- •Основы нефтяного и газового дела
- •Оглавление
- •РазделI
- •Основы нефтегазопромысловой геологии
- •Г л а в а I
- •Геология земной коры
- •§ 1. Состав земной коры
- •§ 2. Возраст горных пород
- •§ 3. Формы залегания осадочных горных пород
- •Г л а в аIi характеристика нефтяных и газовых месторождений § 1. Осадочные горные породы — вместилища нефти и газа
- •§ 2. Залежи нефти и газа
- •§ 3. Месторождения нефти и газа
- •§ 4. Давление и температура в недрах земной коры
- •Г л ав аIii физические свойства нефти и газа § 1. Происхождение нефти и природного газа
- •§ 2. Нефть и ее свойства
- •§ 3. Нефтяной газ и его свойства
- •ГлаваIv поиски и разведка месторождений нефти и газа § 1. Этапы поисково-разведочных работ
- •§ 2. Геофизические и геохимические методы разведки
- •РазделIi
- •Бурение нефтяных и газовых скважин
- •Г л а в аIспособы бурения скважин
- •§ 1. Понятие о скважине
- •§ 2. Способы бурения нефтяных и газовых скважин
- •Г л а в аIi буровые долота § 1. Назначение и классификация
- •§ 2. Долота для сплошного бурения
- •§ 3. Долота для колонкового бурения
- •Г л а в аIii бурильная колонна § 1. Состав и назначение бурильной колонны
- •§ 2. Условия работы бурильной колонны
- •§ 3. Элементы бурильной колонны
- •Гла ваIv механизмы для вращения долота § 1. Роторы
- •§ 2. Турбобуры
- •§ 3. Электробуры
- •Г л а в аV промывка и продувка скважин § 1. Назначение и классификация промывочных жидкостей
- •§ 2. Промывочные жидкости на водной основе
- •§ 3. Промывочные жидкости на неводной основе
- •§ 4. Оборудование для промывки скважин, приготовление и очистка промывочных жидкостей
- •§ 5. Продувка скважин воздухом (газом)
- •ГлаваVi режим бурения § 1. Понятие о режиме бурения и показателях работы долот
- •§ 2. Технологические особенности режима различных способов бурения
- •§ 3. Рациональное время пребывания долота на забое
- •§ 4. Подача бурильной колонны
- •ГлаваVii искривление скважин
- •§ 1. Причины искривления вертикальных скважин
- •§ 2. Предупреждение искривления вертикальных скважин
- •§3. Искусственное искривление скважин
- •ГлаваViii разобщение пластов и заканчивание скважин § 1. Элементы обсадной колонны
- •§ 2. Проектирование конструкции скважины
- •§ 3. Условия работы обсадной колонны в скважине. Конструкция обсадной колонны
- •§ 4. Цементирование обсадных колонн
- •§ 5. Заканчивание скважин
- •ГлаваIx буровые установки § 1. Классификация буровых установок
- •§ 2. Краткая характеристика буровых установок
- •РазделIii
- •§ 2. Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей
- •§ 3. Приток жидкости и газа к скважинам
- •Г л а в аIi разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений § 1. Системы разработки
- •§ 2. Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи
- •§ 3. Разработка газовых месторождений
- •§ 4. Разработка газоконденсатных месторождений
- •§ 5. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты
- •§ 6. Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- •Г л а в аIii способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
- •§ 1. Фонтанная эксплуатация
- •§ 2. Газлифтная эксплуатация
- •§ 3. Насосная эксплуатация
- •§ 4. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами
- •§ 5. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин
- •Г л а в аIv методы увеличения производительности скважин
- •§ 1. Кислотные обработки скважин
- •§ 2. Гидравлический разрыв пласта
- •§ 3. Гидропескоструйная перфорация скважин
- •§ 4. Виброобработка забоев скважин
- •§ 5. Разрыв пласта давлением пороховых газов
- •§ 6. Торпедирование скважин
- •§ 7. Тепловое воздействие на призабойную зону скважин
- •Г л а в аV подземный ремонт скважин
- •§ 1. Оборудование и инструмент для проведения подземного ремонта скважин
- •§ 2. Спуско-подъемные операции и их механизация
- •§ 3. Очистка ствола скважины от песчаных пробок
- •§ 4. Капитальный ремонт скважин
- •Г л а в аVi промысловый сбор и подготовка нефти и газа § 1. Схемы сбора и транспорта нефти и газа
- •§ 2. Промысловая подготовка нефти
- •§ 3. Подготовка газа
- •§ 4. Основные направления развития комплексной автоматизации на нефтегазодобывающих предприятиях
- •Раздел IV
- •Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
- •Транспорт нефти и нефтепродуктов
- •§ 1. Железнодорожный транспорт
- •§ 2. Водный транспорт
- •§ 3. Автомобильный транспорт
- •§ 4. Трубопроводный транспорт
- •§5. Емкости для хранения нефти и нефтепродуктов
- •Глава II нефтебазовое хозяйство
- •Г л а в аIii транспорт природного газа
- •РазделV
- •§ 2. Свойства нефтепродуктов и основные требования, предъявляемые к ним
- •Г л а в аIi процессы переработки нефти § 1. Прямая перегонка нефти
- •§ 2. Основные элементы установки прямой перегонки
- •§ 3. Типы установок для перегонки нефти и мазута
- •§ 4. Термические процессы деструктивной переработки нефтяного сырья
- •§ 5. Каталитический крекинг и каталитический риформинг
- •Г л а в аIii очистка нефтепродуктов § 1. Очистка светлых нефтепродуктов
- •§ 2. Очистка смазочных масел
- •Г л а в аIv переработка углеводородных газов
- •Г л а в аV химическая переработка нефтяного и газового сырья
- •§ 1. Основные продукты нефтехимического производства
Г л а в аIv методы увеличения производительности скважин
Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.
[Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.
Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при заканчивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.
Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.). Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.
Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в счетании друг с другом или последовательно.
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.
Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.
Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.
Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.
§ 1. Кислотные обработки скважин
Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производительности скважин.
Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты.
При солянокислотной обработке кислота растворяет карбонатные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений.
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (СаСЬ) и хлористый магний (MgCl2), вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок
из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются из скважины. Образующийся при реакции углекислый газ СО2 также легко удаляется на поверхность.
При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому _ солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.
При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой.
Для обработки скважин применяют 8—20%-ный раствор соляной кислоты. Наиболее часто используют 12—15%-ный раствор НС1. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м3 солянокислотного раствора.
Так как соляная кислота разъедает металл, для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл.
В качестве ингибиторов применяют различные вещества, в основном поверхностно-активные (ПАВ): уникод, катапин, формалин и др.
Дозировка ингибиторов составляет обычно 0,05—0,25% от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа ингибитора. Так, коррозионное действие раствора 10%-ной соляной кислоты после добавки уникода снижается: при дозировке 0,05% — в 15 раз, при дозировке 0,5% — в 42 раза.
Соответственно при применении в качестве ингибитора ка-тапина-А коррозионное действие солянокислотного раствора снижается: при дозировке 0,01% - в 19 раз, при дозировке 0,05%—в 48—59 раз.
В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработке скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяют стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота. В зависимости от содержания в соляной кислоте окислов железа добавка уксусной кислоты должна составлять 0,8—1,6% от объема разведенной соляной кислоты.
Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, внтенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта.
В качестве интенсификаторов применяют различные поверхностно-активные вещества — катапин-А, ДС, ОП-10 и др.
Рекомендуемая дозировка ПАВ составляет 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для второй половины. Многие ПАВ являются хорошими ингибиторами коррозии, поэтому в ряде случаев в пласт можно закачивать ингибирован-ную соляную кислоту без добавок спецальных ПАВ.
В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто-смо-листых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью, или производят термокислотную обработку.
Термокислотная обработка — процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.
Известно много веществ, которые реагируют с соляной кислотой (каустическая сода, карбид кальция, алюминий и др.), однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество тепла, а продукты реакции полностью растворяются.
Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты. При этом вся кислота превращается в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным теплом был бы нагрет до температуры 308° С. Однако такая высокая температура привела бы к отрицательным явлениям, т. е. к потере тепла на парообразование с выделением части хлористого магния.
Кроме того, для расплавления парафина и смол нужна значительно меньшая температура. Поэтому рациональным будет такое соотношение кислоты и магния, при котором конечная температура раствора после реакции была бы в пределах 75— 80° С. Обработку скважин в термохимической фазе так и ведут, чтобы отреагировавшая с магнием кислота перед поступлением в пласт имела температуру около 75—80° С и в то же время была бы еще достаточно активной (10—12%-ной концентрации) для реакции с породами пласта.
Обычно для термокислотной обработки применяют прутковый магний (диаметр прутка 2—4 мм, длина 60 мм). Прутки загружают в специальный наконечник, который на насосно-компрессорных трубах спускают в скважину на заданную глубину.
Солянокислотный раствор для кислотных и термокислотных обработок приготовляют на центральной кислотной базе или же непосредственно на скважинах.
Технология солянокислотных обработок скважин может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт при помощи насоса или самотеком. Иногда перед закачкой кислоты в пласт для разрушения глинистой или цементной корки применяют кислотную ванну. При этом в скважину закачивают раствор 6—8-%ной кислоты с таким расчетом, чтобы он заполнил ствол в интервале его обработки.