Обработка забоя скважин твердыми и жидкими пав

Обновлено: 07.07.2024

Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин

В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, к прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к полной остановке скважины.

Для эффективной эксплуатации скважин в этих условиях разработаны различные методы.

Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в при-забойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Кроме того, можно предотвратить поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.

Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы, отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.

Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой скважины для поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы без закачки или с закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ - пенообразователей) на забой скважины.

Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.

Минимальное выделение жидкости в призабойной зоне пласта и на забое скважины можно обеспечивать регулированием забойного давления и температуры. Количество воды и конденсата, выделяющихся из газа на забое скважины при забойном давлении и температуре, определяется по кривым влагоемкости газа и изотермам конденсации.

Для предупреждения прорыва конуса подошвенной воды в газовую скважину ее эксплуатируют при предельных безводных дебитах, определяемых теоретически или специальными исследованиями.

Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цементного раствора под давлением. Во время этих операций газонасыщенные пласты изолируют от обводненных пакерами. Успешный опыт таких операций накоплен на месторождениях запада Украины. На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных процластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. Опытно-промышленные испытания показали, что для получения устойчивой пены «концентрацию пенообразователя» (в пересчете на активное вещество) следует принять равной 1,5 - 2 % от объема закачиваемой жидкости, а стабилизатора пены - 0,5 - 1 %. В качестве пенообразователя применяют сульфонол и ДС-РАС, в качестве стабилизатора - КМЦ-500. Степень аэрации а = (?воздуха/Фжидкости (при нормальных условиях) примерно равна пластовому давлению (при р = 10, 20 МПа и более, а = 120, 160, 200 и более). Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют специальное устройство - аэратор (типа «перфорированная труба в трубе»). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух в соответствии с заданным а, в наружную трубу закачивают водный раствор ПАВ насосом с расходом 2 - 3 л/с.

Эффективность метода удаления жидкости обосновывается специальными исследованиями скважин и технико-экономическими расчетами.




Для поглощения жидкости пластом скважину останавливают на 2 - 4 ч. Дебиты скважин после пуска возрастают, однако не всегда компенсируют потери в добыче газа вследствие простоя скважин. Поскольку столб жидкости не всегда уходит в пласт, а при низких давлениях приток газа может не возобновляться, этот метод применяют редко.

Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ низкого давления в течение длительного времени.

Продувка скважин в атмосферу осуществляется в течение 15 - 30 мин. Скорость газа на забое должна при этом достигать 3 - 6 м/с. Метод прост и применяется, если дебит восстанавливается на длительный срок (несколько суток). Однако этому методу присущи многие недостатки: неполное удаление жидкости с забоя, возрастающая депрессия на пласт приводит к интенсивному поступлению новых порций воды, разрушению пласта, образованию песчаной пробки, загрязнению окружающей среды, потерям газа.

Периодическая продувка скважин через НКТ диаметром 63 - 76 мм или через специально спущенные сифонные трубы диаметром 25 - 37 мм .осуществляется тремя способами: 1) вручную и автоматами, установленными 2) на поверхности земли или 3) на забое скважины. От продувки в атмосферу этот метод отличается тем, что он применяется только после накопления определенного столба жидкости на забое.

Газ из скважины вместе с жидкостью поступает в газосборный коллектор низкого давления, отделяется от воды в сепараторах и поступает на компримирование или сжигается в факеле. Автомат, установленный на устье, периодически приоткрывает клапан на рабочей линии. Команду на это автомат получает при возрастании до заданного перепада между давлениями в затрубном пространстве и в рабочей линии. Величина этого перепада зависит от высоты столба жидкости в НКТ.

Автоматы, установленные на забое, также срабатывают при определенной высоте столба жидкости. Устанавливают один клапан на входе в НКТ или несколько пусковых газлифтных клапанов на нижнем участке НКТ.

Для накопления жидкости на забое может использоваться внутрискважинная сепарация газожидкостного потока. Такой способ сепарации с последующей продавкой жидкости в нижележащий горизонт был испытан после предварительных лабораторных исследований на скв. 408 и 328 Коробковского месторождения. При этом методе существенно уменьшаются гидравлические потери давления в стволе скважины и расходы на сбор и утилизацию пластовых вод.

Периодическое удаление жидкости можно .осуществлять и при подаче ПАВ на забой скважины.

При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа через столб жидкости образуется пена. Поскольку плотность пены существенно меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа (0,2 - 0,5 м/с) обеспечивают вынос пенообразной массы на поверхность.

При минерализации вод менее 3 - 4 г/л применяется 3 - 5 %-ный водный раствор сульфонола, при высокой минерализации (до 15 - 20 г/л) используют натриевые соли сульфокислот. Жидкие ПАВ периодически закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ (порошки «Дон», «Ладога», Триалон и другие) изготовляют гранулы диаметром 1,5 - 2 см или стержни длиной 60 - 80 см, которые затем подают на забой скважин.

Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут, рекомендуется вводить до 4 г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с притоком до 10 т/сут эта величина уменьшается.

Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения до 300 - 400 л растворов сульфонола или порошка «Новость» приводил к увеличению дебитов в 1,5 - 2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта достигала 10 - 15 сут. Присутствие конденсата в жидкости снижает активность ПАВ на 10 - 30 %, а если конденсата больше, чем воды, пена не образуется. В этих условиях применяют специальные ПАВ.

Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при определенных скоростях газа, обеспечивающих образование капельного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в колоннах труб диаметром 63 - 76 мм при глубинах скважин до 2500 м.

Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины. Диаметр колонны НКТ подбирается таким, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери давления на трение меньше противодавления на пласт столба жидкости, которая не удаляется с забоя.

Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. На клапан действуют сила сжатия пружины и разность давлений, создаваемых столбами жидкости в НКТ и в затрубье (вниз), а также сила, обусловленная давлением в затрубном пространстве (вверх). При расчетном уровне жидкости в затрубном пространстве соотношение действующих сил становится таким, что клапан открывается и жидкость поступает в НКТ и далее в атмосферу или в сепаратор. После снижения уровня жидкости в затрубье до заданного входной клапан закрывается. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При открытии последних газ из затрубного пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.

В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный лифт типа «летающий клапан». В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арматуре - верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат ему направляющим каналом - «цилиндром», а сам он выполняет роль «поршня».

Практикой эксплуатации установлены оптимальные скорости подъема (1 - 3 м/с) и падения (2 - 5 м/с) плунжера. При скоростях газа у башмака более 2 м/с применяют плунжерный лифт непрерывного действия.

При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м применяют скважинные насосные установки. В этом случае удаление жидкости не зависит от скорости газа и может осуществляться до самого конца разработки залежи при снижении устьевого давления до 0,2 - 0,4 МПа. Таким образом, скважинные насосные установки применяют в условиях, когда другие способы удаления жидкости вообще нельзя применить, либо их эффективность резко падает.

Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают ниже зоны перфорации под буферным уровнем жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ только жидкость.

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами

После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

Поверхностно - активные вещества
ПАВ - вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ.
Их используют для обработки призабойной зоны с целью:
  • Ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;
  • Предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах;
  • Повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин;
  • Повышения эффективности СКО;
  • Изоляции притоков пластовых вод.

Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть - вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

В промышленности наиболее распространены следующие ПАВ:

  • Моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие относящиеся к алкивсульфатам;
  • Моющий препарат сульфонат - смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12 - 18 атомов углерода;
  • Сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский - рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларисульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами;
  • Нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот, получаемых при сульфировании керосиногазойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.

Необходимость обработки

Разработка и добыча сырой нефти включает 3 отдельные фазы: первичную, вторичную и третичную (или улучшенную) добычу.

Во время первичного извлечения естественное давление в пласте или гравитационное вытеснение нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые доставляют нефть на поверхность. Но только около 10 % первоначальной нефти пласта на месте обычно добывается во время первичной добычи.

Третичные или улучшенные методы добычи нефти позволяют добывать 30 - 60 % или более нефти на месторождении.

Среди третичных методов:

Термическое восстановление, которое включает в себя введение тепла, такого как нагнетание пара, чтобы снизить вязкость или разбавление тяжелой вязкой нефти и улучшить ее способность течь через резервуар.

Закачка газа, при которой используются такие газы, как природный газ, азот или диоксид углерода (CO2), которые расширяются в пласте для вытеснения дополнительной нефти в эксплуатационный ствол скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти, чтобы понизить ее вязкость и улучшить ее расход.

Химический впрыск, который может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование моющих веществ, подобных поверхностно-активным веществам, чтобы помочь снизить поверхностное натяжение, которое часто препятствует движению капель масла через резервуар. Химические технологии составляют около одного процента производства EOR в США.

Каждый из этих методов был затруднен его относительно высокой стоимостью и, в некоторых случаях, непредсказуемостью его эффективности.

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗПП)

ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями .

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

1-кратное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

- в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;

- в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательно и включает в своем составе

-обеспечение необходимым оборудованием и инструментом,

- подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗП, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

После проведения ОПЗП исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

-промывку пеной или раствором ПАВ;

- гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);

- циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

- многоцикловую очистку с применением пенных систем;

- воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

- ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

- воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих, в основном, из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 % водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс) или сульфаминовой (10 % масс) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс) или лимонную (2-3 % масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

- для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др) и стабилизатор (КМЦ и др);

- для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс) и плавиковой (от 3 до 5 % масс) кислот.

Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород.

При первичной обработке используют 0,3 - 0,4 м 3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Повышение эффективности применения пенообразователей для удаления жидкости с забоев газовых скважин

В период поздней стадии разработки газовых месторождений требуется решение специфических вопросов для увеличения дебитов скважин и снижения их обводненности. Накопленный опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений свидетельствует, что наиболее эффективным способом удаления скапливающейся в скважинах воды является ввод на забой скважин пенообразующих составов на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ). Наиболее технологичным в применении стало использование твердых и жидких ПАВ. Установка в скважинах лифтовых колонн меньшего диаметра обеспечила вынос жидкости с забоев скважин, однако через несколько месяцев эксплуатации условия удаления жидкости с забоев скважин ухудшились. Технологии использования концентрических лифтовых систем и плунжерных лифтов применяются на единичном числе скважин. Основной технологией для удаления жидкости с забоев газовых скважин в настоящее время является технология обработки забоев скважин твердыми ПАВ.

Ключевые слова

Об авторах

Тюменский индустриальный университет
Россия

Паникаровский Евгений Валентинович, к. т. н., доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин

Тюменский индустриальный университет
Россия

Паникаровский Валентин Васильевич, д. т. н., профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Тюменский индустриальный университет
Россия

Ваганов Юрий Владимирович к. т. н., доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин

Список литературы

1. Рассохин Г. В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1977. – 190 с.

2. Токунов В. И., Саушин А. З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. – 711 с.

3. Мамедов Ю. Г. Мировой опыт изучения и внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов // Российский химический журнал. – 1995. – Т. 39, № 5. – С. 13–16.

4. Бабалян Г. А. К вопросу теории действия поверхностно-активных веществ (ПАВ) на процесс освоения скважин // Вопросы технологии добычи нефти и бурения нефтяных скважин: сб. тр. Вып. 6. – Уфа: УГНТУ, 1996. – С.12–21.

5. Одишария Г. Э., Точигин А. А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. – М.: Всеросс. науч.-исслед. ин-т природных газов и газовых технологий, Ивановский государственный энергетический университет, 1998. – 400 с.

6. Поздышев Г. М. Применение поверхностно-активных веществ и других химических реагентов в нефтедобывающей промышленности // Сб. БашНИПИнефть. Вып. IV. – М.: Недра, 1970. – 312 с.

8. Кондрат Р. М., Билецкий М. М. Совершенствование методов эксплуатации обводнившихся газовых скважин // Обзор, информ. сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – № 9. – М.: ВНИИЭГазпром, 1980. – 56 с.

12. Выбор конструкции забоя сеноманских горизонтальных скважин / Н. Н. Закиров [и др.] // Бурение и нефть. – 2007. – № 5. – С. 30–31.

13. Совершенствование технологий освоения туронских залежей севера Западной Сибири: обзорная информация / И. Е. Якимов [и др.]. – М.: Газпром, 2008. – 82 с.

15. Новое в процессе реконструкции самозадавливающихся газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений Западной Сибири / Д. С. Леонтьев [и др.] // Бурение и нефть. – 2015. – № 11. – С. 22–24.

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) —это вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой по­верхности раздела фаз (или на поверхности разделов двух жид­костей, например, нефть — вода) вследствие адсорбции этих ве­ществ.

Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает его концентрацию .в объеме раствора. Благода­ря этому процессами, происходящими на границе раздела фаз, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе.

В нефтяной промышленности ПАВ широко применяют преж­де всего как деэмульгаторы-разрушители нефтяных эмульсий. Их широко используют для обработки призабойной зоны с целью: ускорения освоения нефтяных и газовых скважин; пре­дотвращения отрицательного влияния воды и других промывоч­ных жидкостей на физико-химические свойства пород продук­тивного пласта при ремонтных работах; повышения производи­тельности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин; повышения эффективности соляно-кислотных обрабо­ток скважин; селективной изоляции притоков пластовых вод.

Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.

Механизм действия ПАВ в пористой среде, если в ней содер­жатся нефть и вода, состоит в следующем. Вследствие сниже­ния поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти (в пористом пространстве) умень­шается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесня­ются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупные. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть — вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны.

Кроме того, некоторые ПАВ способствуют также и гидрофо-бизации поверхности поровых каналов в породе, т. е. ухудшают их способность смачиваться водой: во время гидрофобизации частицы породы избирательно лучше смачиваются 'нефтью, чем водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности по­ровых каналов, вытесняя из них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

Все ПАВ по химическим свойствам разделяются на два ос­новных класса:

7) ионоген и ы е, молекулы которых в вводной среде дис­социируют на ионы, являющиеся носителями поверхностной ак­тивности;

2) неионогенные, в которых активной частью, воздейст­вующей на поверхность путем избирательной адсорбции, явля­ются полярные молекулы, не распадающиеся в водной среде на ионы.

Ионогенньте ПАВ в свою очередь подразделены на группы: а) анионоактивные ПАВ, которые при растворении в воде дис­социируют на положительно заряженный катион и отрицатель­но заряженный анион; последний обладает поверхностно-актив­ными свойствами; б) катионоактивные ПАВ, которые при рас­творении в воде также диссоциируют на катионы и анионы, од­нако поверхностную активность имеют положительно заряжен­ные группы катионов.

К анионоактивным ПАВ относятся: карбоновые кислоты и их соли (мыла), синтетические жирные кислоты (получаемые окислением парафина), нафтеновые кислоты и их мыла, мыло­нафты, алкилсульфаты (натриевые или калиевые соли сульфо-эфиров высших жирных кислот), алкилсульфонаты (натриевые или калиевые соли сульфокислот), алкиларилсульфонаты (со­ли сульфокислот ароматических углеводородов) и др.

В промышленности наиболее распространены следующие анионоактивные ПАВ:

1) моющие средства «Новость», «Прогресс» и 'другие, отно­
сящиеся к алкилсульфатам;

2) моющий препарат сульфонат — смесь натриевых солей
алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими
12—18 атомов углерода;

3) сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский — рафи­
нированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся
к алкиларилсульфонатам; водные растворы этих реагентов об­
ладают моющими и пепообразующими свойствами;

4) нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляю­
щий собой соли водорастворимых сульфакислот, получаемых
при сульфировании керосино-газойлевых дистиллятов серной
кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промыв­
кой его водой и нейтрализацией щелочью,

НКЧ в течение длительного времени был почти единствен­ным деэмульгатором, применявшимся в отечественной нефтяной промышленности. Но этот деэыульгатор малоэффективен: его расход при полной подготовке нефти к переработке (обезвожи­вание и обессоливание) составляет 4—10 кг/т нефти.

Почти все анионоактивные ПАВ полностью растворяются в пресной воде, не растворяются в керосине и выпадают в осадок в пластовой воде.

К катионоактивным ПАВ относится небольшая группа ре­агентов — солей четырехзамещенных аммониевых оснований. Наиболее известны катапины А и К, карбозолин О и катаминА.

Катионоактивные ПАВ применяют в основном как добавки к дистиллятам и как ингибиторы сероводородной и кислотной коррозии различного оборудования.

В нефтяной промышленности наиболее широко используют неионогенные ПАВ, которые получают соединением органиче­ских кислот, спиртов, амино- и амидокислот с окисью этилена или пропилена. Эти ПАВ, применяемые в качестве деэмульгато-ров, значительно эффективнее по сравнению с ионогенными ве­ществами.

Преимущество использования неионогенных ПАВ в качестве понизителей поверхностного натяжения на границе фаз при различных видах обработок призабойной зоны заключается в том, что они полностью растворяются в пластовых водах, не да­вая никакого осадка, что нельзя сказать о большинстве анионо-и катионоактивных веществ. Благодаря этому качеству неионо­генные ПАВ применяют также во время заводнения пластов.

В промышленных условиях (в основном в процессе обезвожи­вания нефти) наиболее широко используют следующие неионо­генные ПАВ:

1. Реагенты ОП-10 и ОП-7 (оксиэтилированные алкилфено-лы) —продукты конденсации смеси алкилфенолов с окисью эти­лена и отличающиеся числом остатков присоединенной окиси. Эти реагенты представляют собой густые маслянистые жидко­сти или пасты от светло-желтого до светло-коричневого цвета с относительной плотностью при 50 С С — 1,02—1,05 и кинематиче­ской вязкостью 65-Ю" 6 —70-10

6 ы 2 /с. Потребителям доставля­ют их в железных бочках вместимостью от 100 до 300 л.

В нефтяной промышленности эти реагенты используют в не­больших количествах в основном в качестве деэмульгаторов, а также для обработки ПЗС.

2. Реагенты КАУФЭ-14 и УЭФ-8—оксиэтилированные про­дукты, получаемые на базе технических фенолов, выделяемых из продуктов переработки каменного угля и сланцев. Условный шифр реагентов означает КАУФЭ-н: К — крекинг бензин, АУФ— алкилированные угольные фенолы, Э — окись этилена, п — чис­ло молей окиси этилена на 1 коль алкилированного фенола; УФЭ-я;УФ — угольные фенолы, остальные обозначения преж­ние.

3. Реагент ОЖК— оксиэтилированные жирные кислоты — продукт конденсации окиси этилена с жирными кислотами (выше С2о), получаемый при окислении парафина.

В качестве деэмульгаторов широко распространен реагент дисолван 4411, являющийся неионогенным веществом. Его рас­ход при обезвоживании и обессоливании нефти типа ромашкин-ской (с доведением содержания солей в ней до 40—50 мг/л) со­ставляет в среднем 60—80 г/т.

Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки. В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрирован­ный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрирован­ным раствором в таком количестве, чтобы все норовое простран­ство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ. В каче­стве растворителя обычно используют нефть.

Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0 м в зависи­мости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м 3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта. Кон­центрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки раствора ПАВ через 2—3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Что мы называем призабойной зоной скважины (ПЗС) и
чем она характерна?

2. Как подразделяют методы воздействия на ПЗС?

3. В чем назначение и сущность солянокислотной обработки
(СКО) скважин?

4. Как готовят рабочий раствор соляной кислоты?

5. Какие реагенты и с какой целью добавляют в соляную кис­
лоту при приготовлении рабочего раствора?

6. Какие разновидности СКО Вы знаете?

7. Какое назначение имеют простые кислотные 'обработки?

8. Как проводят процесс простой СКО скважины?

9. Для чего применяют кислотные обработки под давлением?

10. В чем сущность пенокислотной обработки скважины и
как она осуществляется?

11. Каковы преимущества пенокислотной обработки перед
простой кислотной?

12. Каково назначение термокислотной обработки и как ее

13. Что такое гидравлический разрыв пласта (ГРП)? Для

чего его применяют?

14. Какие разновидности ГРП Вы знаете?

15. Как проводят ГРП?

16. Как (по какой формуле) определяют общую продолжи-

тельность ГРП и число агрегатов, необходимое для его прове­дения?

17. Как осуществляют многократный ГРП с применением
закупоривающих веществ? С применением пластмассовых шари­
ков?

18. Как проводят многократный поинтервальный ГРП при
наличии в скважине нескольких эксплуатационных объектов?

19. Как определяют объем жидкости разрыва, жидкости-
песконосителя, количество и концентрацию песка при ГРП?

20. Какие рабочие жидкости используют для ГРП?

21. Что такое виброобработка ПЗС?

22. В каких скважинах наиболее целесообразно проводить
вибровоздействие?

23. В каких скважинах применяют тепловое воздействие на
призабойную зону?

24. Какие способы теплового воздействия на ПЗС Вы знаете?

25. Какова сравнительная эффективность обработки ПЗС с
циклической закачкой пара и электропрогревом?

26. С какой целью обрабатывают ПЗС поверхностно-актив­
ными веществами?

27. В чем состоит механизм действия ПАВ в пористой среде?

28. Как подразделяют ПАВ по химическим свойствам?

29. Какие ПАВ наиболее широко применяют в нефтяной про­
мышленности?

30. Как обрабатывают ПЗС поверхностно-активными вещест­
вами?

ОГЛАВЛЕНИЕ

ГЛАВА I. Основы нефтепромысловой геологии

Нефтяная (газовая) залежь и нефтяное (газовое) месторождение Основные структурные формы складок нефтегазовых месторождений

Нефть и ее свойства.

Нефтяные газы и их свойства.

Пластовые воды, их характеристика .

Геологический разрез и геологический профиль .

Пластовые давление и температура . 18

Режимы нефтегазоносных пластов. - 20

Промыслово-геофизические исследования . . 23

Применение геофизических исследований для контроля технического со­
стояния скважин. 28

Методы перфорации и торпедирования скважин.

Контрольные вопросы. 37

ГЛАВА II, Техника и технология добычи нефти и газа38

Способы добычи нефти и газа. 38

Подготовка скважин к эксплуатации. 39

Освоение скважин. 42

Фонтанная и газлифтпая добыча нефти. 45

Глубиннонасосная добыча нефти. 71

Эксплуатация газовых скважин. 86

Исследование скважин. 87

Раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной . . 95

Контрольные вопросы. Ю1

ГЛАВА III. Наземные сооружения, агрегаты и оборудова­
ние . ЮЗ

Оборудование для текущего и капитального ремонта скважин . . . ЮЗ
Бурильные, обсадные, насоспо-компрессорные трубы и их соединитель­
ные элементы. Насосные штанги . 127

Оборудование для исследования скважин. 143

Оборудование и установки, применяемые при цементировании скважин

и воздействии на призабойпую зону ._. 143

Оборудование для кислотной обработки . 147

Оборудование, используемое при гидравлическом разрыве пласта . . 149

Ловильные инструменты. 151

Механизация процессов ремонта. 168

Контрольные вопросы . 171

ГЛАВА IV. Технология текущего ремонта скважин . . 173

Общий характер работ. 173

Спуско-подъемные операции. 175

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважипными насосами. 177
Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электро­
насосами . 182

Ремонты скважин, связанные с очисткой забоя от песчаных пробок 185

Ремонт газлифтных и фонтанных скважий. 195

Контрольные вопросы. 199

ГЛАВА V. Технология капитального ремонта скважин 201

Подготовка скважин к ремонту. 201

Ремонтно-изоляционные работы. 211

Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны . . . 243
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта

Переход на другие горизонты и приобщение пластов . . 261

Перевод скважин из категории в категорию по назначению . . . 262

Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями ОРЗ, ОРЭ 263

Зарезка и бурение второго ствола . 264

Ликвидация скважин (ЛС). 282

Особенности ремонта морских скважин. 283

Контрольные вопросы. 285

ГЛАВА VI. Методы увеличения и восстановления произво­
дительности и приемистости скважин. 288

Соляно-кислотныс обработки скажин. 289

Гидравлический разрыв пласта. 297

Виброобработка призабойпой зоны скважин. 304

Тепловая обработка призабойной зоны скважины. 306

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными вещест­
вами. 310

Сущность, техника и технология обработки ПЗП расворами ПАВ

Обработка ПЗП ПАВ-ами предназначена для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин, промывках забоя, вскрытии продуктивного пласта, для уско­рения освоения скважин, повышения их продуктивности, а так­же для селективной изоляции притока пластовых вод.

Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.

Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в сниже­нии поверхностного натяжения на границе фаз нефть — вода, нефть — газ, вода — газ, вода — поверхность поровых каналов. Благодаря этому, размер капель воды в нефти и поровом про­странстве уменьшается в несколько раз и их вытеснение из пласта происходит более эффективно и с меньшей затратой внешней энергии.

Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. Это про­исходит благодаря адсорбции ПАВ из его раствора поверхно­стным слоем поровых каналов. Пленочная вода при этом отры­вается от твердой поверхности и, превращаясь в мелкие ка­пельки, выносится потоком нефти из призабойной зоны пласта в скважину.

В результате обработки призабойной зоны пласта раство­ром ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается, то есть дебит скважин по нефти уве­личивается, а по воде уменьшается.

ПАВ — это органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты, и их щелочные соли — мыла и синтетические жирозаменители, моющие вещества. По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на ионогенные (сульфонатриевые соли, азолят, сульфонол, катапин, ДС-РАС и другие) и неионогенные (ок- сиэтилированные препараты ОП-4, ОП-7, ОП-Ю), продукты конденсации фракций угольных фенолов с окисью этилена КАУФЭ-14, УЭФ-8 и др.

Технология обработки призабойной зоны пласта растворами ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки: в скважину по насосно-компрессорным трубам закачивают рас­твор ПАВ и продавливают их в пласт водой или нефтью. Ра­диус зоны обработки принимают от 0,5 до 2 м в зависимости от толщины пласта, свойств пород и типа ПАВ. Исходя из это­го, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м 3 на 1 м толщины обрабатываемого интервала. Концентрацию рабо­чего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки ПАВ через 2—3 сут скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

ПРОЧИЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН

Закачка в скважину ПАВ.Технология обработки призабойной зоны скважины поверхностно-активными веществами аналогична технологии солянокислотной обработки, В призабойную зону через насосно-компрессорные трубы передвижным насосным агрегатом за­качивают концентрированный раствор ПАВ, вслед за которым за­качивают слабоконцентрированный раствор в таком количестве,; чтобы все поровое пространство намечаемой зоны обработки было заполнено активным раствором ПАВ. В качестве растворителя обычно берется нефть.

Радиус зоны обработки принимается от 0,5 до 2,0 м в зависимости от характеристики пород пласта и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м 3 на 1 м мощности обра­батываемого пласта.

Концентрация рабочего раствора ПАВ принимается от 0,5 до 5%.;

Эксплуатация скважины возобновляется через 2—-3 сут после за­качки в пласт раствора ПАВ.

Этот метод обработки применяется в скважинах, в которых в про­цессе эксплуатации проницаемость призабойной зоны резко ухуд­шилась из-за попадания в нее посторонней воды или фильтрата гли­нистого раствора, а также твердых частиц из глубины пласта.

Внутрипластовая термохимическая обработка скважин.Сущность метода заключается в том, что при гидравлическом разрыве пласта для закрепления трещины применяется кварцевый песок с гранулиро­ванным магнием. Затем в скважину закачивается расчетное коли­чество 12—15%-ного раствора соляной кислоты с ингибитором. Кислота, проходя по трещинам пласта, вступает в реакцию с маг­нием, при которой выделяется тепло, благодаря чему происходит интенсивное растворение асфальто-смолистых веществ, которые при обычной температуре в соляной кислоте не растворяются.

Отличительной особенностью данного метода является комплекс­ное воздействие на призабойную зону скважин, характерное для гидравлического разрыва пласта и термокислотной обработки.

Соляная кислота, взаимодействуя с гранулами магния, раство­ряет их, освобождая объем породы, занимаемой магнием до его рас­творения, что увеличивает проницаемость коллектора.

Применение виброударных волн. Технология проведения работ по воздействию виброударных волн на призабойную зону скважин включает следующие последовательно выполняемые операции.

В скважину на насосно-компрессорных трубах в интервал перфо­рации спускают гидравлический вибратор золотникового типа. Через вибратор от двух насосных агрегатов (4АН-700) осуществляют круго­вую циркуляцию рабочей жидкости в течение 3—7 ч с расходом 14— 18 л/с, при давлении на устье 18—20 МПа.

В качестве рабочей жидкости, прокачиваемой через вибратор, в эксплуатационных скважинах используется нефть, в нагнетатель­ных скважинах «- вода.

При прокачке жидкости через вибратор генерируются гидравли­ческие удары. В результате воздействия ударных волн в пласте увеличиваются поровые каналы, образуется сеть микротрещин, про­исходит очистка призабойной зоны скважин.

Способ разрыва пласта пороховыми газами. В последние годы проводят работы по разрыву пласта под действием газов, образу­ющихся при сгорании в скважине порохового заряда. На забое сква­жины при этом возникает высокое давление (порядка 20—60 МПа). Газы действуют на поверхность трещин подобно клину.

Образующиеся при сгорании порохового заряда трещины могут иметь достаточно большие размеры. Создание на забое скважины более высокого давления, чем при гидравлическом разрыве пласта, приводит к образованию остаточных трещин в горных породах, в связи с чем отпадает надобность в закреплении трещин песком.

Разрыв пласта пороховыми газами производится при помощи спе­циального аппарата, заполненного порохом. Аппарат спускается на заданную глубину на бронированном каротажном кабеле. После спуска аппарата в скважину по кабелю подается электрический им­пульс, под действием которого срабатывает электрозапал порохового воспламенителя. Происходит быстрое сгорание пороха (но не взрыв), в результате чего давлением пороховых газов обеспечивается раз­рыв пласта.

Читайте также: