывают 15 %-ным раствором HC1. Начальные параметры породы и условия такие же, как в примерах 10.4.1, 10.5.1 и 10.8.1. Дополнительные данные: гс = 0,1 м; rK = 200 м; T = 100 сут; рн = 0,84 т/м3; Qф = 86,6 м3/сут; W0 = 81,9 %; Цн = 15 руб/т; Сн = 8 руб/т. Рассмотрим варианты обработки объемами СКР: Vks составляет 3; 6 и 9 м3; ZK^ составляет 200; 300 и 400 руб. Влияние продуктов реакции не учитываем, так как они немедленно извлекаются из пласта. Рассчитать технологическую и экономическую эффективность.

Решение

1. Рассчитываем As1 по формуле (10.50), например, для Vks = 3 м3 по данным табл. 10.9 имеем гзр = 0,54 м. Тогда

А,- 2s---Ы200/01)--112.

Q0    (0,044 / 0,074) 1n(0,54 / 0,1) + 1n(200/0,54)

Результаты расчетов сведем в табл. 10.12.

Т а б л и ц а 10.12

Эффективность СКО с удалением продуктов реакции

Объем СКР, м3

Радиус зоны растворения, м

Ожидаемая

кратность

возрастания

дебита

Ожидаемый дебит после СКО, м3/сут

Ожидаемая дополнительная добыча нефти, т

Затраты на СКО, руб.

Оценка экономической целесообразности проведения СКО, руб.

3

0,54

1,100

95,3

132

2000

7200

6

0,76

1,121

97,0

158

3000

8100

9

0,92

1,134

98,2

176

4000

8300

2. Определяем ожидаемые дебиты скважины после обработки ее СКР для Vks = 3 м3 по уравнению (10.51)

Qs1 - 1,102 - 86,6 - 95,3 м3/сут.

3. Дополнительную добычу нефти рассчитываем по формуле (10.52) для

Vks = 3 м3 СКР:

DQ^ = (95,3 - 86,6)100 - 0,84 - (100 - 81,9)/100 = 132 т.

4.    Экономическую эффективность обработки СКР определяем по формуле (10.55) для Vks = 3 м3:

Эн = (150 - 80)132 - 2000 = 7200 руб.

Таким образом, с увеличением объема СКР эффективность возрастает неравномерно. Поэтому выбор объема СКР зависит от потребности в нефти или потребности получить наибольший экономический эффект (9 или 6 м3).

Пример 10.9.2

Условия расчета такие же, как в примере 10.9.1, но продукты реакции остались в пласте. Значение Щпрр = 0,7; ks = 0,031 мкм2, радиус фронта продуктов реакции для объемов СКР Vks = 3; 6 и 9 м3 соответственно равен 1,4; 2,1 и

2,6 м. Стоимость СКР соответственно составляет 2500; 3500 и 4500 руб.

Решение

1. Расчет As2 производим по формуле (10.49) для Vks = 3 м3 по данным табл. 10.9 и гзр = 0,54 м.

As2 - Q2 -_MWO!_- 1,039.

Q0    (0, 044/0, 074) 1n(0, 54/0,1) + 1n(0, 044/0, 031)1n(1, 40/0, 54) + 1n(200/1, 4)

Результаты расчетов сведены в табл. 10.13.

2. Рассчитаем ожидаемые дебиты скважины после обработки ее СКР для Vks = 3 м3 по формуле (10.51)

Qs2 = 1,032 - 86,6 = 90,0 м3/сут.

3. Дополнительную добычу нефти рассчитаем по уравнению (10.52) для

Vks = 3 м3 СКР:

DQ^ = (90 - 86,6)100 - 0,84 - (100 - 81,9)/100 = 52 т.

4. Экономическую эффективность обработки СКР определяем по (10.55) для объема Vks = 3 м3:

Т а б л и ц а 10.13

Эффективность СКО с оставленными в пласте продуктами реакции

Объем СКР, м3

Радиус зоны растворения, м

Ожидаемая

кратность

возрастания

дебита

Ожидаемый дебит после СКО, м3/сут

Ожидаемая дополнительная добыча нефти, т

Затраты на СКО, руб.

Оценка экономической целесообразности проведения СКО, руб.

3

0,54

1,039

90,0

52

2500

1140

6

0,76

1,058

91,6

76

3500

1820

9

0,92

1,067

92,4

88

4500

1660

Эн = (150 - 80)52 - 2500 = 1140 руб.

Таким образом, с увеличением объема СКР более 6 м3 эффективность не возрастает.

Пример 10.9.3

Сравнить эффективность обработки со своевременным удалением прореагировавшей кислоты до выпадения продуктов реакции в пласт и эффективность СКО с выпадением.

Решение

Для сравнения используем расчеты, выполненные в примерах 10.9.1 и

10.9.2, обозначив обработки СКО1 и СКО2. Сравнительные данные приведены в табл. 10.14.

Таким образом, продукты реакции, оставленные в пласте, в 2 раза уменьшают дополнительную добычу нефти и в 5 раз снижают экономическую эффективность работ. Поэтому оставлять продукты реакции в пласте крайне нежелательно.

Задача 10.10

Определить объемы продавливающей и вытесняющей жидкости для кислотной обработки. Продавливающая жидкость содействует замене СКР в объемах НКТ и эксплуатационной колонны в интервале перфорации. Вытесняющая жидкость обусловливает перемещение СКР в пласте за пределы зоны растворения для полного использования химической активности кислоты.

Методика

Обоснуем необходимость применения вытесняющей жидкости. Реакция СКР в пласте происходит почти мгновенно (задачи 10.4 и 10.5), профиль нейтрализации кислоты является прямоугольным. Радиус зоны растворения породы кислотой можно определить по рис. 10.3. Как видим, на расстоянии меньшем, чем радиус зоны растворения r < гзр, после продавливания всего СКР из скважины в пласт образуется зона, заполненная кислотой с начальной концентрацией, так как все растворимые в СКР компоненты уже удалены. Это означает, что объем СКР, который содержится в этой зоне, не используется и выносится на поверхность либо в систему накопления нефти. Также вполне возможно образование в пласте и стволе нефтекислотных эмуль-

Т а б л и ц а 10.14

Сравнительная эффективность СКО

Объем СКР, м3

Ожидаемая дополнительная добыча, т

Отношение

дополни

тельной

добычи

нефти

СКО2/СКО,

Ожидаемый экономический эффект, руб

Отношение

эффектов

СКО,/СКО2

СКО!

СКО2

СКО!

СКО2

3

132

52

0,39

7240

1140

0,16

6

158

76

0,48

8060

1820

0,23

9

176

88

0,50

8320

1660

0,20

сий во время дренирования пласта с целью очищения от продуктов реакции. Поэтому необходимо вытеснить всю химически активную кислоту за пределы растворения, где она нейтрализуется. Для этого необходимо после СКР закачать в пласт дополнительный объем вытесняющей жидкости, несколько больший объема зоны растворения, который определяют по графику Vk = = f(r) для r = гз Таким образом,

VBTC = 1,2^.р 5, м.    (10.56)

Если учитывать с запасом, то можно принять

VBTC = 0,3 Vks.    (10.57)

Когда НКТ для СКО спускают к нижнему отверстию перфорации напротив обрабатываемых кислотой пластов, то объем (м3) продавливающей жидкости

КрД = 0,785(dX.0 + D -    - Яво),    (10.58)

где d,, dm - внутренний и внешний диаметры НКТ, м; DK - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; Нно и Нво - глубина нижнего и верхнего отверстий перфорации в скважине или обрабатываемого интервала во время поинтервальной обработки.

Пример 10.10.1

Рассчитать объем продавливающей и вытесняющей жидкости для следующих условий: интервал обработки пласта Нно = 2823 м, Нво = 2733 м; DK = = 0,124 м, dw = 0,073 м; d„ = 0,062 м. Для Vks = 6 м3 объем Vз.р s = 0,9 м3. Решение

1. Рассчитаем объем вытесняющей жидкости по формуле (10.56)

V^ = 1,2 • 0,9 = 1,1 м3.

Если значение V^ s неизвестно, по уравнению (10.57) можно найти

VвтC = 0,3 • 6 = 1,8 м3.

2. Рассчитаем объем продавливающей жидкости по формуле (10.58)

V^ = 0,785((0,0622 • 2823) + (0,1242 - 0,0732)(2823 - 2733)) = 9,42 м3.

Задача 10.11

Выбрать состав кислотного раствора для обработки песчаного коллектора, а также состав продавливающей и вытесняющей жидкостей.

Методика

Известны: карбонатность породы по содержанию CaCO3; количество проведенных КО в скважине Мко; температура пласта Тпл; ожидаемое содержание железа после нагнетания СКР в пласт Fe3+; тип пластовой воды - хлор-кальциевая или другая W^; содержание (%) асфальтенов в нефти Nас, смол N0K и нафтеновых кислот N^; проницаемость пласта k0, мкм2. Кислотные растворы содержат: активную составляющую (соляную, плавиковую кислоту и др.) и добавки (ингибиторы коррозии, стабилизаторы, удерживающие в растворе соединения железа; ПАВ, содействующие вынесению продуктов реакции).

Выбор активных составляющих кислотного раствора. Для солянокислотной обработки низкопроницаемых коллекторов (k0 < 0,1, мкм2) обычно применяют солянокислотные растворы с 10-15 %-ным содержанием HCl, а для глинокислотной - смесь кислот - глинокислотный раствор xHCl + ^HF, где x = 10+15 % и у = 1+3 % (табл. 10.15). Ограничение концентрации одновременно облегчает вынесение продуктов реакции и не допускает разрушения кремнистого скелета песчаника.

Если у = 0, то применяют только СКО раствором 10-15 %-ной HCl, а если у > 0, то - ГКО, во время которой обычно нагнетают в пласт СКР, а затем ГКР при концентрации у = 3 %. Например, концентрацию у = 4+5 % применяют редко, в случае возрастания проницаемости песчаника и сохранения его прочности по данным лабораторных экспериментов.

Отношение СКР и ГКР определяют с учетом состава породы, загрязнения пласта во время глушения скважин и объема кислотных растворов при предыдущих обработках. Соотношение изменяется от 1 : 3 до 3 : 1, чаще всего 1 : 1. Названия кислотных растворов приведены в табл. 10.16.

Ингибиторы, стабилизаторы и ПАВ, применяемые для КР, имеют температурные ограничения и др.

Выбор ингибиторов для КР. Ингибиторы уменьшают коррозийную активность кислотного раствора. С возрастанием температуры они резко снижают защитную функцию. В табл. 10.17 приведены рекомендации по использованию некоторых ингибиторов.

Выбор стабилизаторов для КР. Стабилизатор добавляют к кислотному раствору, чтобы избежать выпадения осадка гидроокиси железа вследствие образования его комплексных соединений. В табл. 10.18 приведены рекомендации по использованию наиболее применяемых стабилизаторов.

Т а б л и ц а 10.15

Выбор типа и состава кислотного раствора

Карбонатность

породы

Число проведенных КО (NK()) при содержании HF в ГКР у, %

0

1

2

3

4

>5

с < 3

1

2

2

3

3

3

3 < С < 5

0

0

1

2

3

3

с > 5

0

0

0

1

2

3

Т а б л и ц а 10.16

Применение кислотных растворов

Кислотный раствор

Условия выбора

Ингибированный КР

Ингибированный и стабилизированный КР Ингибированный и стабилизированный КР улучшенной фильтруемости (с ПАВ) Ингибированный КР улучшенной фильтруемости (с ПАВ)

Мас < 2 И < 6; k0 > 0,1

< 2 и МсШ < 6; k < 0,1 Мас > 2 или Мсм > 6; k0 < 0,1

Мас > 2 или Мсм > 6; k0 > 0,1

Т а б л и ц а 10.17 Ингибиторы для КР

Ингибитор

Рекомендуемая концентрация при Тпл, %

<60 °С

60-90 °С

90-110 °С

110-130 °С

Катапин КИ-1

Катапин + уротропин (1 : 1) Б2

И-2-А

И-2-А + уротропин (1 : 2)

0,2 0,2 + 0,2 0,2 0,2 0,2 + 0,4

0,3 0,3 + 0,3 0,3

0,3 + 0,6

0,4 0,4 + 0,4 0,4

0,4 + 0,7

0,5 0,5 + 0,5

0,4 + 0,9

Т а б л и ц а 10.18 Стабилизаторы для КР

Стабилизатор

Пластовая температура, °С

Содержание железа, Fe3+, %

Концентрация стабилизатора, %

Уксусная кислота

< 60

< 0,1

1,0

< 0,2

1,5

< 0,5

3,0

Лимонная кислота

< 90

< 0,3

0,5

< 0,5

1,0

Сульфат натрия

< 110

< 0,3

0,08

Уксусная + лимонная кис

< 120

< 0,2

2,0 + 0,4

лота

КРАСТ

< 140

< 0,3

0,07

Т а б л и ц а 10.19

Условия выбора ПАВ (по данным ВНИКРнефти)

Рекомендуемые

ПАВ

Характеристики

Пластовая температура, °С

пластовой воды W^

нефти

Не применяются

ОП-10, превоцел, W-ON, ОП-7, ОЖК Сапаль, ОП-10, дисоль-ван, превоцел, W-ON, ОП-7, ОЖК, проксанолы, проксамины, КАУФЭ-14 и для пресной воды -сульфанолы

ОП-10, превоцел, W-ON, ОП-7, ОЖК Сапаль, ОП-10, дисоль-ван, превоцел, W-ON, неонол, ОП-7, ОЖК, проксамины, КАУФЭ-14

Примечание. *W, воды; Wm > 2 - другие вод

1

> 2 > 2

2

2

д = 1 - гидрокарбонат ы.

Мас — 1 %

^нф > 0,3 %

Мас > 1 %

Мас > 1 %

Любые риевые воды; W =

> 80 > 80

— 80

> 80

— 80

- хлоркальциевые

Выбор поверхностно-активных веществ для КП. Поверхностноактивные вещества улучшают фильтрацию КР, предотвращают блокировку пор продуктами реакции, облегчают их извлечение из призабойной зоны. Рекомендации по подбору ПАВ (в порядке уменьшения их активности) для буферных и продавливающих жидкостей, а также кислотных растворов приведены в табл. 10.19.

Табл. 10.15-10.19 даны для облегчения выбора КР в связи с условиями обработки и характеристиками реагентов. Выбирать КР всегда следует с учетом условий обработки и ограничений применения реагентов, которые описаны в их документации.

Продавливающая и вытесняющая жидкости - это, как правило, водные растворы ПАВ. Основой раствора может быть пластовая или пресная техническая вода, а также отходы промышленности, которые не ухудшают проницаемости пласта. Обычно добавляют 0,3-0,5 % ПАВ в зависимости от концентрации активного вещества. Для КО нефтяных скважин преимущественно используют катионоактивные и неионогенные ПАВ (см. табл. 10.19).

Пример 10.11.1

Выбрать состав кислотного раствора вытесняющей и продавливающей жидкости для обработки эоценового песчаника при таких условиях: Ск = 4 %,

МСКо = 2; Тпл = 85 °С; Fe3+ = 0,25 %; WBa = 2; МаС = 0,8 %; Мсм = 10 %; Мпр = = 0,2 %; k0 = 0,05 мкм2.

Решение

Выбираем тип и состав активной части кислотного раствора, пользуясь рекомендациями табл. 10.15. В скважине необходимо провести ГКО, применяя последовательную обработку СКР - 10 % HC1 и ГКР - 10 % HC1 + 1 % HF. Принимаем соотношение между объемами СКР и ГКР 1 : 2, поскольку в скважине уже дважды проводили СКО.

2. Другие КР выбираем по табл. 10.16. Для конкретных условий, согласно таблице, применяем ингибированный и стабилизированный раствор улучшенной фильтруемости.

3. По рекомендациям табл. 10.17 как ингибитор выбираем 0,3 % катапи-на КИ-1, а по табл. 10.18 как стабилизатор - 0,5 % лимонной кислоты. ПАВ выбираем согласно табл. 10.19 - превоцел 0,3 %.

4. Состав продавливающей и вытесняющей жидкостей выбирают по табл. 10.19. В данном случае - это техническая вода с добавкой 0,5 % прево-цела в вытесняющей жидкости и 0,3 % - в продавливающей.

Таким образом, для обработки скважины применяем ГКО, нагнетая в пласт СКР и ГКР в соотношении 1 : 2. Рецептура СКР - 10 % HC1 + 0,3 % КИ-1 + 0,5 % лимонной кислоты + 0,3 % превоцела. Рецептура ГКР (объем которого вдвое больше, чем СКР) такая же, как СКР и, кроме того, добавлено 1,0 % HF.

Задача 10.12

Рассчитать длительность реакции глинокислотного раствора (ГКР) в порах песчаного карбонизированного коллектора.

Методика

ГКО проектируют как последовательную обработку пласта солянокислотным раствором, а затем - глинокислотным.

Реакция ГКР с породой, как и реакция СКР, является гетерогенной реакцией первого порядка, лимитируется диффузорной стадией и описывается уравнением

где

dcp = 0,57(ks / ms)0,510-4;    (10.60)

C0 и C - соответственно начальная и текущая концентрация кислоты (молярная или в массовых процентах); в - коэффициент массопередачи, м/с; т - время фильтрации сквозь породу, с; d^ - средний диаметр пор в пористой среде, м; ks - проницаемость пласта перед обработкой ГКР, мкм2; ms - пористость перед обработкой ГКР (после СКР), %.

С достаточной для практики точностью считаем, что степень нейтрализации ГКР приближается к уровню C = 0,1 C0. Прологарифмировав уравнение (10.59) и учитывая, что ln(C0/C) = 2,3, находим длительность нейтрализации для заданных условий

т = 0,575dср/в9-    (10.61)

Чтобы определить коэффициент массопередачи, используем эмпирическую зависимость для ГКР:

вд = 9,8 • 10-4Re1,05Dmg/d^,    (10.62)

где

Re = (мс^ср)/у);    (10.63)

Dmg - коэффициент молекулярной диффузии, постоянный для определенного состава глинокислоты и температуры, м2/с; иср - средняя линейная скорость движения ГКР, м/с; v - кинематическая вязкость кислоты, м2/с.

Для расчета вд сначала необходимо определить

Dmf = (Dof 0,0178 • 10-4 /273)((273 + Гпл)/v),    (10.64)

где D0f - коэффициент диффузии для HF при 0 °С.

Значение D0f - находим по табл. 10.20 для заданной концентрации HF, а значение вязкости воды v - по табл. 10.5.

Вычислив Dmf по формуле (10.64) и Dms по уравнению (10.26), находим коэффициент диффузии для смеси кислот

Dmg = (Dms + Dmf)/2.    (10.65)

Длительность реакции рассчитываем по (10.61).

Линейная скорость фильтрации ГКР в поровом пространстве наиболее высокая на стенках скважины (обычно гс = 0,1 м) и уменьшается с увеличением радиуса проникновения кислоты г. Сложнее определить суммарную площадь отверстий на цилиндрических фильтрационных поверхностях ра-

Т а б л и ц а 10.20

Коэффициент диффузии для HF при 0 °С

Концентрация HF

Коэффициент диффузии Dof 10-8, м2

Массовая C0, %

молярная Cmf ¦ 106 мг-экв/м3

1

0,50

0,120

2

1,00

0,125

3

1,50

0,130

4

2,00

0,136

5

2,50

0,141

6

3,00

0,147

диусом r. Для этого учитывают неравномерность проникновения ГКР в разрез и вокруг скважины (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), а также микронеоднородность порового пространства по распределению поровых каналов и участие их в фильтрации. Таким образом, площадь фильтрации на расстоянии r от скважины можно записать следующим образом:

F = 2nr(ms/100) кэфкЕОкг.0ку.фкЕ.    (10.66)

Среднюю линейную скорость движения СКР определяем по формуле

иср = (g/86400)/ F,    (10.67)

где q - объемный расход ГКР, м3/сут; F - площадь фильтрационных отверстий, м2; иср - средняя линейная скорость фильтрации, м/с; r - радиус распространения ГКР от оси скважины, м, r > гс; ms - пористость после СКР, %; кэф - эффективная перфорированная толщина пласта, м; кво - коэффициент степени охвата пласта по вертикали (по данным промышленных исследований); кго - коэффициент степени охвата пласта ГКР по горизонтали; ку.ф - коэффициент, учитывающий участие пор в фильтрации ГКР (по данным лабораторных исследований); к, - коэффициент вытеснения пластовой жидкости водным кислотным раствором (по данным лабораторных исследований). Неравномерность охвата породы обработкой ГКР в горизонтальной плоскости учитывает зависимость (10.29).

Пример 10.12.1

Проектируется глинокислотная обработка вначале СКР 15 % HCl, а затем ГКР 15 % HCl + 3 % HF. Рассчитать длительность реакции в поровом пространстве. Условия обработки: ms - 16,8 %; ks - 0,074 мкм2, остальное - как в примере к задаче 10.4.

Решение

Определяем вначале суммарную площадь поровых отверстий на расстоянии r от оси скважины, через которые фильтруется по пласту кислотный раствор по формуле (10.66):

F = 2 • 3,14r(16,8/100)78,3 • 0,35exp(-0,1r)0,28 • 0,5 = 4,05r exp(-0,1r).

Здесь и далее решение записано как функция r. Результаты расчета сведены в табл. 10.21.

2. Найдем среднюю скорость (м/с) фильтрации кислотного раствора на расстоянии r по формуле (10.67):

иср = (260/86400)/F = 0,003/F.

Т а б л и ц а 10.21

Расчет процесса глинокислотной обработки

Параметры

Расстояние от оси скважины r, м

0,1

0,3

0,5

1,0

2,0

3,0

4,0

Суммарная площадь поровых отверстий F, м2 Средняя линейная скорость фильтрации СКР иср • 10-3, м/с

Число Рейнольдса Re • 10-4 Коэффициент массопередачи р • 10-8, м2/с Длительность реакции в пласте т, с

0,4

7

801

24,2

10

1,2

2,5

286

8,2

30

1,9

1,6

183

5,1

47

3,7

0,82

94

2,4

98

6,6

0,45

51

1,3

180

9,0

0,33

38

0,9

253

10,8

0,28

32

0,8

298

3. Число Рейнольдса определяем по уравнению (10.63). Вначале по формуле (10.60) рассчитаем диаметр поровых каналов

ёср = 0,57(0,074/16,8)0,510-4 = 3,8 - 10-6 м.

Полагаем, что кинематическая вязкость ГКР равна вязкости воды с пластовой температурой Тпл = 85 °С.

v = 0,33 - 10-6 м2/с.

Тогда число Рейнольдса

Re = мср3,8 - 10-6/0,33 - 10-6 = 11,5мср.

4. Рассчитаем коэффициент массопередачи для реакции в поровом пространстве по формуле (10.62). Вначале определим значение коэффициента диффузии 3 % HF для температуры пласта по уравнению (10.64):

Dmf = (0,13 - 10-8 - 0,0178 - 10-4/273)[(273 + 85)/0,0033 - 104)] =

= 0,92 - 10-8 м2/с.

Коэффициент диффузии для ГКР вычисляем по формуле (10.65)

Dms = (1,5 + 0,92)10-8/2 = 1,21 - 10-8 м2/с.

Подставив значения коэффициента диффузии в (10.62), получим

в = 9,8 - 10-4Re1,061,21 - 10-8/3,8 - 10-6 = 3,12 - 10-6Re1'06 м/с.

5. Определим длительность реакции (с) в пласте по уравнению (10.61), подставив в него рассчитанный ранее диаметр поровых каналов йср:

т = 0,575 - 3,2 -10-6/ в = 184 -10-8 / в.

Результаты расчетов свидетельствуют о том, что скорость реакции ГКР в пласте меньше, чем СКР, но все это измеряется секундами. Поскольку нагнетание в пласт ГКР длится обычно 0,5-3 ч, выдерживать глинокислоту на реагирование не нужно, так как она теряет почти всю химическую активность во время поступления в пласт. Например, на расстоянии 1 м от оси скважины она теряет 90 % кислотности за 98 с. Реакция преимущественно закончится еще во время фильтрации в порах коллектора. Таким образом, выдерживать глинокислоту в пласте на реагирование не следует, а учитывая выпадение в порах осадка продуктов реакции, даже вредно.

Задача 10.13

Рассчитать параметры зоны растворения в ГКР. Определить глубину проникновения глинокислотного раствора в поровое пространство, количество растворенной породы и радиус зоны растворения на основании лабораторных исследований, изменение пористости пород после их обработки ГКР (х % HC1 + y % HF) нагнетается в пласт после СКР (х % HC1 ).

Методика

Кислотный раствор проникает в поровое пространство неравномерно. Поэтому, как и в задаче 10.12, учтено влияние макронеоднородности породы (коэффициентами Щ,о и Щго) и микронеоднородности (коэффициентом kY^).

На основании этого можно рассчитать объем Vkg занимаемый глинокислотным раствором на расстоянии r от оси скважины.

Vkg = 2лhэфkв.оkу.фkв(ms/100)(exp(-0,1rc)(0,1rc + 1) -

- exp(-0,1r)(0,1r + 1))100.    (10.68)

Если выражение в скобках обозначить как A(r), то формула (10.68) будет иметь вид

Vkg = 2пhэфkвоkу.фkвmsA(r).    (10.69)

Расчет обычно производят в пределах гсr < 10 м, где гс = 0,1 м. Шаг изменения радиуса следующий: 0,1 м в пределах до r = 1 м; 0,2 - в пределах до r = 2 м и 0,5 м в пределах до r = 10 м.

По приведенной выше формуле определяем, на какое расстояние от оси скважины по радиусу проникает некоторый объем КР, и строим график Vkg = f(r) (рис. 10.6). Далее рассчитываем длительность нагнетания заданного объема кислотного раствора в пласт

tv = 1440Vk4/qK,    (10.70)

где tv - длительность закачивания ГКР, мин; qK - расход ГКР, м3/сут.

Порода растворяется в количестве растворенной породы Gg только в интервале проникновения ГКР с условным радиусом r. Это значит, что возрастает объем той части порового пространства, которая пребывает в контакте с ГКР и является зоной реакции кислоты с породой.

Количество растворенной породы легко рассчитать, если известен коэффициент возрастания пористости kmg. Для расчета kmg используем результаты лабораторных экспериментов. Проводят фильтрацию 60-100 объемов ГКР в избытке количества, необходимого для значительного удаления цемента из образца породы (приблизительно на 80 %), и определяют увеличение пористости Amg. Отсюда

kmg = (m0 + Ams + Amg) / (m0 + Amg) = (ms + Amg) / ms.    (10.71)

Количество растворенной породы в зоне r проникновения Vkg объема глинокислоты

Ge = рск Vkg( kmg - 1).    (10.72)

Здесь рск = 2650 кг/м3 - плотность скелета породы, растворяющейся в СКР. Остальные данные известны. Для слабокарбонатных песчаных пород Предкарпатья kmg = 1,1+1,3.

Таким образом, используя зависимость Vkg = f(r), можно построить зависимость Gg = f(r).

Определяем размеры зоны растворения ГКР. Известно, что реакция ГКР в пласте происходит почти мгновенно (задача 10.12) - за десятки секунд, поэтому профиль нейтрализации ГКР в пласте - прямоугольный, а радиус фронта зоны растворения - условный. Для его определения необходимо найти максимальное количество породы, которая может стать растворенной в заданном объеме кислотного раствора заданной концентрации:

Gmg = VkgDCgRmg,    (10.73)

где Gmg - максимальная растворимость в кислотном растворе, кг; DCg - потеря кислотной смеси (xHCl + ^HF) %, мг-экв/м3; Rmg - средняя растворимость породы на единицу потери кислотности, кг/мгэкв.

Гг    0,6    0,76    1    2    3    г,    м

1 0,86

Рис. 10.6. Развитие зоны растворения пласта во время ГКО и профиль нейтрализации кислоты (типичная картина):

Gms, Gmg Gss - масса растворенной породы соответственно в 6 м3 СКР, 8 м3 ГКР и остатке соляной кислоты после нейтрализации связанных кислот (HF с HCl), т; Vks и Vkg - объемы СКР и ГКР, м3; r - радиус от оси скважины, м; гзр s и гзр g - условные радиусы зоны растворения в солянокислотной и глинокислотной составных ГКР, м; С/С0 - отношение текущей концентр а-ции к начальной

После расчета Gmg для заданных Vkg радиус зоны растворения гз.р определяем графическим либо приближенным методом. Откладываем на оси Ggзначение Gmg и, пользуясь кривой Gg = f(r), находим на абсциссе r искомый радиус зоны растворения (см. рис. 10.6).

Для условий обработки песчаных пород Предкарпатья

Rmg = (15*22)10-6 кг/мг^экв.

Потерю кислотности определяют с учетом того, что 1 % HF связывается с 3,6 % HCl и расходуется на разложение алюмосиликатов. Поэтому отдельно рассчитываем использование связанных кислот, отдельно - соляной кислоты:

DCg = 3,6y(Cms + Cmf)/x    (10.74)

(Cms - находим по табл. 10.4, а Cmf - по табл. 10.20).

Подставив формулу (10.74) в (10.73), получаем

Gmg = 3,6Vkg(Cms + Cmf)Rmgy/x.    (10.75)

Наиболее часто радиус растворения гзр в ГКР изменяется в пределах

0,3-1,0 м.

Остальные ГКР - это соляная кислота, которую расходуют из дополни-

тельного растворения карбонатов за пределами зоны растворения СКР. Потеря кислотности этой части ГКР

DCgs = (х - 3,6y - 0,1x)(Cms + Cmf)/x.    (10.76)

С учетом этого дополнительное количество породы, растворенной остатками солянокислотной составляющей ГКР, запишем в виде

Ggs = VkgRmsDCgs,    (10.77)

или

Ggs = VkgRms(x - 3, 6y - 0, 1х)(Cms + Cmf)/x.    (10.78)

Таким образом, фронт зоны растворения в СКР продвинется в глубь пласта и будет отвечать ординате кривой Gs:

Gss = Gs + Ggs.    (10.79)

Далее обобщаем результаты расчетов обработки пласта СКР и ГКР (задачи 10.5 и 10.13) и выбираем их объемы для ГКО. При этом помним, что радиус зоны растворения в СКР (без учета Ggs) должен быть больше радиуса зоны растворения в ГКР.

Методика построения графиков действия кислоты в пласте и определения гзр и гпрр описана в примере 10.13.1.

Пример 10.13.1

Пласт карбонизированного песчаника обработан раствором 15 %-ной HC1. После раствора HC1 нагнетают ГКР - 15 % HC1 + 3 % HF. Другие условия задачи те же, что и в примерах к задачам 10.4 и 10.12. Кроме того, по данным лабораторных исследований Ск = 3,1 %; kmg = 1,22; рск = 2700 кг/м3; Cmf = 1,5 - 106 мг-экв/м3; Rmg = 16 - 106 кг/мг-экв.

Решение

1. Определяем вначале по формуле (10.69) возрастающий объем ГКР по мере его поступления в пласт как функцию условного радиуса:

Vks = 2 - 3,14 -16,8 - 78,3 - 0,35 - 0,28 - 0,5A(r) = 405A(r).

Здесь и далее результаты расчетов сведены в табл. 10.22.

2.    Длительность нагнетания ГКР на заданную глубину пласта (по радиусу) рассчитываем по формуле (10.70); расход кислотного раствора q = = 260 м3/сут, или q = 0,18 м3/мин:

tv = Vkg/0,18.

Т а б л и ц а 10.22

Растворение породы пласта по глубине проникновения ГКР

Параметры

Радиус зоны растворения,

м

0,1

0,3

0,5

0,7

1,0

1,5

2,0

3,0

4,0

Объем ГКР Vkg, м2

-

0,18

0,47

0,93

1,88

4,12

7,08

14,9

24,8

Длительность нагнетания ГКР

-

-

-

-

10,5

22,8

38,8

82,8

138,8

в пласт tv, мин

Масса растворенной породы

Gg, Кг

107

279

552

1117

2447

Не

рассчитана

3.    Количество породы, которая может раствориться в зоне r проникновения ГКР, определим при условии, что известны значения kmg = 1,22 и рск = = 2700 кг/м3.

С учетом этого запишем формулу (10.72) в виде

Gg = 2700(1,22 - 1) Vkg = 594Vkg.

4.    Рассмотрим варианты нагнетания в пласт от 3 до 18 м3 ГКР - 15 % HC1 + 3 % HF и определим максимальную растворимость породы после нейтрализации СКР на 90 % по формуле (10.75). Для 15 %-ной HC1 по табл. 10.4 находим Cms = 4,46 • 106 мгэкв/м3, а для 3 %-ной HF по табл. 10.20 выбираем Cmf = 1,5 • 106 мгэкв/м3. Подставив известные значения в уравнение (10.74), находим

DCg = 3,6 • 3(4,46 + 1,5)/15 = 4,29 • 106 мгэкв/м3.

По формуле (10.73) определяем максимальную растворимость в кислотном растворе

Gmg = 4,29 • 106 • 16 • 10-6Vkg = 68,6Vkg.

Результаты расчетов сводим в табл. 10.23.

5. Построим по данным табл. 10.22 графики Vrg = f(r). Отложим на кривой Gg каждое найденное значение Gmg и, опустив из этой точки перпендикуляр на ось ординат, получим соответствующий радиус зоны растворения (см. рис. 10.6).

6.    Найдем окончательную потерю кислотности ГКР по формуле (10.76) DCgs = (15 - 3,6 • 3 - 0,1 • 15)(4,46 + 1,5)106/15 = 1,07 • 106 мгэкв/м3.

7. Дополнительное количество растворенной породы остатками солянокислотной составляющей ГКР определяем по формуле (10.77):

Ggs = 6 • 20 • 10-6 • 1,07 • 106 = 128 кг.

8. Фронт зоны растворения в СКР продвинется в глубь пласта и согласно формуле (10.79) будет отвечать следующей ординате кривой Gs:

Gss = 480 + 128 = 608 кг.

Соответственно радиус фронта зоны растворения в СКР увеличится от

0,76 до 0,86, или на 15,8 %. Поскольку такой прирост радиуса обработки на расстоянии от оси скважины мало повлияет на дебит, для приблизительных расчетов им можно пренебречь.

9.    Зная глубину обработки пласта кислотой и пользуясь полученными результатами, можно построить профиль нейтрализации кислоты в пласте

Т а б л и ц а 10.23

Объемы ГКР и глубина обработки пласта

Объем глинокислотного раствора, м3

Максимальная растворимость в кислотном растворе, кг

Радиус, м

Гзр

Гпрр

3

206

0,40

1,4

6

412

0,60

2,0

9

618

0,76

2,5

12

824

0,86

Не определен

15

1030

0,98

То же

18

1235

1,05

Т а б л и ц а 10.24

Объемы СКР и ГКР и характеристики зон растворения

Объемы СКР + ГКР, м3

Максимальная растворимость пород, кг

Радиус зоны растворения, м

Объем зоны растворения, м3

3.00    + 3,00

6.00    + 6,00 9,00 + 9,00

12,00 + 12,00 15,00 + 15,00

240,84 + 205,98 481,68 + 411,96 722,52 + 617,93 963,36 + 823,91 1204,20 + 1029,89

0,53 + 0,43 0,75 + 0,61 0,93 + 0,74 1,07 + 0,86 1,20 + 0,96

0,44 + 0,34 0,89 + 0,69 1,34 + 1,04 1,78 + 1,38 2,23 + 1,73

(см. рис. 10.6) в координатах C/C0 = f(r), где C и C0 - текущая и начальная концентрации ГКР.

10.    Выбираем возможные варианты пар объемов СКР и ГКР, учитывая, что зона растворения СКР была больше зоны действия ГКР (табл. 10.24).

11. Объемы зоны растворения находим по графикам (см. рис. 10.6).

Задача 10.14

Рассчитать количество растворенной породы в глинокислотном растворе. Методика

Методику применяют, если отсутствуют данные исследований, касающиеся увеличения пористости образцов породы после обработки ГКР. Результаты расчетов используют также для сравнения с данными лабораторных экспериментов. Для решения задачи необходимо знать содержание карбонатов и глин в породе.

Из лабораторных экспериментов исследования растворимости песчано-алевролитовых пород Предкарпатья в ГКР, которые уже обработаны СКР, известно, что во время обработки ГКР в пластовых условиях из породы удаляется около 60 % алюмосиликатов и 30 % карбонатов. Растворение SiO2 начинается тогда, когда окиси типа RO и R2O3 уже извлечены. С учетом приведенных данных запишем формулу растворимости породы в излишке ГКР в виде

DGg = 0,60, + 0,3CK,    (10.80)

где DGg - растворимость породы в ГКР, % (по массе); Cгл - содержание глин в породе, %; CK - содержание карбонатов СаСО3 и MgCO3 в породе, %. Количество растворенной породы (кг) определяем по формуле

Gg = PпVkgDGg/ms,    (10.81)

где рп = 2200+2300 - средняя плотность пористой породы, кг/м3; ms - пористость перед обработкой ГКР, %.

Пример 10.14.1

Проводят ГКО скважины. Вначале эоценовый пласт обрабатывают СКР, а затем - ГКР. Рассчитать количество растворенной породы в ГКР, если C^ = = 6,6 % и Ск = 3,2 %, плотность породы рп = 2300 кг/м3, пористость ms = = 16,8 %.

Решение

1. Для определения количества растворенной породы рассчитаем растворимость в ГКР по формуле (10.80)

DGg = 0,6 • 6,6 + 0,3 • 3,2 = 4,92 %.

2. Количество растворенной породы (кг) в зоне реагирования кислоты определяется как функция объема Vkg по формуле (10.81)

Gg = 2300Vkg4,92/16,8 = 674Vkg.

Далее строим зависимость Gg = f(r), поскольку Vkg = f(r), и решаем задачу о радиусе зон обработки ГКР.

Задача 10.15

Рассчитать ожидаемое изменение пористости песчаного коллектора после обработки его глинокислотным раствором. Известно количество карбонатов и глин в породе.

Методика

Методику применяют в случае отсутствия прямых лабораторных исследований определения kmg (см. задачу 10.13) при наличии данных, указанных в задаче 1 0.1 4.

Рассчитаем количество растворенной породы в массовом выражении по формуле (10.80). Зная DGg, определяем растворимость в DVg, (%, объемная доля), которая отвечает увеличению пористости породы:

DVg = pnDGg/pCK.    (10.82)

Определяем пористость    породы    (%)    после    обработки    ГКР    по следую

щей формуле:

mg = ms + DVg.    (10.83)

Коэффициент    возрастания    пористости    после обработки    ГКР    по срав

нению с пористостью после обработки СКР

kmg = mgms.    (10.84)

По уравнению (10.72) находим Ge.

Коэффициент возрастания пористости после ГКО по сравнению с начальной пористостью

kmsg kmskmg.    (10.85)

Пример 10.15.1

Задано содержания глин и карбонатов в породе, как в задаче 10.14. Плотность скелета породы рск = 2700 кг/м3, плотность породы рп = 2300 кг/м3 и пористость перед обработкой m0 = 14 %, ms = 16,8 %, kms = 1,2.

Решение

1. Согласно данным примера к задаче 10.14 расчетное значение DGg = = 4,92 %.

2.    По формуле (10.82)

3. Пористость породы после обработки определим по уравнению (10.83):

mg = 16,8 + 4,19 = 21 %.

4. Кратность увеличения пористости после обработки ГКР рассчитаем по уравнению (10.84):

kmg = 21/16,8 = 1,25.

5. Коэффициент возрастания пористости по сравнению с начальной определяем по формуле (10.85)

knsg = 1,2 • 1,25 = 1,5.

Задача 10.16

Рассчитать технологическую и экономическую эффективность проведения глинокислотной обработки.

Методика

Степень увеличения дебита после ГКО рассчитаем, применив решение задачи о притоке жидкости в скважину с однородным и неоднородным пластом. Расчетная схема понятна из рис. 10.6. Для расчета необходимо знать значение проницаемости пласта до обработки и после нее, радиусы зоны растворения СКР и ГКР. Продукты реакции извлечены путем дренирования пласта.

Расчет для условий фильтрации через две зоны растворения гзр и гзр g производят по формуле

Ag =    ^-,    (10.86)

Q0    (k0 / kg )1п(гз.р g / rc )(k0 / kg )1п(Гз.р s / гз.р g ) + 1n(rK / гз.р s )

где Qg и Q0 - дебит после обработки ГКР и однородного пласта, м3/сут; k0, ks, kg - проницаемость пласта до обработки, в зонах растворения СКР и ГКР соответственно, мкм2; гз.р s, гз.р. g - радиусы скважины, зон растворения СКР, ГКР и контура питания соответственно, м.

Приняв фактический дебит перед обработкой Qф эквивалентным дебиту однородного пласта Q0, т.е. Qф = Q0, дебит скважины после обработки определим следующим образом:

Qg = Ag Qф.    (10.87)

Дополнительная добыча нефти

DQш = (Qg - Qф)TшPш(100 - Ю/100,    (10.88)

где DQш = дополнительная добыча нефти после ГКО, т; Тн - продолжительность работы скважины с повышенным дебитом, сут; рн - плотность нефти, кг/м3; W0 - обводненность нефти, %.

Если необходимо более точно определить DQш - учитывая увеличение дебита лишь тех пластов, которые подвергаются ГКО, то дебит после обработки рассчитывают по формуле

Qg = Ag8отQф + (1 - ?отЮф,    (10.89)

где ?от - относительная гидропроводность обрабатываемых прослоек к полной гидропроводности всех пластов в разрезе скважины [задача 10.2, формула (10.13)].

В этом случае дополнительная добыча

DQS = (Ag - 1)?отдфГнрн(100 - Ю/100.    (10.90)

Для оценки экономической эффективности ГКО рассчитаем разницу средств от реализации нефти и затрат на проведение ГКО по формуле (10.91), в которую подставляем результаты расчетов по уравнениям (10.87) и (10.88) либо (10.89) и (10.90).

Экономическую эффективность обработки оцениваем по уравнению

Эн = (Цн - cH)DQH - zm,    (10.91)

где Эн - экономическая эффективность обработки, руб.; Цн - цена одной тонны нефти, руб.; C - себестоимость одной тонны нефти, руб.; ZK<3 - стоимость ГКО, руб.

Пример 10.16.1

Пласт песчаника обрабатывают раствором 15 % HCl + 3 % HF. Начальные параметры породы и условия обработки те же, что и в задачах 10.14 и 10.15. Дополнительные данные: гс = 0,1 м; rK = 200 м; Тн = 100 сут; рн = 0,84 т/м3; Qф = 86,6 м3/сут; W0 = 81,9 %; Цн = 150 руб/т; C = 80 руб/т; k = = 0,044 мкм2; ks = 0,074 мкм2; kg = 0,169 мкм2.

Рассмотрим варианты обработки объемами СКР и ГКР: сумма Vks + Vkg составляет 3 + 3, 6 + 6 и 9 + 9 м3; ZK<) - 3000, 4000 и 5000 руб.

Влияние продуктов реакции не учитывается, так как они немедленно удаляются из пласта. Определить технологическую и экономическую эффективность обработки заданными объемами СКР + ГКР и принять решение о выборе рационального объема кислотных растворов.

Решение

1. Степень увеличения дебита после ГКО (Ag)    рассчитываем    по формуле (10.86),    например, для объемов 3 + 3 м3 по данным    табл.    10.9    имеем    r3ps    =

= 0,54 м, а    по данным табл. 10.23 - гз р g = 0,43 м:

A =    =_ln(200 / 0,1)_=    1 18

g    Q0    (0, 044 / 0,169) ln(0, 43 / 0,1)(0, 044 / 0, 074) ln(0, 54 / 0, 43) + ln(200 / 0, 54)

Результаты расчетов сведены в табл. 10.25.

Т а б л и ц а 10.25

Результаты расчета технологической и экономической целесообразности проведения ГКО

Объем СКР + + ГКР, м3

Радиус зоны растворения, м

Ожидаемая

кратность

возрастания

дебита

Ожидаемый дебит после

КО, м3/сут

Ожидаемая дополнительная добыча нефти, т

Зат!аты на КО, руб.

Оценка экономической целесообразности проведения КО, руб.

3 + 3

0,54 + 0,43

1,180

102,2

236,7

3000

13 660

6 + 6

0,76 + 0,61

1,218

105,5

286,3

4000

16 000

9 + 9

0,92 + 0,74

1,246

107,9

324,0

5000

18 680

2. Рассчитаем ожидаемые дебиты скважины после обработки ее ГКР для 3 м3 по формуле (1 0.87)

Qg = 1,18 • 86,6 = 102,2 м3/сут.

3. Дополнительную добычу нефти рассчитаем по уравнению (10.88) для 3 м3 ГКР:

DQg = (102,2 - 86,6)100 • 0,84(100 - 81,9)/100 = 236,7 т.

4. Экономическую эффективность обработки ГКР определяем по формуле (10.91) для объема 3 м3:

Эн = (150 - 80)236,7 - 3000 = 13 660 руб.

Таким образом, с увеличением объема ГКР эффективность возрастает.

Задача 10.17

Рассчитать количество реагентов для приготовления кислотного раствора: кислот, ингибитора, стабилизатора, ПАВ и др.

Методика

Необходимое количество товарных жидких кислот (л/м3) для приготовления

1 м3 кислотного раствора (удельный объем кислоты) рассчитываем по формуле

V,K = 10C3p3/CmD,    (10.92)

где C - заданная концентрация кислоты (HCl, HF, CH3COOH) в растворе, %; рз - плотность соляной кислоты заданной концентрации, г/см3 (кг/л); Cmv - содержание активной части товарной кислоты в растворе, г/см3 (кг/л).

Если рассчитываем V^к для добавок других жидких кислот к солянокислотному раствору заданной концентрации, то р3 берем для заданной концентрации соляной кислоты, а C - для другой кислоты (плавиковой, уксусной).

Определим удельный объем количества других примесей к кислотному раствору, например твердых кислот (лимонной, БФФА и др.) и ингибиторов, ПАВ и т.п. Для 1 м3 кислотного раствора объем примеси рассчитываем по формуле

^.п = 1000C,пP3/Cт.пPт.ш    (10.93)

где VТП - объем товарной массы данной примеси к 1000 л кислотного раствора заданной плотности, л/м3; C^ - заданная концентрация примеси, %; C.^ - товарная концентрация примеси, %; ртп - плотность примеси, г/см3 (кг/л).

Объем ^.п водных или других растворов ПАВ рассчитываем по формуле (10.93), но вместо рз подставляем значение плотности жидкости, в которой растворяется ПАВ или другой реагент (г/см3 или кг/л).

Удельный объем жидкости, на основе которой готовится кислотный или другой раствор (основания, или иначе - растворителя), определяют следующим образом:

n

V_ = 1000 - 2 V i.    (10.94)

i =1 i

Массу любого реагента, необходимую для приготовления заданного объема кислотного раствора либо другой г-й технологической жидкости (продавливающей, вытесняющей и т.п.), записываем в виде

Gт f = Vт iRT fVK/1000,    (10.95)

где G.J f - масса реагента (кислоты) для приготовления всего кислотного или другого раствора, т; VT f - удельный объем кислоты или другого реагента, л/м3; R.J f - товарная плотность этого же реагента, кг/л (т/м3); VK - объем раствора для обработки скважины (кислотного, ПАВ и т.д.).

Справочные материалы для расчетов приведены в табл. 10.26 - 10.29.

Т а б л и ц а 10.26

Т а б л и ц а 10.27


Т а б л и ц а 10.28


Характеристика соляной кислоты при 20 °С

Плот

ность,

г/см3

Концентрация HC1

1,038

8

0,083

1,047

10

0,105

1,057

12

0,127

1,073

15

0,163

1,098

20

0,220

1,125

25

0,282

1,149

30

0,345

Характеристика плавиковой кислоты при 20 °С

Плот

ность,

г/см3

Концентрация HF

1,003

1

0,010

1,005

2

0,020

1,009

3

0,030

1,012

4

0,041

1,017

5

0,051

1,036

10

0,104

1,070

20

0,214

1,107

32

0,354

1,123

40

0,448

1,155

50

0,578

Характеристика уксусной кислоты при 20 °С

Плот

ность,

г/см3

Концентрация СН3 COOH

0,9996

1

0,010

1,0012

2

0,020

1,0025

3

0,030

1,0055

5

0,050

1,0642

60

0,639

1,0700

80

0,856

1,0980

100

1,050

Т а б л и ц а 10.29

Характеристика наиболее часто применяемых реагентов для кислотной обработки

Жидкость и реагенты

Концентрация, %

Плотность, т/м3

Активная часть, %

Вода техническая

100,0

1,00

0,00

Нефть легкая

100,0

0,80

0,00

Вода пластовая

100,0

1,11

0,00

Нефть товарная

100,0

0,84

0,00

Конденсат

100,0

0,80

0,00

Ацетон

100,0

0,79

0,00

Кислота соляная

27,0

1,14

0,31

То же

31,0

1,55

0,35

Кислота плавиковая

40,0

1,12

0,45

Кислота уксусная

60,0

1,07

0,64

БФФА

60,0

1,50

0,00

Кислота соляная ингибированная

24,0

1,12

0,27

Кислота лимонная

100,0

1,54

0,00

Метанол

100,0

0,79

0,00

КИ-1 (ингибитор)

95,0

1,05

0,00

Сульфит натрия (стабилизатор)

100,0

2,63

0,00

Превоцел (ПАВ)

99,0

1,10

0,00

Сульфанол (ПАВ)

38,0

1,17

0,00

АНП-2 (ПАВ)

100,0

1,05

0,00

Карпатол (пАв)

100,0

0,99

0,00

МЛ-80 (ПАВ)

100,0

1,05

0,00

Прогалит (пАв)

100,0

1,10

0,00

Неонол (ПАВ)

99,0

1,04

0,00

ТЕАС-М (ПАВ)

100,0

1,10

0,00

Дисольван (ПАВ)

100,0

1,09

0,00

ЭС-2 (эмульгатор)

100,0

1,00

0,00

Полиакриламид (гель)

8,0

1,05

0,00

Полиакриламид гранулированный (импортный)

80,0

1,12

0,00

КМЦ-600

100,0

1,70

0,00

Определить потребность в товарных кислотах для раствора C3 = 15 % HCl + + 3 % HF для приготовления 6 м16 кислотного раствора. Заданная концентрация товарной соляной кислоты 28 % HCl и товарной плавиковой кислоты 40 % HF.

Решение

1.    Из табл. 10.26 найдем для 28 % HCl содержание кислоты в 1 л Cmv = = 0,319 л/кг и плотность рт = 1,139 кг/л, а для 40 % HF выбираем из табл. 10.27 значения: Cmo = 0,448 л/кг и рз = 1,123 кг/л. Для 15 % HCl рз = = 1,073 кг/л и для 3 % HF рз = 1,09 кг/л.

2.    Согласно зависимости (10.92) определяем удельные объемы: для соляной кислоты

Пример 10.17.2

Определить потребность для приготовления 6 м3 глинокислотного раствора по условиям примера 10.17.1 с примесями 0,5 % ингибитора КИ-1-95 %-ной товарной концентрации, 2 % стабилизатора - уксусной кислоты 80 %-ной товарной концентрации и 0,3 % ПАВ - неонола 100 %-ной товарной концентрации.

Решение

1. Для стабилизатора 2 %-ной уксусной кислоты по данным табл. 10.28 находим объем товарной массы кислоты, необходимой для приготовления кислотного раствора по уравнению (10.92):

Т7    10 • 2 • 1,073 тс / 3

I/    =-1-= 25 л /м3.

0, 856

Масса уксусной кислоты

п    25 • 1,07 • 6 п л ал

Gт =- -= 0,161 т.

т 1 000

л/м

95 • 1, 05

массу ингибитора - по формуле (10.95)

п 5,37 • 1, 05 • 6 n т,

Gx _ —-:-_ 0,034 т.

4. Удельный объем технической пресной воды для растворения реагентов находим по формуле (10.94)

к.р = 1000 - (504,5 + 71,8 + 25,0 + 5,37 + 3,13) = 1000 - 609,8 = 390,2 л/м3.

Рассчитаем суммарное количество воды для приготовления кислотного раствора по уравнению (10.95)

Г 390, 2 • 1, 0 • 6 то,.

Gт ; _    —’-:-_    2,341    т.

т г    1000

10.4. ПРИМЕНЕНИЕ ПЭВМ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

На нефтегазовых месторождениях Украины для интенсификации притока наиболее широко применяют кислотные обработки. Однако до настоящего времени их планируют на основании эмпирических подходов. В Центре организации, управления и экономики нефтегазовой    промышленности

(ЦОУЭНГ) в г. Ивано-Франковске созданы методические основы проектирования КО на ПЭВМ, главные принципы которых приведены в подразделах 10.1 и 10.3. Получены аналитические зависимости течения реакции в поровом пространстве, по которым определяют условный радиус зоны растворения породы с учетом макро- и микронеоднородности пород, гидродинамических и температурных условий фильтрации, химического состава кислотного раствора и пород. Методика проектирования базируется на совместном применении данных лабораторных, промышленных исследований и аналитических расчетов.

Разработан алгоритм проектирования обработок соляно- и глинокислотными растворами. Апробирована программа для проектирования КО на ПЭВМ. Рассмотрим поэтапно проектирование процессов СКО и ГКО на ПЭВМ.

10.4.1. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Приведем данные, необходимые для проектирования кислотной обработки (табл. 10.30).

Для уменьшения затраты средств на дополнительные исследования пород каждого пласта мы обобщили предыдущие лабораторные и промышленные исследования и предложили методические подходы к определению отдельных данных, описанных в задачах подраздела 10.3. В программе проек-

Т а б л и ц а 10.30 Исходная информация

Номер по поряд

Наименование данных

Число

знаков

Номер по по

Наименованные данных

Число знаков

ку

рядку

1

Код месторождения

25

Плотность тела (пористого) породы, кг/м3

4

2

Месторождение

4

26

Диаметр НКТ для КО (внутренний), мм

5,3

3

Скважина

20

27

Радиус контура питания, м

4

4

Код пласта

4

28

Цена 1 т нефти, руб/т

7,1

5

Пласт

2

29

Себестоимость 1 т нефти, тыс. руб/т

7,1

6

Верх пропластка, м

10

30

Затраты на проведение КО, тыс. руб.

8,1

7

Низ пропластка, м

4

31

Карбонатность породы, %

4,1

8

Пористость пропластка, %

4

32

Глинистость породы, %

4,1

9

Тип коллектора

4,1

33

Коэффициент участия по-рового пространства в фильтрации

4,2

10

Отношение коэффициента продуктивности призабойной зоны к отдаленной

1

34

Коэффициент вытеснения кислотой пластовых флюидов

4,2

11

Дебит жидкости, м3/сут

4,2

35

Коэффициент возрастания пористости породы после СКО

4,2

12

Обводненность, %

6,2

36

Коэффициент возрастания пористости породы после ГКО

4,2

13

Газовый фактор, м3

4,1

37

Средняя растворимость породы на единицу кислотности (в СКР), мг/мг-экв

5,2

14

Способ эксплуатации

5,1

38

Средняя растворимость породы на единицу кислотности (в ГКР), мг/мг-экв

5,2

15

Тип насоса

3

39

Продолжительность работы скважины с увеличенным дебитом после СКО, сут

3

16

Длина хода плунжера, м (или буферное давление, МПа)

16

40

Продолжительность работы скважины с увеличенным дебитом после ГКО, сут

3

17

Количество ходов плунжера ход/мин (или затрубное давление, МПа)

4,1

18

Пластовое давление, МПа

4,1

19

Давление насыщения, МПа

4,1

20

Пластовая температура, °С

4,1

21

Приемистость скважины насосным агрегатом, м3/сут

3

5,1

22

Давление на агрегате, МПа

5,1

23

Число кислотных обработок, уже проведенных в скважине

2

24

Плотность скелета породы, кг/м3

4

Месторождение

Пласт

1^(код)

г

я

m %

k„, 10-3 мкм2

сгл, %

гпор, мкм

Долинский нефтяной район

Долинское

ML3

2

5

9

1,5

5

1,1

ML2

2

5

13

15

5

2,5

ML1

2

7

13

15

5

2,5

Bs-Vg

1

20

13

31

5

2,8

Jm

2

20

12

9

5

2,2

Северо-Долинское

Bs-Vg

2

10

11

5

5

1,5

Танявское

ML

1

40

13

31

5

2,5

ML

2

7

12,5

11,5

5

2,3

Jm

2

30

13

15

5

2,5

Струтинское

ML3

2

5

12

9

5

2,2

ML1

2

10

12

9

5

2,2

Bs-Vg

2

20

11

5

5

1,5

Надворнянский нефтяной район

Луква

ML2

3

5

11

2,5

10

12

ML1IKT

2

10

15

36

5

3,0

MLfflP

2

5

12

9

5

2,0

Эос

3

10

11

2,5

10

1,2

Гвизд

ML2

1

7

13

30

5

3,5

ML1RT

2

5

15

36

5

3,0

MLfflP

2

10

13

15

5

2,5

Эос

2

5

15

35

5

3,0

Битковское

Битковский блок

ML2

3

15

10

1,3

10

1,0

ML1RT

3

5

10

1,3

10

1,0

MLfflP

2

5

15

36,0

5

3,0

Пасечный блок

ML2

3

15

10

1,3

10

1,0

ML1RT

3

5

10

1,3

10

1,0

MLfflP

2

5

15

36,0

5

3,0

П р и м е ч а н и

н

И

о

л

с

е

ые обознач

ения: КЛ,

ПР - клив

ский и по^

дроговичны

а-

ч

с

е

п

й

ник соответственно.

тирования КО на ПЭВМ предусмотрен автоматизированный расчет или обоснован выбор таких данных (см. табл. 10.30, поз. 31-40).

В.М. Дистрянов предложил типизацию пород Предкарпатья с учетом гранулометрического состава зерен и количества глинисто-карбонатного цемента (табл. 10.31). Если отсутствуют геофизические характеристики пород в разрезе скважины, то можно использовать среднее значение эффективных мощностей по пластам, их пористость и др.

10.4.2.    АЛГОРИТМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Математическая модель проектирования кислотной обработки понятна из приведенной ниже функциональной блок-схемы, связанной с методическими подходами (рис. 10.7, 10.8).

10.4.3.    ВЫХОДНЫЕ ДОКУМЕНТЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КО НА ПЭВМ

Структура и содержание выходных документов проектирования КО на ПЭВМ рассмотрены на примере проектирования СКО в скв. 105 ПД и ГКО в скв. 584 Б.

Проект содержит входную инструкцию о скважине, обоснование выбора скважины и расчет СКО (ГКО). Расчетная часть дает представление о продолжительности реакций в пласте на расстоянии 0,5-10 м от оси скважины, массу породы, которая может быть растворенной и т.д. Определено максимальное количество породы, которое растворяется в заданных объемах кислоты определенной концентрации, радиус зоны растворения и ее объем, радиус распространения продуктов реакции. Вычислена пористость и проницаемость в зонах растворения, ожидаемый дебит, дополнительная добыча нефти и экономический эффект.

Рис. 10.7. Блок-схема проектирования солянокислотной обработки


Рис. 10.8. Блок-схема проектирования глинокислотной обработки


Сравнивая различные варианты обработки, специалисты нефтегазодобывающих предприятий выбирают рациональный вариант.

Программы содержат инструкции, в которых описан порядок расчета на ПЭВМ параметров СКО и ГКО. Проектирование СКО и ГКО на ПЭВМ следует применять для обоснования решений о целесообразности проведения обработки скважины.

Таким образом, применена новая методика для расчета основных параметров процесса: режима фильтрации в призабойной зоне скважины и продолжительности реакции, глубины закачивания кислоты и глубины растворения компонентов пласта, объемов кислотного раствора, вытесняющей и продавливающей жидкостей. Некоторые из указанных параметров введены и рассчитаны впервые. В целом применение этой методики обеспечивает более высокий уровень проектирования КО, что содействует эффективности процесса.

10.5. КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ЗАБОЕВ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ОТТЕСНЕНИЕМ ПРОДУКТОВ РЕАКЦИИ В ГЛУБЬ ПЛАСТА

Коллекторы залежей нефти Долинского и Северо-Долинского месторождений, залегающие на глубинах 2700-3200 м, представлены низкопроницаемыми песчаниками и алевролитами. В процессе бурения и цементирования скважин создаются микротрещины, которые засоряются привнесенными частицами, и проницаемость призабойной зоны ухудшается. В скважинах успешно применяют химические обработки призабойной зоны с целью увеличения производительности нефтяных и нагнетательных скважин.

Известные технологические схемы солянокислотных обработок (СКО) и гидрокислотного разрыва пласта (ГКРП) предусматривают обязательное своевременное извлечение продуктов реакции во избежание закупорки обрабатываемого пласта.

Своевременное извлечение продуктов реакции из глубоких скважин, особенно после ГКРП, связано с некоторыми техническими трудностями. Поэтому сделаны первые попытки проводить бездренажные солянокислотные обработки нагнетательных скважин. Например, по технологии СКО нагнетательных скважин, применяемой в Ширваннефти, после закачки кислоты в пласт сразу же закачивают воду, благодаря чему продукты реакции уносятся далеко за пределы призабойной зоны скважины.

При проведении химической обработки нефтяных скважин нет возможности проводить работы по такой технологии, так как для этого необходимо было бы закачивать в скважину сотни и тысячи кубометров нефти. В связи с этим возникает вопрос, на какое минимальное расстояние необходимо оттеснить продукты реакции от ствола скважины, чтобы выпадение их в осадок не вызвало заметного снижения эффективности обработки.

Произведем приближенную оценку влияния выпадения продуктов реакции в пласте на эффективность обработки призабойной зоны. Количество твердой фазы (СаСО3, MgCO3, Fe2O3 и др.), растворяющейся в 10-12 %-ной соляной кислоте, не превышает 10 % ее объема. Следовательно, в случае выпадения всей растворенной твердой фазы в осадок пористость коллектора снизится на 10 %. Поскольку точной функциональной зависимости между проницаемостью и пористостью для естественных коллекторов не существует, определим, как влияет такое снижение пористости на снижение проницаемости для фиктивного грунта по зависимости Козени. При одном и том же диаметре зерен фиктивного грунта проницаемость снижается в 1,4 раза (при начальной пористости 5 %) и далее, по мере увеличения пористости степень снижения проницаемости уменьшается до 1,2 раза (при начальной пористости 20 %). При проведении дальнейших расчетов с целью получения

Рис. 10.10. Изменение дебита скважины после кислотного воздействия на призабойную зону с извлечением и рассредоточением продуктов реакции:

1 - отношение дебита скважины после ОПЗ с извлечением продуктов реакции к дебиту до обработки; 2 - то же после ОПЗ с рассредоточением продуктов реакции к дебиту до обработки при k3/ k2 = 2; 3 - то же при k3/ k2 = 4; 4 - отношение прироста дебита, полученного при ОПЗ с извлечением продуктов реакции, к приросту дебита, полученному без извлечения п р о-дуктов реакции, при k3/ k2 = 2; 5 - то же при k3/ k2 = 4

данных о влиянии снижения проницаемости на эффективность обработки в более широком диапазоне отношение проницаемостей в зоне нахождения отработанного раствора до и после обработки принимается равным 2 и 4.

Рис. 10.9. Состояние пласта до обработки и после нее:

k1 - проницаемость после обработки при извлечении продуктов реакции из области радиусом r; k2 - проницаемость после обработки без извлечения продуктов реакции в области, ограниченной радиусами r и R; k3 - проницаемость пласта до обработки; RK - радиус контура питания; RG - радиус скважин ы


Используя классическое решение задачи о влиянии неоднородности пласта при движении несжимаемой жидкости на дебит скважины для схемы пласта, показанной на рис. 10.9, определим, как будет изменяться дебит скважины по сравнению с начальным дебитом (а) при условии извлечения (б) и оттеснения (,) продуктов реакции и соблюдении линейного закона фильтрации.

Радиус r действия кислоты примем равным 0,5-20 м, при этом радиус рассредоточения продуктов реакции составляет R = r + 1 м при различных значениях r.

Данные, полученные в результате расчетов при условии значения к3/к2 равны 4 и 2 а, k3/k1 равно 0,1, приведены на рис. 10.10.

На рисунке видно, что для принятых условий в случае извлечения продуктов реакции из пласта после ОПЗ во всех случаях прирост добычи нефти увеличивается в 1,2-2,75 раза; при оттеснении продуктов реакции на небольшое расстояние от ствола скважины прирост дебита уменьшается.

Сравнение показывает, что наибольшее влияние на прирост дебита после обработки оказывают оставленные продукты реакции на расстоянии первых 2 м от ствола скважины. Оттеснение продуктов реакции при принятых условиях на расстояние более 2 м от ствола скважины приводит к небольшому снижению ожидаемого прироста дебита нефти по сравнению с ожидаемым приростом при извлечении продуктов реакции, например, в худшем случае при к 3 2 = 4 всего на 24 %.

В каждом конкретном случае оптимальный радиус оттеснения продуктов реакции от ствола скважины будет определяться, с одной стороны, желанием получить наименьшие потери ожидаемого прироста добычи нефти, а с другой - располагаемым объемом продавочной жидкости (нефти).

Объемы продавочной жидкости при средней для данных месторождений эффективной мощности, равной 45 м, пористости 10-15 % и различных радиусах оттеснения от ствола скважины приведены в табл. 10.32.

Как видно из приведенной таблицы, в данных условиях объем продавочной жидкости, необходимый для оттеснения отработанного кислотного раствора на расстояние первых нескольких метров от ствола скважины, составляет всего несколько десятков кубометров.

По общепринятому мнению, в промысловых условиях при проведении кислотных обработок и гидрокислотных разрывов пластов проникновение кислоты в пласт происходит не по всему поровому пространству, а по отдельным трещинам, объем которых неизвестен. Поэтому неизвестен и радиус оттеснения отработанной кислоты в пласт, который, по-видимому, всегда будет больше, чем расчетный при условии распространения кислоты по всему поровому пространству. При этом зона проницаемости k2 по мере увеличения радиуса оттеснения будет все время уменьшаться, тогда как при расчетах она была принята нами постоянной и равной 1 м.

Следовательно, в реальных условиях влияние оставленных в пласте продуктов реакции на прирост дебита будет еще меньше.

В НГДУ “Долинанефть” успешно проведены первые химические обработки нефтяных скважин без извлечения продуктов реакции. Проведены две СКО на скв. 210 и 643 при градиентах давления 0,015-0,016 МПа/м и две обработки типа ГКРП на скв. 5 и 546 при градиентах давления 0,0195-0,0205 МПа/м с применением следующей технологической схемы. НКТ допускали ниже вскрытого интервала продуктивного горизонта (если работы проводились с пакером, то он устанавливался выше продуктивного горизонта). Затем закачивали по НКТ 10-20 м3 10 %-ного раствора соляной кислоты с добавкой 1-1,5 %-ной плавиковой кислоты и 0,1-0,05 % дисольвана.

Солянокислотный раствор продавливали товарной нефтью объемом 25 -120 м3. После закачки в пласт кислоты скважину не эксплуатировали в течение 2-3 сут, достаточных для выпадения осадка из отработанного раствора.

Затем начинали откачку глубинным насосом или пускали фонтан.

Т а б л и ц а 10.32

Объем продавочной жидкости в зависимости от радиуса оттеснения, м3

Радиус закачки продавочной жидкости, м

Объем пор, м3

Пористость

10 %

15 %

1

14

21

2

56

85

3

127

191

5

350

530

При проведении работ по предлагаемой технологии отпадает необходимость в использовании стабилизатора и дренажа с целью извлечения продуктов реакции, что дает возможность экономить при каждой операции на скважине.

Рассмотрим отдельные процессы, проведенные на Долинских месторождениях. Скв. 210 фонтанировала (выгодские отложения в интервале 2612-2773 м) нефтью дебитом 117 т/сут. Произведена промывка скважины товарной нефтью; дебит нефти после этого не увеличился. Через 5 лет скважина переведена на глубинно-насосную эксплуатацию с дебитом 14 т/сут. Из скважины извлекли глубинный насос и закачали по описанной технологии 14 м3 10 %-ного раствора соляной кислоты с добавкой 1 %-ной плавиковой кислоты и 1 %-ного сульфанола при расходе кислоты 430 м3/сут и градиенте давления 0,016 МПа/м. Кислоту продавили товарной нефтью объемом 25 м3, спустили глубинный насос на прежнюю глубину и через 3 сут начали откачку. Дебит скважины увеличился от 12,6 до 26 т/сут, а через 2 мес снизился до 20 т/сут и сохраняется на этом уровне.

Проведен ГКРП на скв. 546, который вскрыл выгодские отложения в интервале 2834-2947 м. Начальный дебит ее составлял 75 т/сут фонтанированием, текущий дебит глубинно-насосной эксплуатацией составляет

7,7 т/сут. В процессе ГКРП в пласт закачали 43 м3 10 %-ного раствора соляной кислоты с добавкой 1 %-ной плавиковой кислоты и 0,1 %-ного дисоль-вана при расходе 650 м3/сут и градиенте давления 0,0205 МПа/м. Продавку осуществили путем закачки 30 м3 товарной нефти.По графику (см. рис. 10.10.) при эффективной мощности пласта 48 м и пористости 12 % радиус оттеснения отработанного раствора составит 1,2-1,5 раза, а при извлечении продуктов реакции - в 1,45 раза. Фактически дебит скважины после ГКРП увеличился в 1,55 раза.

На скв. 5 после ГКРП добыча нефти увеличилась в 2 раза, и скважина переведена с периодической работы на круглосуточную. В двух последних процессах количество продавочной жидкости (нефти) составило соответственно 100 и 120 м3.

Таким образом, промысловые результаты подтверждают правильность предположений о возможности проведения химической обработки нефтяных скважин с оттеснением отработанной кислоты на небольшое расстояние от ствола скважины.

Сопоставим опыт кислотных обработок нефтяных скважин с различными методами извлечения и оттеснения продуктов реакции.

Кислотные обработки проводились по следующей технологической схеме. Башмак насосно-компрессорных труб устанавливали у подошвы или в середине обрабатываемого интервала. В скважине восстанавливали циркуляцию нефти, а затем закачивали 1-2 м3 5 %-ной HCl для очистки насоснокомпрессорных труб и призабойной зоны, после чего обратной промывкой вымывали ее на поверхность. Далее, при открытом затрубном пространстве в НКТ закачивали рабочий раствор кислоты, поднимали его до кровли обрабатываемого пласта, закрывали затрубную задвижку и продавливали кислоту в пласт. Объем продавочной жидкости, количество и рецептуру раствора устанавливали в зависимости от применяемого способа очистки призабойной зоны скважины от продуктов реакции.

При кислотной обработке с извлечением продуктов реакции с помощью метода переменных давлений (МПД) в скважине на время реакции (4-16 ч) оставляли кислотную ванну.

При кислотной обработке с оттеснением продуктов реакции объем продавочной жидкости составлял 30-70 м3, а продавка кислоты осуществлялась сразу после закачки ее в призабойную зону скважины.

Для кислотной обработки применялась смесь 8-15 % HCl из абгазов органических производств с добавкой 0,1-0,3 % дисольвана или 1-3 % НЧК, иногда с добавкой 1-1,3 % НГ.

При кислотной обработке с дренажем закачивали 5-15 м3 кислоты с обязательной добавкой 1,5-2 % уксусной или 0,1-0,15 % лимонной кислоты, а при кислотной обработке без дренажа - 12-42 м3 кислотного раствора без добавки стабилизаторов.

Эффективность кислотных обработок с добавкой HF в скважинах с зацементированной против обрабатываемого продуктивного горизонта колонной составляет 71 %, а при кислотных обработках без добавки HF - равна 38 %; прирост дебита при кислотной обработке с HF на 14 % больше. Это объясняется, по-видимому, проявлением известных свойств HF, предупреждающей образование геля кремниевой кислоты после реакции HCl с цементом.

Таким образом, добавка 1-1,5 % HF повышает эффективность обработки.

Лабораторными опытами установлено, что при перемешивании долин-ских нефтей с растворами HCl и CaCl2 образуются малостойкие эмульсии. Стойкость эмульсий возрастает с увеличением содержания солей в нефти.

Поэтому главное назначение ПАВ, добавляемых к кислотному раствору, в данном случае состоит, по-видимому, в создании лучшего контакта кислоты с породой и обеспечении легкого извлечения продуктов реакции.

Эффективность различных кислотных обработок может быть оценена по данным табл. 10.33.

Т а б л и ц а 10.33

Данные кислотных обработок (КО) скважин Долинского и Северо-Долинского месторождений

Параметры

По менилитовым отложениям Долины

По выгодским отложениям Долины и Северной Долины

КО с МПД

КО с дренажем

КО с МПД

КО с дренажем

КО с оттеснением

Число процессов

9

3

9

7

5

Эффективность, %

44

67

55

71

80

Характеристика скважины:

средняя глубина, м

2500

2620

2780

2750

2850

эффективная мощность,

68

77

48

38

53

м

р'пл, МПа/м

0,0093

0,0087

0,0090

0,0096

0,0090

дебит нефти до КО,

4,7

2,0

14,0

29,4

7,7

т/сут Параметры процесса:

объем кислоты, м3

7,0

12,3

6,0

8,0

18,5

удельный объем кисло

0,13

0,16

0,12

0,21

0,35

ты, м3

темп закачки, м3/сут

350

250

350

400

440

Рза<5, МПа/м

0,017

0,015

0,015

0,015

0,017

Показатели эффективнос-

дебит после КО, т/сут

15,9

6,1

21,0

49,0

38,4

прирост дебита, т/сут

11,2

4,1

7,0

19,6

30,7

Дополнительно добыто

1370

810

2050

4800

4100

нефти на одну обработку, т

Дополнительно добыто неф

363

135

374

610

560

ти на 1 мес работы с повы-

шенным дебитом, т/мес    _

Кислотная обработка с МПД имеет хорошие показатели в тех отложениях, где наблюдаются сравнительно высокие градиенты пластового давления (менилиты Долины), а очистка скважин самоизливом не происходит. Например, скв. 49 и 646, где р'пл = 0,0096 МПа/м, после кислотной обработки самоизливом не очищались, несмотря на то что они были заполнены нефтью и репрессия на пласт составляла около 3,5 МПа.

С помощью МПД здесь достигнута хорошая очистка призабойной зоны скважин, из которых после кислотной обработки дополнительно добыто 5 тыс. т нефти. При низких пластовых давлениях (скв. 24, р'пл = =    0,008 МПа/м) при проведении МПД очистка пласта не происходит,

промывочная жидкость поглощается, и кислотные обработки не дают эффекта.

Наилучшие результаты получены при такой кислотной обработке, где обеспечивалась своевременная (через 4-8 ч) качественная очистка призабойной зоны скважины от продуктов реакции с отбором больших объемов жидкости в течение длительного времени (кислотная обработка с дренажем самозаливом или газлифтом по выгодским залежам). Если извлечение продуктов реакции начиналось через 30-40 ч после закачки кислоты в призабойную зону скважины (кислотная обработка с дренажем компрессорами по менилитовой залежи), что обусловлено низкой производительностью компрессоров высокого давления, то эффективность кислотной обработки была очень низкой.

Из табл. 10.33 видно, что эффективность кислотной обработки Выгодских отложений с дренажем и оттеснением приблизительно одинакова.

Технология кислотной обработки с оттеснением продуктов реакции обеспечивает получение долговременных стабильных приростов дебита.

Кроме перечисленных типов кислотной обработки применяли кислотные ванны в тех случаях, когда закачка кислоты в пласт была невозможна.

По анализу глубинных проб кислоты, взятых из скважины глубиной 2900-3500 м, установлено, что обработанная кислота обогащена железом до 0,3 %, а нижняя часть НКТ сильно корродирована.

Ввиду отсутствия эффекта и активной коррозии глубинного оборудования установка кислотных ванн в рассматриваемых условиях считается нецелесообразной.

Влияние изменения технологических параметров на показатели эффективности изучалось по методу накопленной средней. При этом установлено, что с увеличением объема кислоты (5-42 м3) и темпа ее нагнетания (200-830 м3/сут) показатели эффективности кислотной обработки улучшаются, а с увеличением давления нагнетания (р'3 = 0,013+0,02 МПа/м) ухудшаются.

Выявленные зависимости могут быть объяснены преимущественным взаимодействием кислоты с глинистым и цементным растворами, поступившими в трещины, образовавшиеся еще при вскрытии продуктивных горизонтов.

При кислотной обработке с меньшими давлениями нагнетания кислота поступает в микротрещины менилитовых отложений или в низкокарбонатный массив выгодских отложений. При более высоких значениях р' 3 кислота, вероятно, закачивается в малопроницаемый низкокарбонатный массив пласта менилитовых отложений, где эффективность ее воздействия меньше. Кроме того, известно, что, устраняя ущерб, нанесенный призабойной зоне скважины, следует ожидать большего эффекта от кислотной обработки, чем от обработки незагрязненного пласта. Улучшение эффективности кислотной обработки, связанное с увеличением темпа нагнетания кислоты в пласт, объясняется уносом загрязняющего материала из трещин и улучшением условий контакта свежих порций кислоты с содержимым трещин и их стенками.

Проведем анализ кислотных обработок нагнетательных скважин Долин-ского и Северо-Долинского месторождений.

Одним из основных способов освоения нагнетательных скважин Долин-ских месторождений после бурения и поддержания их приемистости при эксплуатации является кислотная обработка (КО).

Для проведения КО в нагнетательную скважину спускали 63-мм НКТ до низа обрабатываемого интервала и производили их очистку 0,5 м3 10 %-ной соляной кислотой. Далее, в НКТ закачивали кислоту из расчета подъема ее выше кровли обрабатываемого интервала, закрывали затрубную задвижку и продавливали кислоту в пласт.

На конечном этапе КО продукты реакции извлекали методом переменных давлений через 14-20 ч после поступления кислоты в пласт или сразу же оттесняли от ствола скважины продавкой 80-90 м3 воды.

Для КО, как правило, применяли смеси 10-15 %-ной соляной кислоты с добавками 1-3 %-ной плавиковой кислоты (32 скважино-операции) ко второй половине объема раствора. Иногда добавляли к раствору ПАВ - дисольван или НЧК.

При КО с МПД (28 скважино-операций) использовали в среднем 910 м3 кислотного раствора, обычно с добавкой 1,5-2 %-ной уксусной кислоты. Раствор закачивали при темпах нагнетания 320-340 м3/сут и градиентах давления 0,016-0,018 МПа/м. При КО с оттеснением (56 скважино-операций) закачивали 25-36 м3 кислотных растворов при темпах нагнетания 650-800 м3/сут и градиенте давления 0,0176-0,0183 МПа/м.

Влияние объема кислоты, темпа закачки и давления на эффективность КО оценивалась методом накопленной средней по данным 51 КО. Оценку влияния удельного объема кислоты считали нецелесообразной, так как п ри обработке многопластовых залежей неизвестно, какая часть разреза поглощает кислоту.

На основе анализа накопленных средних выявлено, что с ростом объема и темпа нагнетания кислоты наблюдается улучшение эффективности КО, а с ростом давления нагнетания - снижение эффективности.

Выявленное анализом влияние параметров КО на ее эффективность вызвано, по-видимому, характером воздействия кислоты на обрабатываемые продуктивные пласты и может быть объяснено следующим образом.

При меньших давлениях нагнетания кислота поступает в основном в микротрещины, открытые ранее при бурении скважин и нагнетании воды, реагируя главным образом с загрязняющими их частицами глины и соединениями железа. В меньшей степени кислота проникает в коренную породу через стенки трещин. В этих случаях, конечно, следует ожидать большего прироста приемистости, чем при поступлении кислоты в низкокарбонатный массив пласта или в трещины, не загрязненные при бурении и открывающиеся только в процессе КО при больших давлениях.

Следует отметить, что с увеличением темпов закачки кислоты в пласт обеспечивается лучшая очистка трещин от загрязняющего их материала и улучшаются условия контакта свежих порций кислоты с содержимым трещин и их стенками.

Таким образом, для повышения эффективности КО следует увеличивать объемы кислоты (примерно до 30 м3) и темпы ее нагнетания в пласт.

Для получения данных о влиянии методов КО на эффективность проведено сопоставление КО с МПД и повторных КО с оттеснением по тем же восьми скважинам. При этом установлено, что применение КО с оттеснением позволяет увеличить среднее количество дополнительно закачанной воды до 15 тыс. м3, а среднюю длительность работы скважины с увеличенной приемистостью до 12 мес, т.е. примерно в 2 раза по сравнению КО с МПД.

Это вызвано применением больших объемов и темпов нагнетания кислоты и своевременным ее удалением из призабойной зоны при КО с оттеснением, а следовательно, более глубокой и качественной очисткой пласта.

Вопросы выбора состава и концентрации кислотных растворов решались с учетом существующих рекомендаций и проверялись опытом.

Постепенное наращивание объема кислоты при повторных КО, несмотря на некоторое снижение ее концентрации, вызывает, как правило, увеличение приемистости скважин выгодских залежей и центральной части ме-нилитовой залежи. Что касается остальной части менилитовой залежи, то, несмотря на увеличение объема кислотных растворов (например, скв. 622 последовательно 6, 30 и 100 м3), не удается превысить средний установившийся уровень приемистости этих скважин (30-50 м3/сут).

Достигнутый при увеличении объемов кислоты уровень приемистости нагнетательных скважин, по-видимому, может поддерживаться проведением повторных обработок с меньшими объемами и концентрациями (табл. 10.34, скв. 606). Это представляется возможным, потому что при последующих обработках в низкокарбонатном пласте закачиваемая кислота израсходуется на очистку раскрытых при давлении нагнетания трещин от привнесенных туда при нагнетании воды частиц породы, соединений железа и механических примесей и в меньшей степени реагирует с породой.

Поэтому при повторных КО на Долинских месторождениях для поддержания достигнутого уровня приемистости нагнетательных скважин объемы кислоты могут быть такими же, как и в предыдущих обработках, сохраняя те же параметры обработки.

Проведена оценка эффективности добавки 1,0-1,5 % плавиковой кисло-

Т а б л и ц а 10.34

Результаты кислотных обработок водонагнетательных скважин

Номер

Состав кислотного раствора, %

Параметры КО

Способ удаления

Приемистость скважины, м3/сут

Допол

скважины

Соляная

кислота

Уксусная

кислота

Объем

кислоты,

м3

Темп

закачки

кислоты,

м3/сут

Градиент

давления1,

МПа/м

продуктов реакции

до КО

после КО

нительно

закачано,

т/м3

606

14

1,5

8

300

0,018

МПД

0

0

-

15

-

32

1150

0,019

Продавка воды 80 м3

0

80

10,5

10

-

14

650

0,019

Продавка 90 м3

25

53

1,6

5

-

24

800

0,019

Продавка 80 м3

30

66

1,4

506

15

1,5

14

440

0,016

МПД

72

207

15,0

10

-

34

970

0,017

Продавка 100 м3

100

280

25,0

10

100

970

0,016

То же

164

560

24,6

1 Под градиентом давления здесь необходимо понимать отношение величины забойного давления при КО к средней глубине обрабатываемого интервала.

ты к кислотному раствору. Для этого обобщены сведения об эффективности КО при различных способах крепления скважин в интервале продуктивного горизонта, в результате чего установлено, что добавление плавиковой кислоты повышает (от 70 до 90 %) успешность операций. Влияние этой кислоты особенно заметно при обработке скважин с зацементированной обсадной колонной, т.е. там, где она может взаимодействовать с фильтратом цементного раствора и предупреждать образование геля кремниевой кислоты.

В некоторых случаях КО без плавиковой кислоты была безуспешной, а повторная КО с добавкой 0,5 %-ной не позволила увеличить приемистость (например, скв. 27 СД от 44 до 89 м3/сут).

Средняя по трем скважино-операциям эффективность использования 3 % добавки плавиковой кислоты не выше таковой при использовании 1,01,5 % добавки по 27 скважино-операциям.

10.6. ОПЫТ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ СЛАБОКАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРЕДКАРПАТЬЯ

Основное количество кислотных обработок на глубокозалегающих залежах Предкарпатья приходится на Долинский нефтепромысловый район, где ежегодно (с 1965 г.) производится 30-50 скважино-операций на нефтяных и нагнетательных скважинах, а годовая дополнительная добыча и закачка достигают соответственно 40-60 тыс. т нефти и 0,8-1,4 млн. м3 воды.

Кислотные обработки нефтяных скважин проводились при спущенных до низа обрабатываемого интервала насосно-компрессорных трубах. В скважине восстанавливали циркуляцию нефти, а затем закачивали в насосно-компрессорные трубы кислоту, поднимали ее в затрубном пространстве до кровли обрабатываемого интервала, закрывали затрубную задвижку и продавливали кислоту в пласт. Объем продавочной жидкости и рецептура раствора выбирались в зависимости от времени пребывания кислоты в призабойной зоне скважины и способа извлечения продуктов реакции.

При КО с извлечением продуктов реакции с помощью метода переменных давлений, дренирования компрессором или самоизливом объемы продавочной жидкости соответствовали объему насосно-компрессорных труб, а при КО с оттеснением продуктов реакции - 30-120 м3.

Для КО применяли смесь 8-15 %-ной HCl, ингибированной ПБ-5 или формалином, иногда с добавкой поверхностно-активных веществ - 0,3 % ди-сольвана или 1-3 % НЧК. Глинокислотная обработка проводилась раствором 10 %-ной HCl + 1-3 %-ной HF. При КО с извлечением продуктов реакции закачивали 5-15 м3 кислотного раствора, содержащего до 2 % уксусной кислоты или до 0,15 % лимонной, а при КО с оттеснением использовали 1242 м3 кислотного раствора без стабилизаторов.

Кислотные обработки нефтяных скважин с 1967 г. проводили с добавкой 1 % лимонной кислоты в качестве стабилизатора. В этом случае время выдержки кислотного раствора в пласте увеличивали до нескольких суток, продукты реакции из глубинно-насосных скважин специальным дренированием не извлекали. После спуска насоса приступали к эксплуатации скважин.

В нагнетательных скважинах продукты реакции извлекали самоизливом (немедленно), с помощью метода переменных давлений через 14-20 ч или оттесняли 80-90 м3 воды. После извлечения насосно-компрессорных труб скважину пускали под нагнетание.

При КО с применением метода переменных давлений использовали в среднем 9 м3 раствора кислоты обычно с добавкой до 2 % уксусной кислоты, а при КО с оттеснением - 25-36 м3 растворов без стабилизатора.

Расход при закачке кислоты составлял 250-1150 м3/сут, а градиент давления закачки - 0,0150-0,0190 МПа/м.

В Долинском нефтепромысловом районе применяли установку кислотных ванн, кислотные обработки (КО) и кислотные разрывы пласта без закрепления трещин песком (КГРП). Выделение кислотных ванн среди остальных методов осуществляется четко по технологическим признакам, а разделение на КО и КГРП сложно в связи с известными трудностями исследований, необходимых для подтверждения открытия трещин в каждом конкретном случае. Поскольку при любой КО нет уверенности в том, что при обработке не открылись трещины (скорее, наоборот, надо полагать, что они открылись), деление на КО и КГРП считаем здесь весьма условным. Поэтому при анализе кислотного воздействия на Предкарпатье в дальнейшем разделение приведено по способам извлечения продуктов реакции, различию в рецептуре и т.п.

Опыт постановки кислотных ванн в 12 разведочных и эксплуатационных скважинах, обсаженных зацементированной против продуктивности горизонтов колонной и вскрытых кумулятивной перфорацией, показал, что только в одном случае достигли успеха - на скв. 34 СД дебит увеличился от 5 до 1 2 т/сут.

Оставление кислоты на забое глубоких скважин в течение длительного времени (16-36 ч) вызывает интенсивное разрушение металла. Например, в глубинной пробе кислоты с глубины 3450 м на скв. 12 Спас содержание железа достигло 4,1 %, а после подъема насосно-компрессорных труб нижняя часть их, находившаяся в кислоте, оказалась непригодной для дальнейшего использования.

Приведенные результаты промысловых опытов показывают, что в условиях Предкарпатья установка кислотных ванн нецелесообразна.

10.6.1. ВЛИЯНИЕ СПОСОБА ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПРОДУКТОВ РЕАКЦИИ И РЕЦЕПТУРЫ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ

Результаты кислотных обработок нефтяных скважин на Долинском и Севе-ро-Долинском месторождениях (средние данные на одну скважино-операцию) представлены в табл. 10.35.

Оценка влияния рецептуры на результат обработки нефтяных скважин приведены на фоне способов извлечения продуктов реакции.

Из приведенных в табл. 10.35 данных можно заметить, что добавка плавиковой кислоты при обработке нефтяных скважин улучшает результаты обработки в том случае, если продукты реакции не остаются длительное время в призабойной зоне (при КО с оттеснением и самоизливом), и ухудшает результаты ее, если кислота долго выдерживалась в пласте (КО с методом переменных давлений, освоением компрессором). При длительном оставлении кислоты в пласте предпочтительнее проводить солянокислотную обработку без давления плавиковой кислоты. В сочетании с технологией оттеснения продуктов реакции в глубину пласта глинокислотная обработка нефтяных скважин становится одним из основных методов воздействия на призабойную зону скважин в Предкарпатье.

Т а б л и ц а 10.35

Влияние рецептуры на результаты кислотных обработок нефтяных скважин

Глинокислотная обработка

Солянокислотная обработка

Показатели

с методом переменных давлений с компрессором

с оттеснением и самоизливом

с методом переменных давлений с компрессором

с оттеснением и самоизливом

Количество процессов

14

19

13

7

Успешность, %

36

74

46

71

Градиент пластового давления, МПа/м

0,0092

0,0059

0,0090

0,0088

Дебит скважины до КО, т/сут (приемистость, м3/сут)

11,3

9,7

3,7

8,1

Добыча из скважины до КО, тыс. т

12,8

17,4

16,7

7,5

Закачано кислоты, м3

9,1

16,0

8,8

14,3

Градиент давления при закачке кислоты, МПа/м

0,0157

0,0150

0,0154

0,0161

Расход, м3/сут

900

460

390

420

Дебит после КО (нефть), т/сут (приемистость, м3/сут)

18,2

26,0

8,9

15,2

Кратность увеличения дебита, премистости

1,6

2,7

2,4

1,9

Прирост добычи нефти в результате КО, т (дополнительная закачка, тыс. м3)

735

3800

1 900

3200

Длительность работы скважины с повышенным дебитом (приемистостью), мес

2,8

9,3

6,8

7,4

Прирост добычи нефти (приемистости) на 1 мес работы скважины, т/мес, тыс. м3/мес

110

254

120

200

Сопоставляя приведенные в табл. 10.35 средние результаты КО с недостаточным количеством стабилизатора (1,5-2 % уксусной кислоты или 1,10— 0,25 % лимонной) при несвоевременном извлечении продуктов реакции с результатами КО с добавкой 1 % лимонной кислоты, видим, что последние характеризуются в 1,5-2 раза большей успешностью и эффективностью.

10.6.2. ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

В качестве основных параметров при анализе были рассмотрены объем кислотного раствора, расход и давление при закачке его в пласт.

Из приведенных результатов исследований профилей поглощения вытекает, что применяемые в настоящее время методы расчета требуемого объема кислотного раствора исходя из расхода кислоты на 1 м эффективной мощности, в данных условиях неприемлемы. Ведь никогда заранее неизвестно, раскроется ли трещина, в каком интервале и по какому азимуту будет поглощаться многопластовым разрезом кислотный раствор. Поэтому рациональный объем кислотного раствора в данных условиях рекомендуется устанавливать с учетом результатов обобщения промыслового опыта. В основе более точных расчетов должны лежать результаты лабораторных исследований, касающиеся времени нейтрализации кислоты.

Анализом эффективности КО по накопленным средним выявлены ее повышение при росте объема и темпа нагнетания кислоты и экстремальный характер кривой влияния давления нагнетания на эффективность.

Экстремальный характер кривых влияния давления можно объяснить следующим образом. При меньших давлениях нагнетания кислота поступает в высокопроницаемые зоны пласта и трещины, которые, вероятно, раскрывались и загрязнялись еще при бурении скважины или при закачке воды, реагируя в основном с загрязняющими трещины частицами глины и соединениями железа, и в меньшей степени - с коренной породой в околотре-щинном пространстве. Кроме того, отметим, что с ростом давления несколько увеличивается глубина обработки и охват разреза воздействием. В этих случаях, естественно, следует ожидать большего прироста производительности, чем при поступлении кислоты в слабокарбонатный массив пласта или в трещины, не загрязненные при бурении и открывающиеся только при очень высоких давлениях в процессе нагнетания пласта.

Установлено, что для рассматриваемых условий снижение объема кислотных растворов на одну обработку менее 12-14 м3 в нефтяных скважинах и 25-35 м3 в нагнетательных может вызвать ухудшение результата КО. Вместе с тем дальнейшее увеличение объема незначительно влияет на улучшение результатов обработки при применяемых расходах в процессе закачки кислоты под давлением.

Наблюдаемое различие оптимальных величин объемов кислотного раствора при КО нефтяных и нагнетательных скважин вызвано, очевидно, большей степенью и глубиной загрязнения призабойной зоны в последних.

Повышение эффективности КО с ростом расхода отчетливо проявляется при сопоставлении результатов обработок по нагнетательным скважинам. Исходя из этих результатов, а также из сложившегося представления о механизме взаимодействия кислотных растворов с породами и проникновения их при закачке в пласты в данных условиях рекомендуется увеличение расхода при КО до 800 м3/сут и выше.

Давление, создаваемое при обработке, должно обеспечить приемистость скважины в этих пределах; для условий предкарпатских месторождений при закачке кислотных растворов в скважины с расходом 800 м3/ сут необходимо создание давлений, достаточных для раскрытия трещин, т.е. обычно обработка будет осуществляться как кислотный разрыв пласта.

При сопоставлении значений параметров обработки по успешным и неуспешным операциям выявлено, что средние параметры по неуспешным обработкам, при которых не получен прирост производительности, были такими же, как и в случаях, в которых достигнута высокая эффективность при успешных обработках. Это может быть вызвано, главным образом, поглощением кислоты непродуктивной частью разреза, неправильным подбором скважин для проведения обработки или недостатками технологии обработки (например, несвоевременным извлечением продуктов реакции).

Следовательно, повышения эффективности обработки необходимо добиваться не только за счет улучшения ее параметров, но и за счет обоснованного подбора объекта, осуществления поинтервального воздействия и правильного выбора остальных элементов технологии.

Повторные обработки нефтяных скважин были малоэффективными или менее результативными, чем первичные. Повторные обработки нагнетательных скважин проводятся для восстановления их приемистости. Повторные КО нагнетательных скважин с оттеснением по сравнению с КО с применением метода переменных давлений, как уже указывалось, более эффективны. Обработки с оттеснением, проведенные в третий раз при изменении среднего объема кислоты от 31 до 50 м3, позволили увеличить по этой же группе из восьми скважин среднюю приемистость от 111 до 156 м3/сут, хотя дополнительная закачка соответственно составляла 17,2 и 10,2 тыс. м3, т.е. снизилась почти в 2 раза по сравнению с повторными обработками.

Время работы скважины с увеличенной приемистостью также меньше -8,4 мес против 11 мес при повторных обработках.

Опыт показал, что достигнутый при увеличении объемов кислоты уровень приемистости нагнетательных скважин может поддерживаться кислотными обработками с меньшими объемами и концентрациями закачиваемой кислоты, чем в предыдущих обработках. Это представляется возможным потому, что при последующих обработках в слабокарбонатном пласте слабоза-качиваемая кислота расходуется на очистку призабойной зоны от привнесенных при нагнетании воды частиц окиси железа и механических примесей и в меньшей степени реагирует с породой. Поэтому при повторных КО для восстановления и поддержания приемистости скважин в Предкарпатье объемы кислоты могут быть меньшими, чем при предыдущих обработках.

Таким образом, если цель повторных обработок - повышение приемистости или дебита скважин, то объем кислоты необходимо увеличивать по сравнению с объемами при предыдущих обработках, если - восстановление приемистости до прежнего уровня, то объемы кислотного раствора могут быть даже несколько снижены.

10.6.4. ПОИНТЕРВАЛЬНЫЕ КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ

Для увеличения охвата разработкой многопластовых залежей Предкарпатья в ряде случаев применяли поинтервальные обработки. При поинтервальных обработках воздействие на пласт осуществляется снизу вверх с постепенным отделением ранее обработанных интервалов песчано-глинистыми пробками или цементными мостами, а верхних интервалов - пакером. В некоторых случаях вскрытие вышезалегающих продуктивных горизонтов производили только после обработки нижних интервалов.

Применение такой технологии имеет недостатки: большую длительность (несколько месяцев) и высокую стоимость обработки.

При поинтервальных обработках возникают затруднения, связанные и с увеличением давления при закачке жидкостей в пласт. Так, по данным шести поинтервальных обработок в нефтяных скважинах средний градиент давления при закачке кислоты составил 0,0194 МПа/м, а по 16 нагнетательным скважинам - 0,0185 МПа/м, что на 10-20 % выше средних градиентов при обработке всего разреза.

Опыт показывает, что после поинтервальных обработок происходит изменение профиля приемистости и увеличение закачки по сравнению с приемистостью окружающих скважин. Например, в скв. 100 Стр были вскрыты совместно менилитовые и эоценовые отложения в интервале 2356-2540 и 2741-2812 м. После поинтервальной обработки эоценовых отложений приемистость скважин увеличилась от 70 до 150 м3/сут и по данным исследования расходомером установилась на уровне 121 м3/сут в эоценовой залежи и 29 м3/сут в менилитовых. Для увеличения приемистости менилитовых отложений проведена поинтервальная кислотная обработка с помощью сдвоенных пакеров, после чего приемистость скважины увеличилась до 230 м3/сут, а нагнетаемая вода стала поглощаться менилитовой частью разреза. Поэтому можно считать, что проведение поинтервальных обработок еще не позволит полностью решить вопрос увеличения выработки запасов по разрезу.

Таким образом, только путем комплексного решения проблемы применения поинтервальной обработки и внедрения одновременно раздельной закачки можно будет добиться увеличения охвата залежей разработкой.

10

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ УНП НА ОСНОВЕ ПДС И МПДС В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

10.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

По мере открытия и освоения разработкой новых нефтяных месторождений в различных нефтегазоносных районах России все более заметную роль в развитии добычи нефти начинают играть залежи в карбонатных коллекторах. Такие залежи характеризуются резкой неоднородностью емкостнофильтрационных свойств (ФЕС) коллекторов и, как результат, высокой изменчивостью продуктивности скважин. При этом неоднородность карбонатных пород обусловлена в основном изменением структуры пустотного пространства породы. Несмотря на большую долю добычи нефти из месторождений с карбонатными коллекторами (около 20 %), значительная часть залежей с такими породами остается вне промышленной разработки из-за сложного геологического строения, неопределенности с запасами нефти, малодебитности и быстрого снижения продуктивности скважин и др.

Тип карбонатных коллекторов определяется соотношением емкостно-фильтрационных характеристик. На основе всего многообразия типов карбонатных коллекторов предложены различные варианты их классификации. По А.В. Давыдову с соавторами выделены [69, 92] следующие типы карбонатных коллекторов: поровые, трещинные и рифовые (рис. 10.1).

К коллекторам порового типа приурочена основная часть (77 %) разведанных запасов нефти в карбонатных коллекторах месторождений России. Залежи нефти с поровым типом коллекторов широко распространены на территории респуб-

I (77%)

Рис. 10.1. Распределение балансовых запасов нефти по типу карбонатного коллектора [179].

Коллектор: 1 - поровый; 2 - смешанный; 3 - трещиноватый; 4 - рифовый

лик Башкортостан, Татарстан, Удмуртия, Коми, Самарской, Оренбургской и Пермской областей. Этот тип карбонатных коллекторов на месторождениях указанных районов мало отличается от терригенных и имеет хорошие коллекторские свойства. Для него характерна высокая пористость, проницаемость, высокие темпы отбора нефти и коэффициенты конечной нефтеотдачи.

К смешанному типу отнесены коллекторы, отличающиеся сложным строением и по структуре пустотного пространства характеризующиеся как трещиновато-порово-каверновые. Широкое распространение данный тип коллекторов получил в Оренбургской области, в районах Восточной Сибири и Якутии. В залежах со смешанным типом коллекторов сосредоточено около 7 % геологических запасов нефти.

Залежи нефти с трещиноватым типом коллектора широко развиты в верхнемеловых отложениях Чеченской республики и в Ставропольском крае. Залежи данного типа массивные, содержат около 13 % геологических запасов нефти России и характеризуются относительно высокой продуктивностью.

Отличительной особенностью залежей, приуроченных к рифовым массивам, является прежде всего большое разнообразие литолого-петрографической характеристики пород, резкая изменчивость их коллекторских свойств и обусловленный этим сложный характер распространения пористых и проницаемых зон внутри «резервуаров». Такие залежи распространены на территории Республики Башкортостан, в Архангельской области, встречаются они также в Волгоградской и Саратовской областях. Запасы нефти в трещиноватых коллекторах составляют 3 %.

В Татарстане к карбонатным коллекторам приурочено около 20,4 % разведанных геологических запасов нефти [51].

Карбонатный комплекс Ромашкинского месторождения приурочен к верейскому горизонту московского яруса, башкирскому и серпуховскому ярусам среднего карбона. Основные залежи верейского горизонта, башкирского яруса и серпуховского яруса, хорошо совпадающие в структурном плане, приурочены к юго-западной части Ромашкинского месторождения.

В карбонатных отложениях турнейского яруса основные промышленные запасы нефти содержатся в кизеловском горизонте. Залежи нефти приурочены к небольшим локальным структурам третьего порядка. Размеры залежей в основном небольшие — от 0,75x2,0 до 4,0x2,75 км.

Нефтесодержащими являются пористые,    каверново-

пористые и трещиновато-пористые разновидности известняков толщиной от 0,4 до 8 м, залегающие в верхней части ки-зеловского горизонта. По литолого-петрографическим характеристикам коллекторы сложены в основном комковатыми и сгустковато-детритовыми известняками. Средняя нефтенасыщенная толщина 3,0 м, открытая пористость 11,9 %, проницаемость 0,029 мкм2, начальная нефтенасыщенность пород 61,1 %. Как правило, кровельная часть кизеловского горизонта сложена уплотненными породами.

Продуктивные пласты среднего карбона представлены чередованием по разрезу доломитизированных, крупнозернистых желто-белых известняков со светло-серыми кавернозными доломитами (серпуховский ярус) и тонкослоистых зеленоватых известковистых аргиллитов с серыми, органогенно-обломочными известняками с тонкими глинистыми прослойками.

Как видно из данных табл. 10.1, нефтенасыщенная толщина и коллекторские свойства, представленных карбонатными породами пластов нефтяных месторождений Республики Татарстан изменяются в широком диапазоне.

Изучению геологической неоднородности пород-коллекторов нефтяных месторождений Татарстана посвящены работы многих исследователей. Показана высокая геологическая неоднородность изученных объектов.

Геолого-физические параметры основных эксплуатационных объектов нефтяных месторождений Татарстана, приуроченных к карбонатным коллекторам [57]

Месторождение

Основной объект разработки (ярус, горизонт)

Нефтенасыщенная толщина, м

Пористость пород, доли ед.

Проницаемость пород, мкм2

Начальная нефтенасыщен-ность, доли ед.

Ромашкинское

Турнейский

4,3

0,117

0,033

0,720

Ромашкинское

Серпуховский

5,6

0,159

0,065

0,788

Ромашкинское

Башкирский

4,5

0,133

0,086

0,758

Ромашкинское

Верейский

1,7

0,123

0,035

0,699

Бавлинское

Турнейский

6,4

0,116

0,031

0,750

Ново-Елховское

Турнейский

7,9

0,132

0,116-0,6

0,720

Ново-Елховское

Башкирский + Турнейский

3,6

0,112

0,10

0,615

Послойная неоднородность пластов по проницаемости создает неравномерность выработки запасов нефти по разрезу, существенно влияет на характер обводнения продукции скважин и является одной из основных причин неполного охвата пластов заводнением.

На процесс выработки запасов нефти заводнением влияют не только макронеоднородность объекта разработки, характеризующаяся чередованием пород коллекторов с практически непроницаемыми породами, но и микронеоднородность, характеризующаяся структурными, текстурными и другими особенностями строения объекта разработки.

В табл. 10.2 приведены сведения об остаточных запасах и накопленной добыче нефти осадочного палеозойского комплекса на территории Республики Татарстан [51].

Пока освоены в основном запасы нефти терригенного девона и терригенной толщи нижнего карбона. Освоенность потенциальных ресурсов нефти в карбонатных коллекторах низкая и составляет 8,1—9,4 %, хотя начальные геологические запасы в этих коллекторах на территории Татарстана достигают 20,4 % всех запасов нефти в республике (см. табл. 10.2).

Как видно из приведенной таблицы, остаточные извлекаемые запасы углеводородного сырья в терригенных отложениях на территории Республики Татарстан в 2 раза превышают запасы в карбонатных коллекторах.

В терригенных коллекторах палеозойского комплекса сосредоточены 57,5 % геологических и 42,2 % извлекаемых запасов маловязкой нефти (табл. 10.3). Запасы высоковязкой нефти находятся в терригенных коллекторах нижнего карбона и в карбонатных коллекторах. Извлекаемые запасы нефти

Распределение остаточных запасов и накопленной добычи нефти палеозойского осадочного комплекса на территории Республики Татарстан на 01.01.97 г. [51]

Величина показателя по коллекторам палеозойского осадочного комплекса

Показатель

всего

терригенно-го девона и нижнего карбона

карбонатного девона и карбона

Накопленная добыча нефти, % Начальные запасы нефти (А+ В+ С), %:

100

98,0

2,0

геологические

100

79,6

20,4

извлекаемые Текущие остаточные запасы нефти (А+ В+ С), %:

100

91,3

8,7

геологические

100

70,4

29,6

извлекаемые

100

66,5

33,5

Освоенность потенциальных ресурсов нефти, %

83,7

75,6

8,1

повышенной и высокой вязкости в карбонатных коллекторах в 4,4 раза больше, чем в терригенных [51]. Как видно из табл. 10.3, накопленная добыча маловязких нефтей из терригенных коллекторов в Республике Татарстан составляет 90,9 % от начальных извлекаемых запасов.

Таким образом, дальнейшее развитие добычи нефти в Республике Татарстан связано с интенсивным освоением за-

Таблица 10.3

Распределение запасов накопленной добычи нефти из коллекторов палеозойского осадочного комплекса территории Республики Татарстан по вязкости нефти на 01.01.97 г. [51]

Показатель

Вязкость нефти

До 10 мПа-с

10-30

мПа-с

Свыше 30 мПа-с

Геологические запасы нефти в кол-

лекторах, %:

терригенного девона и нижнего

57,5

7,7

34,8

карбона

карбонатного девона и карбона

0,1

51,1

48,8

Извлекаемые запасы нефти в кол-

лекторах, %:

терригенного девона и карбона

42,2

11,5

46,3

карбонатного девона и карбона

0,1

50,6

49,3

Накопленная добыча нефти из кол-

лекторов, %:

палеозойского осадочного ком-

89,9

6,2

3,9

плекса

терригенного девона и нижнего

90,9

5,7

3,4

карбона

карбонатного девона и карбона

0,1

52,5

47,4

пасов нефтей с повышенной и высокой вязкостью в карбонатных коллекторах и высокой вязкостью в терригенных коллекторах.

Острая необходимость совершенствования методов разработки залежей нефти в карбонатных отложениях обусловливается несколькими причинами. Во-первых, это вызвано постоянным увеличением доли запасов нефти в карбонатных породах. Прогнозные ресурсы нефти в них составляют более 60 %. Во-вторых, возрастает доля запасов в карбонатных породах в общем балансе остаточных запасов разрабатываемых месторождений. В-третьих, и это очевидно, эффективность разработки залежей нефти в карбонатных отложениях до сих пор остается низкой. Утвержденные ГКЗ коэффициенты нефтеотдачи по карбонатным коллекторам составляют 0,070,24, тогда как по терригенным, при прочих равных условиях, они равны 0,16-0,55.

Нефтяные залежи в карбонатных коллекторах вполне правомерно относятся к категории сложно построенных, а запасы нефти в них - к трудноизвлекаемым. Недостаточная изученность карбонатных коллекторов связана в значительной мере с тем, что карбонатные разрезы, в отличие от терригенных, не поддаются достаточно тонкому изучению геофизическими или лабораторными методами.

Для повышения эффективности разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах необходимо выявить общие и специфические особенности карбонатных коллекторов, отличающие их от терригенных.

Одной из важных задач освоения разработкой залежей нефти является развитие способов улучшения продуктивности скважин, создание и широкое применение новых методов увеличения конечной нефтеотдачи пластов, разработка которых осуществляется в сложных горно-геологических условиях.

10.2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Проблема наиболее полного учета физико-геологических особенностей нефтяных залежей имеет большое значение при обосновании целесообразности применения технологий увеличения нефтеотдачи на основе использования ПДС и МПДС на залежах с карбонатными коллекторами. Пренебрежение этими особенностями может привести к ошибочным решениям при выборе первоочередных объектов и подборе химических реагентов, закачиваемых совместно с ПДС. В связи с этим проведем некоторое обобщение опубликованной в научной литературе информации о характерных особенностях строения и коллекторских свойствах карбонатных пород.

Залежи нефти и газа, приуроченные к карбонатным коллекторам, известны в России, в Татарстане, Башкортостане, Оренбургской, Самарской, Пермской областях и других районах Волго-Уральской провинции, а также в мезозойских отложениях Северного Кавказа. В США ряд карбонатных толщ характеризуется региональной нефтегазоносностью и огромными запасами нефти и газа (свита аракл, элленбергер, трентон и др.). В странах Ближнего и Среднего Востока карбонатным коллекторам принадлежит ведущая роль. В них установлено около 70 % выявленных запасов нефти. Все это подчеркивает возрастающую роль карбонатных коллекторов в поддержании высоких темпов добычи нефти.

Карбонатные породы девона и нижнего карбона Среднего Поволжья и Заволжья представлены известняками, доломитами, переходными между ними разностями, а также смешанными карбонатно-глинистыми или глинисто-карбонатными породами (мергелями), и, реже, магнезиальными доломитами.

Основными породообразующими минералами карбонатных пород являются кальций и доломит. Магнезит, сидерит и анкерит обычно встречаются в виде включений (конкреций), которые образуются при диагенетических процессах.

Известняки, доломиты и переходные разности часто содержат глинистую, алевролитовую и песчаную примеси. В зависимости от примеси обломочного материала различают глинистый, алевролитовый и песчанистый известняк и доломит. Если в составе карбонатной породы преобладает класти-ческий материал, то она может называться алевролитом или песчаником с известковым или доломитовым цементом. Часто господствующей составной частью в карбонатных породах являются органические остатки и их обломки.

В настоящее время общепринятой минералогической классификации карбонатных пород нет. Имеется классификация карбонатных пород по процентному содержанию породообразующих карбонатных минералов (кальций, доломит, магнезит) и глинистых пород, предложенная А.М. Швецовым, С.Г. Вишняковым и В.Т. Фроловым [91] (табл. 10.4).

Карбонатные породы (известняки и доломиты) генетиче-

Порода

Минералогический состав, % (по массе)

Кальцит

Доломит

Магне

зит

Глина

Известняк:

чистый

100-90

0-5

0-5

доломитистый

95-70

5-25

-

0-5

доломитовый

75-45

25-50

-

0-5

слабоглинистый

95-85

0-5

-

5-10

доломитистый слабоглини

90-65

6-25

-

5-10

стый

доломитовый слабоглинистый

70-40

25-45

-

5-10

глинистый

80-70

0-5

-

10-25

доломитистый глинистый

85-50

5-25

-

10-25

доломитовый глинистый

65-25

25-45

-

10-25

сильно глинистый (мергель)

75-45

0-5

-

25-50

доломитистый сильно глини

70-25

5-25

-

25-50

стый (мергель доломитисто-известковый)

доломитовый сильно глини

50-25

25-38

25-50

стый (мергель доломитовоизвестковый)

Доломит:

чистый

0-5

100-90

0-5

известковистый

5-25

95-70

-

0-5

известковый

25-50

75-45

-

0-5

слабо глинистый

0-5

95-85

-

5-10

известковистый слабо глини

5-25

90-65

-

5-10

стый

известковый слабо глинистый

25-48

70-40

-

5-10

глинистый

0-5

90-70

-

10-25

известковистый глинистый

5-25

85-50

-

10-25

известковый глинистый

25-45

65-40

-

10-25

сильно глинистый (мергель

0-5

75-45

-

25-50

доломитовый)

известковистый сильно гли

5-25

70-45

-

25-50

нистый (мергель известкови-сто-доломитовый) известковый сильно глини

25-38

50-25

25-50

стый (мергель известковисто-

доломитовый)

слабо магнезитистый

100-95

0-5

0-5

магнезитный

-

95-70

5-25

0-5

магнезитовый

-

75-45

25-50

0-5

магнезитный слабо глинистый

-

90-65

5-25

5-10

магнезитовый слабо глини

-

70-40

25-50

5-10

стый

магнезитный сильно глини

-

70-45

5-25

25-50

стый (мергель магнезитисто-доломитовый)

магнезитовый сильно глини

50-25

25-50

25-50

стый (мергель магнезитоводоломитовый)

Порода

Минералогический состав, % (по массе)

Кальцит

Доломит

Магне

зит

Глина

Магнезит:

чистый

-

5-0

100-90

0-5

доломитистый

-

5-25

95-70

0-5

доломитовый

-

25-50

45-75

0-5

слабо глинистый

-

0-5

95-85

5-10

доломитистый глинистый

-

5-25

85-50

10-25

глинистый

-

0-5

80-70

10-25

доломитовый глинистый

-

25-45

65-40

10-25

сильно глинистый (мергель магнезитовый)

-

0-5

75-45

25-50

доломитистый сильно глинистый (мергель доломитисто-магнезитовый)

5-25

70-45

25-50

доломитовый сильно глинистый (мергель доломитовомагнезитовый)

Глина:

25-38

50-25

25-50

чистая

0-5

0-5

-

100-95

слабо известковистая

3-10

0-5

-

95-90

известковистая

5-25

0-5

-

90-75

известковая (мергель глинистый)

22-50

0-5

-

75-50

доломитисто-известковистая

5-20

5-12

-

90-75

доломитисто-известковая (мергель глинистый доломитистый)

12-45

5-25

75-50

слабо доломитистая

0-5

3-10

-

95-90

доломитистая

0-5

5-25

-

95-75

доломитовая (мергель глинистый доломитистый)

0-5

20-50

75-50

известковисто-доломитистая

5-12

5-20

-

90-75

известково-доломитовая (мергель глинистый доломитистый)

5-12

12-45

75-50

ски весьма разнообразны. По происхождению они могут быть органогенными, химическими и обломочными. Кроме того, в результате их вторичных изменений (преобразование в осадке и породе) происходит перекристаллизация, замещение (доломитизация, раздоломичивание, окремнение, ожелез-нение, кальцитизация песчаников, алевролитов, туфов и других пород), грануляция (противоположный процесс - распадение крупных кристаллов и упорядоченных сферолитовой структуры оолитов и скелетных остатков организмов на мелкие беспорядочно ориентированные), растворение с образованием пустот или стилолитов, выщелачивание части пород и образование доломитовой муки и т.д.

В карбонатных породах выделяют [91, 92 и др.] следующие основные типы пустот: поры, каверны и пещерные полости, а

также открытые трещины и полости стилолитовых образований. Классификацию полостей карбонатных пород в литературе приводят в основном по Г.А. Максимову и В.М.Быкову (1966) с учетом работы Г.И. Теодоровича и других (1958) (табл. 10.5).

Как видно из табл. 10.5, в основу классификации полостей карбонатных пород положена геометрия пустотного пространства карбонатных пород, от которой существенно зависят их коллекторские свойства.

Г.И. Теодорович в поровом типе карбонатных коллекторов устанавливает четыре вида структур: 1) микропоры сообщаются между собой тонкими проводящими канальцами (по генезису это поры выщелачивания в доломитах); могут встречаться в природе поровые доломиты (мелкозернистые без проводящих канальцев); 2) широкие ходы сообщения более или менее постепенно переходят в расширения порового пространства (поры известняков, доломитовых известняков детритусовой структуры или доломитов с реликтовой структурой; 3) макропоры сообщаются между собой мелкими или

Таблица 10.5

Классификация полостей карбонатных пород

Тип

Вид

Размер, мм

Поры

Микропоры Тонкие поры Мелкие поры Средние поры Крупные поры

Менее 0,01 0,01-0,1 0,1-0,25 0,25-0,5 0,5-1,0

Каверны

Каверны

1,0- 10,0

Пещерные полости

Микрокарсты Собственные карсты

10-100 Более 100

Микротрещины

Субкапиллярные Очень тонкие Тонкие Узкие Мелкие

Средние

Крупные

Менее 0,0001 0,0001-0,001 0,001-0,01 0,01-0,1 0,1-1,0 1,0-10,0 10-100

Мегатрещины

Мегатрещины или щели

Более 100

Микростилолито-вые полости

Микростилолитовые поры Микростилолитовые микротрещины

0,01-0,1

0,0001-0,1

Макростилолито-вые полости

Стилолитовые поры Стилолитовые каверны Стилолитовые трещины

0,1-1,0

1,0-10,0

0,1-1,0

тонкопористыми каналообразными участками породы; 4) межзерновая пористость - поры повторяют очертания значительной части карбонатной породы (характерны в доломитах, менее распространены в доломитовых известняках).

В карбонатном коллекторе основную роль в фильтрации нефти, воды и газа играют сообщения между порами. Согласно работам Д.С. Соколова, Л.П. Гмид и других, формирование емкостного пространства в карбонатных коллекторах связано с процессами седиментации и постседиментации. Первичная пористость обусловлена седиментационными и диагенетическими, а вторичная - эпигенетическими процессами. Первичную и вторичную пористость условно устанавливают по структуре карбонатных пород при их изучении под микроскопом. Особенно эффективен в этом случае метод изучения порового пространства в шлифах при заполнении пустот каким-либо окрашенным веществом. Однако считается, что минералого-петрографический метод изучения пород коллекторов не является универсальным, ибо он не дает полного представления о емкости породы. В этом случае петрографический метод подкрепляется данными, полученными при изучении образцов карбонатных пород в лабораториях физики нефтяного пласта и обработки промыслово-геофизического материала.

Первичную и вторичную пористость карбонатных пород изучали сотрудники ВНИГРИ (Л.П. Гмид, Н.В. Звоницкая, Е.М. Смехов). Предложенная ими классификация пористости карбонатных пород по генетическим и морфологическим признакам приводится на рис. 10.2.

Карбонатные коллекторы по характеру емкости пустот с учетом их размеров и генезиса разделяются на четыре типа: поровый, каверновый, трещинный и смешанный.

Поровый коллектор. В поровых коллекторах по размеру пустот выделяют несколько подтипов: микропористые с диаметром пор менее 0,01 мм, тонкопористые - от 0,01 до 0,1 мм, мелкопористые - от 0,1 до 0,25 мм, среднепористые - от 0,25 до 0,5 мм и крупнопористые - от 0,5 до 1 мм. Его емкость обязана пустотам между минеральными зернами или фрагментами породы. Во втором случае образуются пустоты между оолитами, псевдооолитами, фрагментами скелетных остатков, обломочными карбонатными частицами и др.

Каверновый коллектор. По размеру пустот этот коллектор делится на подтипы: каверновый с диаметром пор от 1 до 100 мм, микрокаверновый - о т 10 до 100 мм и собственно каверновый - более 100 мм. Каверновый коллектор характе-

Унаследованная но ранее образованным первичным или вторичным норам


Вновь

образованная


_i=

В связи с диффузией


В связи с

трещинова

тостью


Рис. 10.2. Классификация пористости карбонатных пород по генетическим и морфологическим признакам по Л.П. Гмид, Н.В. Звоницкой и Е.М. Смехову

ризуется пустотами, которые образовались в результате выщелачивания карбонатных пород и парагенетических включений и за счет пустот, которые возникают после прекращения роста инкрустации и т.п.

Трещинный коллектор. Емкость этого типа пород образуется за счет пустот трещины и стилолитовых пустот. В нем выделяют два подтипа: трещинный коллектор (фильтрация флюидов происходит только по трещинам) и трещинно-стилолитовый.

Смешанный коллектор характеризуется сочетанием трех разнообразных типов карбонатных коллекторов. В природе распространены главным образом четыре основных подтипа: порово-трещинный (более 50 % трещинной пористости от общего объема пор), трещинно-поровый (более 50 % межзер-новых пор от общего объема пор), карстово-трещинный (более 50 % преобладают трещинные пустоты — (более 50 % от общего объема пустотного пространства) и трещиннокарстовый (более 50 % карстовых пустот преобладают над общим объемом пустотного пространства).

Особое внимание обращается на трещинные коллекторы, с которыми связаны многие месторождения нефти и газа.

Количественная оценка проницаемости карбонатных пород по геофизическим данным еще недостаточно разработана. Для этой цели используют параметр насыщения (Рн)- Однако из-за низкой точности определения удельного электрического сопротивления карбонатных коллекторов этот метод не дает удовлетворительных результатов.

Проницаемость карбонатных коллекторов определяют в зависимости от пористости, которую устанавливают по керну. Пористость для каждого интервала разреза карбонатных пород оценивают и по геофизическим данным. Проницаемость трещинных карбонатных коллекторов определяют гидродинамическими методами.

При высокой поровой проницаемости карбонатных коллекторов (более 0,1 мкм2) появляется тесная связь между открытой пористостью и проницаемостью, а процесс вытеснения нефти водой из высокопроницаемых карбонатных коллекторов становится аналогичным процессу вытеснения в высокопроницаемых терригенных коллекторах [31, 174]. Это объясняется тем, что при высокой проницаемости карбонатных коллекторов нивелируется разница в радиусах фильтрующих каналов и крупных пор и карбонатные коллекторы по строению сближаются с терригенными.

Для установления границ поровой проницаемости карбонатных коллекторов, при которой происходит изменение структуры их емкостного пространства, В.Д. Викторов проанализировал материалы по месторождениям Пермской области по определению удельной поверхности карбонатных и терригенных коллекторов. Изучение проводилось путем построения удельной поверхности фильтрации, приходящейся на единицу порового объема (на 1 % открытой пористости) в карбонатных и терригенных коллекторах с одинаковой проницаемостью: А5фуд. = 5фд./т, где 5ф.уд. — удельная поверхность фильтрации, см2/см3; m — открытая пористость, %.

Такой прием позволил автору установить расхождение в значениях удельной поверхности фильтрации, обусловленное разной величиной пористости в карбонатных и терригенных коллекторах с одинаковой поровой проницаемостью кпор. Построение зависимости А5ф.уд. = /(кпор) для карбонатных и тер-ригенных коллекторов и сравнение их друг с другом показало, что по величине А5ф.уд. в карбонатных коллекторах выделяются три границы, соответствующие поровой проницаемости 0,1; 0,01 и 0,001 мкм2 (рис. 10.3).

Удельная поверхность фильтрации — это интегральная характеристика нефтяного коллектора, тесно связанная со многими его свойствами, в первую очередь с нефтенасыщенно-стью. Чем меньше удельная поверхность, тем ниже остаточная водонасыщенность коллектора и тем выше его нефтена-сыщенность (рис. 10.3, б). Более низкая удельная поверхность фильтрации карбонатных коллекторов по сравнению с терри-генными связана с особенностью строения структуры пустотного пространства (наличие редких крупных пор).

Использование параметра А5ф.уд. позволило В.Д. Викторову дифференцировать карбонатные коллекторы как по величине поровой проницаемости, так и по строению пустотного пространства. Схематическая классификация карбонатных коллекторов, предложенная им, представлена в табл. 10.6.

Для первой группы коллекторов наблюдается тесная связь между открытой пористостью и коэффициентом проницаемости. Условия разработки залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам этой группы, близки к условиям разработки терригенных коллекторов с высокой проницаемостью.

Как видно из табл. 10.6, ко второй группе относятся среднепродуктивные карбонатные коллекторы с поровой проницаемостью от 0,01 до 0,1 мкм2. Эти коллекторы преимущественно трещинно-порового и трещинно-кавернового типа.


Нефтенасыщенность пород этой группы коллекторов несколько ниже, чем терригенных, и равна 74 — 82 %. Нижний предел открытой пористости составляет 8 — 10 %, связь между открытой пористостью и проницаемостью неустойчива. Условия разработки залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам этой группы, отличаются от условий разработки терригенных пластов с такой же проницаемостной неоднородностью возможностью применения заводнения и достижения более высокого коэффициента извлечения нефти.

К третьей группе относятся низкопродуктивные (низкопроницаемые) карбонатные коллекторы с поровой проницаемостью 0,001—0,01 мкм2 (см. табл. 10.6). Это коллекторы преимущественно трещинно-кавернового и трещинно-порового подтипов. Структура пустотного пространства резко отличается от структуры порового пространства терригенных коллекторов. Удельная поверхность фильтрации карбонатных коллекторов этой группы возрастает по сравнению с коллекторами второй группы с 700 до 1600 см2/см3. Вследствие этого нефтенасыщенность карбонатных коллекторов значительно выше, чем терригенных, и составляет 57 — 74 % против 0 — 62 %. Нижний предел открытой пористости 4 — 8 %. Связь между пористостью и проницаемостью отсутствует. Условия разработки этой группы коллекторов резко отличаются от условий разработки терригенных пластов с такой же низкой проницаемостью тем, что последние практически уже не являются промышленными объектами эксплуатации, в то время как карбонатные пласты могут разрабатываться даже с применением заводнения.

К четвертой группе относятся потенциально продуктивные (непроницаемые) карбонатные коллекторы с поровой проницаемостью менее 0,001 мкм2 (см. табл. 10.6). Это коллекторы преимущественно трещинно-каверново-порового типа, хотя нередко встречаются порово-трещинные подтипы. Структура пустотного пространства наиболее типична для монолитных карбонатных толщ с низкой открытой пористостью, нижний предел которой составляет 2 — 4 %, а верхний — 10 — 15 %. Радиус фильтрационных каналов равен 2 — 3 мкм при радиусе каверн 500 мкм и выше. Удельная поверхность пород

Рис. 10.3. Зависимость поровой проницаемости Анор (а) и коэффициента начальной нефтенасыщенности (<гн.н.) от удельной поверхности фильтрации единиц порового объема AS^/l карбонатных и терригенных коллекторов месторождений Пермской области по В.Д. Викторову [31]:

Коллекторы (для а): 1 - карбонатные; 2 - терригенные; I, II, III, IV - группы карбонатных коллекторов (см. табл. 10.6)

Коллекторы

Прони

цаемость,

мкм2

Радиус каналов фильтрации, мкм

Радиус пор и каверн, мкм

Группа

Тип, подвид

I.    Высокопроницаемые (высокопродуктивные)

II.    Среднепроницаемые (среднепродуктивные)

III.    Низкопроницаемые (низкопродуктивные)

IV.    Непроницаемые (потенциально продуктивные)

Каверновый, ка-

верново-поровый,

поровый

Трещинно-поро-

вый, трещинно-

каверновый

Трещинно-кавер-

новый, трещин-

но-поровый

Трещинно-кавер-

ново-поровый

>0,1

0,1-0,01

0,01-0,001

<0,001

14-20 и выше

14-5

5- 3

3- 2 и ниже

20-500

140-500

300-500

500

возрастает до 2150 см2/см3. Пустоты в этой группе коллекторов крупные, и нефтенасыщенность составляет 38-57 %. По-ровые терригенные породы с такой проницаемостью, как правило, промышленной нефти не содержат. Условия разработки залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам четвертой группы, наиболее сложны и обусловлены исключительно наличием трещинной проницаемости. Успешная разработка залежей с применением заводнения в таких коллекторах осуществляется при наличии естественного аномально высокого пластового давления, обусловливающего достаточную раскрытость естественных трещин во всем продуктивном объеме. При обычном гидростатическом пластовом давлении трещиноватость проявляется слабо, и коллекторы четвертой группы принято считать непроницаемыми, содержащими неподвижную нефть.

В реальных условиях карбонатные толщи обычно бывают сложены всеми выделенными группами коллекторов. Например, И.Л. Ханин с соавторами [174] отмечают, что в продуктивных карбонатных толщах на месторождении Урало-Поволжья на долю непроницаемых коллекторов (четвертой группы) приходится от 15 до 62 % нефтенасыщенного объема, которые часто не включают в подсчет запасов. О доле высокопроницаемых коллекторов можно судить по результатам потокометрических исследований, показывающих, что наиболее проницаемые коллекторы содержат до 25-30 % запасов нефти.

Важнейшей особенностью карбонатных коллекторов явля-

Нижний предел открытой пористости, %

Удельная поверхность фильтрации единицы объема коллекторов, см2/ см3

Начальная нефтенасыщен-ность коллекторов, %

карбонатного

терригенного

карбонатного

терригенного

10-15

100-250

40-250

90-82

90-82

8-10

250 - 700

250-1450

82-74

82-62

4-8

700- 1600

1450-4000

74-57

62-0

2-4

1600-2150

4000 - 5000

57-38

0

ется наличие трещиноватости. Влияние трещиноватости на фильтрационные свойства карбонатных коллекторов порово-го и кавернового типов и на условия извлечения из них нефти изучено недостаточно хорошо, несмотря на большое число работ, посвященных проблеме трещиноватости карбонатных пород [6, 24, 26, 57, 60, 83, 114, 138, 188].

В карбонатных коллекторах, как показано в приведенных работах, преобладает вертикальная тектоническая трещиноватость. Вертикальные трещины удерживаются в раскрытом состоянии под воздействием боковой составляющей горного давления.

Исследованиями отечественных и зарубежных авторов установлено, что для осадочного чехла платформенных областей наиболее характерен случай упругого напряженного состояния при отношении горизонтальной составляющей напряжения (бокового горного давления) к вертикальной (к вертикальному горному давлению), равном 0,2-0,5 [31, 174]. Эта величина называется коэффициентом бокового распора кбок. Используя кбок, запишем условие существования в карбонатных пластах открытых вертикальных трещин:

bj0 при Рпл ^ Рбок, Рбок кбок * Ргор,    (10Л)

где Ьт - раскрытость трещин; рпл - пластовое давление; рбок - боковое горное давление; ргор - вертикальное полное горное давление.

Коэффициент бокового распора определяют через коэффициент Пуассона v карбонатной породы [31], а раскрытость вертикальных трещин в призабойной зоне скважин — из следующего выражения:

Ьт = (16,5Лт/?)(рпл - Рбок),    (10.2)

где Лт - толщина пласта, см; Е - модуль упругости, МПа; Рбок = ^/(1^)]рГОр, МПа.

Особое значение для упругой характеристики карбонатных коллекторов имеет коэффициент Пуассона, позволяющий определять коэффициент бокового распора по формуле

Рбок = v/(1-v).    (10.3)

В работе [31] была получена для карбонатных коллекторов башкирского яруса Пермской области корреляционная зависимость между коэффициентом Пуассона и полной пористостью шабс в виде

v = 0,36 - 0,003-шабс.    (10.4)

Используя приведенные зависимости (10.2), (10.3) и (10.4) В.Д. Викторов выполнил дифференциацию карбонатного разреза Западного месторождения по раскрытости трещин Ьт и по коэффициенту бокового распора кбок (рис. 10.4).

Сопоставление бокового горного давления каждого слоя с пластовым давлением дает представление о коэффициенте охвата разреза трещиноватостью N представляющем собой отношение суммарной толщины трещиноватых слоев, в которых пластовое давление выше бокового горного давления, ЕЛт, к общей толщине всех слоев в разрезе ЕЛ : Nr = = (ЕЛТ / Ел) < 1.

Процесс охвата всего карбонатного разреза трещиноватостью может осуществляться только при условии равномерного роста пластового давления во всем карбонатном массиве, включая породы с очень низкими пористостью и проницаемостью.

На месторождениях Урало-Поволжья с нормальным пластовым давлением процесс развития трещиноватости во всем карбонатном разрезе можно создать только искусственно -путем длительного нагнетания воды или газа в законсервированную залежь.

Зоны естественной трещиноватости в промысловой практике выделяют различными методами. Наиболее распространенный из них - трассировка линий трещиноватости по аномально высоким дебитам скважин, аномально низкому или аномально высокому пластовому давлению в добывающих скважинах, по взаимовлиянию скважин, темпам обвод-

Рис. 10.4. Дифференциация карбонатного разреза Западного месторождения по коэффициенту бокового распора *б<ж и раскрытости вертикальных трещин Ьт [31]:

а - слои (1—10), содержащие открытые вертикальные трещины при начальном пластовом давлении; б - раскрытость трещин; N - коэффициент охвата разреза трещиноватостью

нения скважин, давлению гидроразрыва пластов, направлению и скорости движения индикатора, закачанного в пласт.

Геолого-промысловыми исследованиями и анализами кернов установлена послойная и зональная неоднородность карбонатных коллекторов по степени охвата их открытой вертикальной трещиноватостью.

От раскрытости трещин и их густоты зависит значение трещинной проницаемости кт, которая составляет часть общей проницаемости коллектора, обусловленной наличием в нем трещин.

В соответствии с работой Ф.И. Котяхова [109] можно записать

кт = 8,5*106тт bT2,    (10.5)

где тт - трещинная пористость; тт = ЬтГсс - густота системы трещин каждого структурного уровня, м-1).

С учетом густоты трещин формула (10.5) запишется в виде

кт = 8,5*106 bT3 Гс.    (10.6)

Из выражения (10.6) следует, что трещинная проницаемость прямо пропорциональна кубу раскрытости трещин и их густоте. Проведенные расчетные зависимости трещинной проницаемости подтверждены прямыми исследованиями [31].

Для определения проницаемости, обусловленной трещинами более высоких уровней, В.Д. Викторовым использованы результаты гидродинамических исследований скважин по 16 месторождениям Пермской и Самарской областей, обработанные по формуле

кт    кквд кпорг    (10.7)

где кквд - проницаемость, определенная по кривым восстановления забойного давления (КВД); кпор - проницаемость, определенная по керну.

Диапазон изменения трещинной проницаемости по отдельным залежам (по В.Д. Викторову) составляет 0,01-0,22 мкм2. Для вычисления ее среднего значения по промысловым данным составлен график (рис. 10.5), на котором зависимость между    общей и    поровой проницаемостью    описывается

уравнением

коб =    кпор + к =    кпор + 0,053,    (10.8)

где коб    - общая    проницаемость,    равная    сумме    поровой и

трещинной проницаемости.

Гидродинамическими исследованиями на месторождениях

Пермской области установлен экспоненциальный характер зависимости трещинной проницаемости карбонатных коллекторов от разности между пластовым и боковым давлением (рис. 10.5).

кт = к0езРт(Рпл -Рбок),    (10.9)

где к0 начальная трещинная проницаемость, равная проницаемости микро- и мезотрещин в шлифах.

Выражение (10.9) показывает, что трещинная проницаемость не остается постоянной, а изменяется в большую или меньшую сторону при соответствующем изменении пластового давления. Темп этого изменения определяется утроенной величиной коэффициента сжимаемости трещин рт.

Одной из особенностей строения карбонатных коллекторов является более сложная послойная неоднородность. Сложное строение карбонатных коллекторов залежей Урало-Поволжья — уже общепризнанный факт, который надежно подтверждается промысловыми данными [31, 51, 57, 174 и др.]. Сложное строение карбонатных пластов обусловило такое же послойное изменение их фильтрационно-емкостных

Рис. 10.5. Зависимость между общей кл (по промысловым данным до солянокислотной обработки) и поровой кпор (по керну) проницаемостью для разных групп карбонатных коллекторов месторождений Пермской области [31]:

свойств (ФЕС), как и в терригенных коллекторах. Однако, в отличие от терригенных коллекторов, в карбонатных коллекторах ФЕС изменяются в значительно более широких пределах, в результате чего средняя пористость и особенно средняя проницаемость каждого структурного слоя могут существенно отличаться от средних значений для всего продуктивного разреза.

Площадная (зональная) неоднородность карбонатных коллекторов выражается, в первую очередь, формой расположения высокопродуктивных зон по площади нефтяных залежей и долей запасов нефти в них от всех запасов. Высокопроницаемые и слабопроницаемые зоны в пределах каждого нефтяного пласта - это самостоятельные эксплуатационные объекты, требующие разного подхода при выборе систем разработки.

Особенности строения карбонатных коллекторов месторождений Татарстана исследованы в работах [31, 51, 57, 134, 154 и др.]. Кизеловско-черепетские отложения верхнетурней-ского подъяруса являются регионально нефтеносными на большей части территории востока Татарстана. Карбонатные пласты кизеловско-черепетских отложений характеризуются пористостью, равной 10,8-15,0 % (в среднем 11,8 %) проницаемостью (6-90)*10-3 мкм2 (в среднем 42*10-3 мкм2). Пласты-коллекторы представлены известняками комковатыми и сгустково-детритовыми, являющимися коллекторами порово-го типа. Полезная емкость в них определяется первичной пористостью и вторичными процессами выщелачивания. Лучшие коллекторские свойства имеют комковатые известняки. Средняя пористость их составляет 14,7 %, проницаемость 57*10 3 мкм2. Неплотная укладка породосоставляющих элементов, слабая цементация, наличие обломочного материала обусловливают высокую первичную пористость комковатых известняков. Структура их порового пространства напоминает структуру пор песчаников.

Сгустково-детритовые известняки представлены слабо сцементированными детритом и сгустками, реже комками мелкозернистого кальцита. Средняя пористость равна 10,2 %, про -ницаемость 1,9*10-3 мкм2. Продуктивные пласты сложены плотными породами структурно-генетического типа: известняками шламово-детритовыми, фораминиферово-сгустковыми и доломитами. Плотные разности составляют значительную (20-80 %, в среднем 33 %) часть продуктивного горизонта.

По данным геофизических и гидродинамических исследований коллекторские свойства отложений верхнетурнейского подъяруса в 5-10 раз выше, чем по керну. Это свидетельствует о значительной роли трещиноватости пород.

Верей-башкирские отложения являются регионально нефтеносными на большей части востока Татарии. Они представлены в основном органогенными, реже органогенно-детритовыми, органогенно-обломочными и зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов. Тип коллектора - трещиновато-поровый. Пористость по керну изменяется от 0,5 до 21 %, составляя по большинству залежей 10-15 %, проницаемость - от 2-10-3 до 150-10-3 мкм2. Поры соединены между собой поровыми каналами и микротрещинами, трещинная проницаемость изменяется от 1 до 13-10-3 мкм2.

Породы-коллекторы башкирского яруса имеют пористость 10-22 %, проницаемость от 10 до (300 — 400)-10-3 мкм2. Плотные прослои играют важную роль в строении залежей. По различным месторождениям доля коллекторов колеблется от 58 до 80 %, составляя в среднем 70 %. Залежи нефти в основном массивного типа.

Карбонатные пласты верейского горизонта по литологическому составу близки к башкирским отложениям, по фильтрационно-емкостным свойствам отличаются более высокой пористостью (10-22,7 %, в среднем около 16 %) и проницаемостью (от 10 до 1185-10-3 мкм2, в среднем около 150-10-3 мкм2). Тип коллектора преимущественно порово-трещинный, залежей - пластовый. В верейских отложениях выделяются до семи пластов.

Разработка рассматриваемых пластов осложняется также ухудшенными физико-химическими свойствами пластовой нефти. Так, давление насыщения пластовой нефти залежей среднего карбоната изменяется от 0,6 до 3,85 МПа, вязкость - от 37 до 550 мПа-с, плотность - от 852 до 949 кг/ м3, газовый фактор - от 2,6 до 10 нм3/т. Пластовое давление равно 8-9 МПа, пластовая температура около 21 °С. В поверхностных условиях параметры нефти следующие: плотность 880-966 кг/м3, массовое содержание парафинов 2,5

3,5 %, асфальтенов 3-12 %, серы 2,5-5 %. Нефть бывает разных типов: парафинистых, сернистых и смолистых. Выход светлых фракций при разгонке до температуры 100 °С колеблется от 0,3 до 5 %, до температуры 200 °С - от 10 до 20 %, до температуры 300 °С - от 25 до 40 %. Содержание азота в нефтяном газе не более 60 %.

К локально нефтеносным карбонатным отложениям относятся семилукские, бурегские, елецкие, данково-лебедянские отложения карбонатного девона, заволожские, малевско-упинские, алексинские, намюр-серпуховские породы нижнего карбона, каширские, подольские, мячковские отложения среднего карбона. На различных участках промышленное значение имеют отложения определенных горизонтов. На востоке и юго-востоке Южно-Татарского свода нефть чаще встречается в карбонатных отложениях девона и практически отсутствует в отложениях среднего карбона. На западном склоне Южно-Татарского свода и восточном борту Мелекес-ской впадины нефтеносность карбонатных коллекторов отмечается в более молодых локально нефтеносных горизонтах: малевско-упинских, алексинских, а затем и в каширских отложениях.

Основная часть выявленных залежей нефти сконцентрирована во франско-турнейском нефтегазоносном комплексе. Они контролируются локальными поднятиями тектонического и седиментационно-тектонического типов. Размеры залежей изменяются от 0,5x1 до 2,5x3 км. Этаж нефтеносности залежей достигает 60-90 м. Около 15 % залежей относятся к пластово-сводовым, 22,5 % - к пластово-сводовым с литологическим экранированием, остальные - к массивным или слоисто-массивным. Остальные залежи в локально нефтеносных горизонтах карбона имеют ограниченное развитие, небольшие размеры и ограниченный этаж нефтеносности.

Определение начальных геологических запасов нефти, как правило, в карбонатных коллекторах производится объемным методом. Однако при этом часто невозможно обеспечить достаточную точность оценки запасов из-за сложности расчета объемов пор пласта. В таких случаях наиболее эффективным способом определения (вернее уточнения) геологических (балансовых) запасов нефти в залежах нефти по данным их разработки является применение уравнений материального баланса. Полученные результаты контролируются при расчете запасов на несколько дат разработки рассматриваемой залежи, а для реализуемой системы разработки указанным способом определяются геологические запасы нефти, которые могут быть охвачены существующей сеткой скважин и применяемым воздействием на пласт. С другой стороны, определение уравнений материального баланса требует существенного снижения или повышения текущего пластового давления в объекте подсчета запасов (не менее 15- 20 % начального давления) при тщательном контроле за добываемой продукцией и пластовым давлением по скважинам. Последнее необходимо для определения средневзвешенного давления по объему залежи. Условие снижения давления может не выполняться при поддержании давления с помощью искусственного заводнения или проявления естественного эффекта водонапорного режима.

Для условий смешанного режима или режима растворенного газа уравнения материального баланса приведены в работе [31].

Для составления уравнения материального баланса выписываются объемы нефтенасыщенного порового объема залежи на момент известного среднего пластового давления рпл(?) в залежи. Изменение давления составит Дрпл = рпл0 — рпл№ (при снижении давления со знаком «+ », при росте — со знаком « — »), рпл0 — начальное пластовое давление.

Объем порового пространства занятой нефтью залежи эксплуатируется при упругом режиме, при снижении пластового давления на величину Др он составит

Онгз = Рн(РпЛ0) (1 — РсДрпл)   1-,    (10.10)

рн.д.    1 асв

где Онгз — начальные геологические запасы нефти, т; вн(рпл0)    —    отношение    объемного    коэффициента    пластовой

рн.д.

нефти при начальном пластовом давлении рпл0 к плотности дегазированной нефти;

Рнпл0)    Рн.нас [1    Рнпл0    рнас)],

рс — объемный коэффициент упругости порового пространства; асв — насыщенность пор пласта связанной водой.

Связанная вода в залежи к этому времени расширится до величины

Онгз = Рн(рпл0)    (1    +    РвДрпл)-^^,    (10.11)

рн.д    1 - асв

где рв — объемный коэффициент упругости воды.

Кроме того, объем ранее нефтенасыщенного порового пространства сокращается на объем вторгшейся в залежь воды QBt.b(0 к рассматриваемому времени, за вычетом накопленной добычи воды из залежи:

[Овт.в(^) — Ов.доб(?)](1 — Рврпл.изб),    (10.12)

где рпл.изб = рпл0 — Дрпл — р0 — избыточное давление в залежи на момент t.

В формуле (10.12) р0 - атмосферное давление.

Текущий объем порового пространства залежи, занятой нефтью к моменту t, можно выразить и через остаточные геологические запасы нефти при текущем пластовом давлении в виде

[Онгз - Он.доб№] Ю(РпЛТек),    (10.13)

рн.д.

где ®пл.тек)    ®пл0)-(1 + РнАрпл).    (10.14)

Балансовое уравнение получают, вычитая из уравнения (10.10) уравнения (10.11) и (10.12), которые представляют собой эффекты системы и вторжения воды, приравниваемого к остаточным запасам нефти (10.14).

После преобразования, с учетом приведенного замечания, можно получить следующее уравнение материального баланса:

Q = (1 ~Рсв) {ОмобИ - (1 + РнАрпл) -

(1 - Рсв)(1 + Рн Арпл) +

рн.д

- [QBT.B(t) - Ов.доб (t)] (1 - Рв - рпл.изб)}

Рн рпл0    _.    (10.15)

+ ^св(1 + РвАрпл) - (1 + РсАрпл)

Очевидно, в уравнение (10.15) требуется ввести как независимую величину накопленного вторжения воды в залежь к моменту t. Для определения указанной величины рекомендуется использовать известные уравнения притока воды к залежи, как укрупненной скважине, вначале для бесконечного пласта (в первой фазе упругого режима), а затем для замкнутой водонапорной системы (во второй фазе упругого режима). Для первых двух-трех лет разработки залежей целесообразно уточнять фильтрационные свойства внешней водонапорной системы путем сопоставления фактического и расчетного значений снижения пластового давления по данным разработки.

Для уточнения начальных балансовых запасов нефти в залежах с карбонатными коллекторами по данным эксплуатации возможно применение некоторых статистических методов прогнозирования показателей разработки.

10.3. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

При начальном проектировании разработки новых залежей детали геологического строения, как правило, неизвестны. Тем не менее, первые технологические схемы разработки должны быть достаточно гибкими, чтобы впоследствии их можно было бы легко привести в соответствие с особенностями внутреннего строения залежей. Для этого в технологических схемах рекомендуется учитывать наиболее характерные особенности карбонатных коллекторов, так или иначе проявляющиеся при разработке уже изученных залежей.

По залежам нефти, приуроченным к карбонатным коллекторам, обычно отмечаются ухудшение коллекторских свойств и повышение вязкости нефти вблизи водонефтяного контакта, иногда - практически полная изолированность залежи от внешней водонапорной системы. Это в первую очередь необходимо учитывать при обосновании системы заводнения.

В связи с тенденцией ухудшения коллекторских свойств в водонефтяной зоне неэффективными оказываются системы законтурного и приконтурного заводнения, а также закачка воды под подошву залежей.

Особенностью геологического строения залежей объясняется и то, что часто разработка даже небольших по размерам объектов неэффективна без поддержания пластового давления.

Как показал опыт эксплуатации нефтяных месторождений Самарской и Оренбургской областей, залежи в карбонатных коллекторах можно успешно разрабатывать при внутрикон-турном заводнении. Это положение подтверждается на опыте разработки ряда месторождений Самарской, Оренбургской и Пермской областей и Республики Башкортостан.

Механизм вытеснения нефти водой в карбонатных коллекторах изучен значительно хуже, чем в терригенных. Условия разработки карбонатных коллекторов более сложны, чем терригенных, поэтому специалисты высказали предположение о том, что процесс вытеснения нефти в карбонатных пластах протекает иначе, следовательно, методики прогнозирования показателей заводнения и нефтеотдачи, используемые при проектировании разработки терригенных коллекторов, неприменимы для карбонатных.

Важным элементом системы разработки является схема размещения и плотность скважин. Выбор плотности сетки скважин - одна из самых трудных задач, которую приходится решать при составлении первых технологических схем разработки залежей в карбонатных коллекторах. В основном это объясняется отсутствием четких универсальных зависимостей между плотностью сетки скважин и конечной нефтеотдачей в карбонатных коллекторах.

По данным анализа разработки опытных участков ряда месторождений Татарстана изучено влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу для карбонатных коллекторов [57].

Полученные экспериментальные значения описываются зависимостью

П = 0,249- e-0'011s1'5,    (10.16)

где п — коэффициент нефтеотдачи; S — плотность сетки скважин, га/скв. Корреляционное отношение равно 0,7, погрешность уравнения — 6,7 %.

Путем группирования объектов разработки с использованием метода главных компонентов проводили [51, 57] статистическую обработку кривых п = f(S по однородным объектам. При этом из рассмотренных объектов выделяли группы объектов, две из которых наиболее представительны (соответственно семь и пять объектов).

По первой группе получено уравнение регрессии

П = 0,28- e-0'1109s1'5    (10.17)

с корреляционным отношением 0,94.

По виду полученных зависимостей, приведенных на рис.

10.6, сделано заключение, что наибольший прирост нефтеотдачи при уплотнении сетки скважин приходится на интервал изменения плотности от 5 до 15 га/скв. Влияние уплотнения уменьшается при плотности сетки скважин менее 5 га/скв. Максимальное значение коэффициента нефтеотдачи наблюдается при плотности сетки скважин 9,5 га/скв.

Рис. 10.6. Зависимость конечного коэффициента нефтеотдачи карбонатных пластов п от плотности сетки скважин S [169]:

неоднородный объект: п = 0,249- е

б и в - соответственно пер

1,5


а


s1,5


вая и вторая группа однородных объектов: п = 0,28- е 0,1


С целью оценки оптимальной плотности сетки скважин для условий карбонатных залежей Татарстана была выполнена серия технико-экономических расчетов [4, 90], которые показали, что оптимальная плотность для рассматриваемых случаев находится в пределах 9-14 га/скв. Отмечается, что максимальный народнохозяйственный эффект получается при более плотных сетках скважин, при более высоких удельных запасах на скважину.

В работах [57, 169] показано, что при сетке 26,6-104 м2/скв в разработку вовлекается 61,6 % балансовых запасов нефти, в том числе 100 и 77,6 % запасов из коллекторов со средней поровой проницаемостью соответственно 0,2 и 0,1 мкм2. Запасы нефти в коллекторах со средней проницаемостью 0,05 мкм2 вовлекаются в разработку на 37 %, а с проницаемостью 0,01 и 0,001 мкм2 - только на 14 и 11 % соответственно.

Очевидно, такая плотность сетки скважин может оказаться оптимальной для первоначального разбуривания залежи. Бурить сразу плотную сетку скважин нерационально, так как для высокопроницаемых зон она не нужна и на них может быть пробурено много лишних скважин. Бурить редкую сетку скважин можно, но появляется опасность пропуска таких деталей внутреннего строения пластов, без которых очень трудно, а может быть невозможно произвести усовершенствование первой системы разработки и увеличить коэффициент извлечения нефти.

Разбуривание плотными сетками скважин средне- и низкопроницаемых зон можно осуществить только после бурения первой редкой сетки скважин и точного установления границ зон площадной неоднородности карбонатной толщи.

Окончательное решение об очередности разбуривания залежей, плотности первоначальной сетки скважин и возможности уплотнения сетки на средне- и низкопроницаемых зонах следует принимать на основании технико-экономических расчетов, которые, в свою очередь, должны базироваться на опыте разработки месторождений с аналогичными геологофизическими характеристиками.

В работах Р.Х. Муслимова, Р.Г. Галеева, Р.Г. Абдулмазито-ва, Р.Т. Фазлыева и других ученых было показано, что карбонатные залежи Татарстана отличаются от аналогичных залежей Урало-Поволжья более высокими темпами обводнения и относительно большим водонефтяным фактором при соответствующей степени промывки, что обусловлено значительной вязкостью добываемой нефти, небольшими размерами залежей, низкими коллекторскими характеристиками и др.

Одновременно с вводом этих залежей в разработку были начаты опытные работы по заводнению карбонатных коллекторов турнейского яруса. В результате анализа указанных работ, на опытных участках были выявлены следующие положительные эффекты традиционных методов заводнения: стабилизация и рост пластового давления и дебита добывающих скважин. Однако были отмечены и отрицательные последствия заводнения: в водонагнетательных скважинах воду принимали интервалы небольшой толщины (примерно 25 % перфорированной толщины отложений); по отдельным наиболее проницаемым интервалам разреза происходил быстрый прорыв воды; повышение давления нагнетания приводило к раскрытию вертикальных трещин, что способствовало обводнению добывающих скважин или уходу воды под залежь без совершения полезной работы по вытеснению нефти. Результаты анализа разработки этих залежей показали также, что ожидаемый коэффициент нефтеотдачи при существующих плотностях сетки скважин не превышает 15 %.

В результате практической реализации основных задач целевой программы по комплексному изучению залежей нефти в карбонатных коллекторах были проведены опытнопромышленные работы [114].

Опытные работы показали принципиальную возможность вытеснения нефти водой в карбонатных коллекторах. Применение методов ППД способствует интенсификации разработки и вводу в нее дополнительных запасов. Поддержание на достаточно высоком уровне энергетического состояния залежей увеличивает эффективную продолжительность применения методов увеличения дебитов скважин.

В результате наблюдений за характером продвижения фронта закачиваемой воды установлено, что она распространяется преимущественно в определенных направлениях. Для повышения коэффициента охвата заводнением в таких случаях рекомендуется применять рядные системы заводнения с ориентацией рядов между основными направлениями трещин. Применительно к массивным залежам с целью повышения эффективности заводнения предлагается вытеснять нефть с созданием гидродинамического подпора подошвенных вод.

Анализ опробования скважин, вскрывших карбонатные коллекторы, позволил установить, что без солянокислотной обработки их дебит обычно не превышает 1 т/сут, т.е. эксплуатация таких скважин без ОПЗ не эффективна.

Основными методами обработки призабойной зоны в карбонатных коллекторах месторождений Татарии являются солянокислотное воздействие и создание забойных каверн многократными кислотными ваннами.

Дебиты нефти после ОПЗ по созданию каверн увеличиваются в среднем в 1,7 , жидкости — в 1,8 раза. Продолжительность эффекта — 8 — 13 мес без учета естественного снижения дебита скважины. Одновременно наблюдается увеличение дебита воды. Падение дебита нефти после достижения максимума в основном обусловлено обводнением добываемой продукции. Дебит жидкости после достижения максимального значения стабилизируется на уровне, в 1,5 раза превышающем прежний.

Как показала практика создания забойных каверн, их эффективность зависит от дебита скважины до обработки. Наибольшая эффективность получена от обработок скважин с дебитом до 5 т/ сут.

Анализ промысловых данных показал, что солянокислотная обработка дает наибольший эффект в скважинах, обводненность которых до ОПЗ не превышала 20 %, а при создании забойных каверн наибольший эффект получен в скважинах, где обводненность до ОПЗ не превышала 40 %.

Снижение эффективности каверн-накопителей из-за роста обводненности происходит в результате как нарушения технологии проведения работ (создание высокого давления при закачке кислоты в пласт), так и неправильного подбора скважин для создания забойных каверн-накопителей. При выборе скважин для обработок следует использовать метод распознавания образов последовательной диагностической процедурой по диагностическим коэффициентам признаков, полученным после обработки фактических данных.

Как показали исследования, оптимальные условия для создания каверн-накопителей в залежах турнейских отложений рассматриваемого региона следующие: расстояние от нижних перфорационных отверстий до ВНК не менее 10 м; удельный дебит до ОПЗ не менее 0,18 т/(сут-м); обводненность до ОПЗ менее 25 %; удельная суммарная добыча нефти до ОПЗ менее 200 т/м; удельный расход кислоты не менее 7 м3/м на одну операцию.

При проведении солянокислотных ОПЗ успешность составила всего 53,8 %. Успешность работы снижается вследствие значительной неоднородности пластов по проницаемости, малого охвата кислотным воздействием по толщине пласта, прорыва закачиваемой кислоты в подошву залежи, что создает дополнительные пути фильтрации подошвенной воды. Для повышения этого показателя при солянокислотном воздействии на пласт применяют направленную солянокислотную обработку, которая является одной из разновидностей поинтер-вальной обработки.

Кроме рассмотренных методов интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов, в ограниченном объеме бурили скважины с открытым забоем и горизонтальные скважины. Эти методы не нашли широкого применения из-за отсутствия необходимых геологических условий (незначительные толщины коллекторов, размеры залежей и др.).

Среди мероприятий, направленных на увеличение продолжительности эксплуатации скважин, т.е. на повышение нефтеизвлечения, одно из ведущих мест занимают методы борьбы с обводнением добываемой продукции.

По мере освоения разработкой нефтяных залежей в карбонатных коллекторах, приуроченных к большим глубинам, все более заметную роль в развитии добычи нефти начинают играть залежи в трещиноватых коллекторах. Такие залежи представляют собой, как правило, массивные скопления углеводородов, характеризуются крайне резкой неоднородностью фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и, как результат, высокой изменчивостью продуктивности скважин. При этом в отличие от коллекторов гранулярного типа, неоднородность которых главным образом определяется изменчивостью литологии породы, в трещиноватых коллекторах изменение свойств обусловлено микронеоднородностью, т.е. изменением структуры порового пространства пород, часто при довольно однородном литологическом составе.

Анализ текущего