Основы нефтегазового дела (стр. 10 )

Погружной электронасос по принципу действия не отли­чается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Он представляет собой набор лопаток (ступеней), составляющих ротор насоса и направляющих ап­паратов, являющихся статором. Лопатки и элементы, состав­ляющие статор, изготовляют из чугуна.

Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к центральной открытой части рабо­чего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение. Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток час­тицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к пери­ферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасывае­мая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, сле­довательно, значительной кинетической энергией — энерги­ей движения. Для преобразования этой энергии в энергию давления служат специальные направляющие устройства — лопаточные диффузоры, устанавливаемые за рабочим коле­сом. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения, постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.

Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диа­метр, и вследствие этого напор жидкости, создаваемый одной ступенью, не превышает 3,5 —5,5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800— 1000 м в корпусе насоса монтируют по 150 — 200 ступеней, а в тех случаях, когда необходим больший на­пор, применяют двухсекционные или трехсекционные насосы.

Погружные центробежные электронасосы (ЭЦН) применя­ют для работы в скважинах, закрепленных обсадными труба­ми диаметрами 140, 146 и 168 мм с внутренними диаметрами соответственно 121,7, 124 и 144,3 мм. Для эксплуатации сква­жин, в продукции которых содержится большое количество песка (до 1,0 % от количества извлекаемой жидкости), центро­бежные насосы изготовляют в износостойком исполнении.

К основным параметрам погружного насоса относятся его подача О и развиваемый напор Н. Величина напора характе­ризует высоту, на которую жидкость может быть поднята с помощью данного насоса. Напор и подача, — взаимозависи­мые величины: чем выше развиваемый данным насосом на­пор, тем ниже его подача. Это хорошо видно из рис. 3.11.

Например, насос, рабочая характеристика которого показана на этом рисунке, способен поднять воду на высоту 1150 м, но при этом он будет работать вхолостую (Q = 0). Если напор приближается к нулю, то насос способен перекачивать до 500 м3/сут жидкости. С увеличением напора подача насоса снижается, а при снижении увеличивается; КПД η насоса в обоих случаях несколько снижается.

Для каждого насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный КПД установки. В рассматривае­мом примере максимальный КПД составляет 55 %. При этом Q = 250 м3/сут, Н = 800 м.

Промышленностью выпускаются насосы, рассчитанные на напор от 450 до 1500 м и подачу от 40 до 700 м3/сут.

Приводом ЭЦН служат погружные электродвигатели трех­фазные, асинхронные с короткозамкнутым ротором. При ча­стоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала со­ставляет 3000 об/мин.

Так как диаметр корпуса двигателя ограничен внутрен­ним диаметром эксплуатационной колонны (121,7—144,3 мм), с целью обеспечения необходимой мощности длина их со­ставляет 4,2 — 8,2 м. Мощности выпускаемых погружных дви­гателей в зависимости от типа насоса могут быть от 14 до 125 кВт, их диаметр — от 103 до 123 мм.

Гидрозащита — один из важнейших узлов погружного аг­регата. Она предохраняет электродвигатель от попадания в его полость пластовой жидкости. Это достигается тем, что в полости электродвигателя, заполненного жидким мас­лом, создается давление, превышающее давле­ние окружающей среды. Гидрозащита компен­сирует также утечки масла из двигателя и обес­печивает подачу масла к подшипникам насоса.

Рис. 3.12. Вин­товой насос

Подбор скважины для применения погруж­ного насоса производится на основании дан­ных ее исследования, в результате которого определяется ее дебит и динамический уровень при этом дебите, что соответствует напору, который должен развивать насос.

Электронасос спускают в скважину после очистки ее забоя от грязи и осадков. Затем подъемные трубы заполняют до устья жидко­стью и после этого включают двигатель. Об­служивание скважины, эксплуатируемой цент­робежными насосами, состоит в проверке по­дачи насоса и контроле за работой электро­оборудования. В последнее время на практике стали ис­пользоваться погружные винтовые насосы. Ус­тановка винтового насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробеж­ного насоса, т. е. из погружного агрегата (дви­гатель, гидрозащита, насос), кабеля, оборудова­ния устья, автотрансформатора и станции уп­равления. Вместо центробежного насоса в под­земном агрегате используется винтовой насос. Кроме того, в установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяют четырехполюсные погружные электродвигатели с часто­той вращения вала (синхронной) 1500 об/мин. Конструктивно двигатели идентичны двигате­лям центробежных насосов.

В состав погружного винтового насоса (рис. 3.12) входят следующие основные узлы и дета­ли: пусковая муфта 1, с помощью которой вал насоса через вал протектора соединяется с ва­лом погружного электродвигателя; эксцентри­ковые муфты 2 и 5; правые и левые обоймы 3 и 6 с винтами 4 и 7; предохранительный клапан 8 и труба 9. Его рабочими органами являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта.

Прием жидкости из скважины ведется через две фильт­рованные сетки. Нагнетаемая жидкость поступает в полость между винтами и за обоймой 6 проходит к предохранитель­ному клапану 8 и далее в подъемные трубы. Винт, вращаясь в обойме, совершает сложное планетарное движение. За один оборот винта замкнутые полости, имеющие винтооб­разную форму, перемещаются с заключенной в них жидко­стью на один шаг обоймы в осевом направлении в сторону нагнетания. При вращении винта непрерывно открываются и закрываются полости, образуемые винтом и обоймой. При этом сумма заполненных жидкостью выходных площадей поперечного сечения винта с обоймой остается постоянной и поток жидкости всегда непрерывен и пропорционален частоте вращения винта. Жидкость перекачивается практи­чески без пульсаций, не создавая стойкой эмульсии из не­фти с водой.

Винтовой насос — насос объемного действия. Его теоре­тическая подача прямо пропорциональна частоте вращения винта. Так как винт, вращаясь, в осевом направлении не перемещается, то, естественно, жидкость, заполняющая впа­дины винтовой полости обоймы, будет поступать из одной впадины в другую в соответствии с шагом винта. Таким образом, за один оборот винт 2 раза перекроет камеры в обойме, т. е. вытеснит из нее две определенные порции жидкости. Осевое перемещение жидкости за один оборот винта равно Г, следовательно, подача насоса за один оборот q = 4eDT, (3.4)

где 4eDT — площадь поперечного сечения потока жидкости. Для насосов, работающих по сдвоенной схеме (см. рис. 3.11), подача насоса за один оборот составит

q2 = 2∙4eDT. (3.5)

Подача насоса за 1 сут

Q = 1440∙4еDTnηо6. (3.6)

В этих формулах е — эксцентриситет винта; D — диаметр сечения винта; Г — шаг обоймы; л — частота вращения вала насоса; η о6 — объемный КПД насоса.

Если размеры насоса принимать в метрах (м), то подача его будет в кубических метрах в сутки (м3/сут). Объемный коэф­фициент полезного действия насоса принимается равным 0,7 — 0,9. Эта величина зависит от характера посадки винта в обой­ме (с натягом или с зазором), от характеристики резины и развиваемого насосом напора. На российских промыслах по­гружные винтовые электронасосы применяют для скважин со 146-мм или 168-мм обсадными колоннами и минимальными внутренними диаметрами соответственно 121,7 и 130 мм.

Погружной электронасос сочетает в себе положительные качества центробежного и поршневого, обеспечивая плав­ную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с посто­янным высоким КПД при широком диапазоне изменения давления. Характерная особенность винтовых насосов — зна­чительное улучшение параметров с увеличением вязкости пе­рекачиваемой жидкости. Поэтому наиболее эффективны эти насосы при добыче вязкой и высоковязкой жидкости. Одним из достоинств погружного электронасоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором, и даже попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву добычи нефти.

Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с нефтяными скважинами, которые эксплуатируются фонтанным или компрессорным способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб, спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой арматуры. При эксплуатации газовых скважин обычно применяют арматуру крестового типа, наиболее удобную для монтажа и обслуживания.

Подъемные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной колонны от истирания и разъедания при наличии в газе твердых примесей или агрессивных компо­нентов, вызывающих коррозию; б) выноса жидких и механи­ческих примесей с забоя на поверхность; в) облегчения про­цесса освоения и глушения скважины при необходимости проведения подземного ремонта; г) проведения различного рода исследовательских работ, связанных со спуском в сква­жину приборов.

Эксплуатацию скважин, как правило, ведут через подъем­ные трубы, но при значительных дебитах и отсутствии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов скважины во многих случаях одновременно эксплуатируются через подъемные трубы и затрубное пространство.

Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют аэрацию или компрессорный способ освоения скважины с помощью передвижных комп­рессоров.

Режим эксплуатации газовой скважины, определяемый ее промышленным дебитом, устанавливают на основании дан­ных исследования.

При исследовании измеряют давление, температуру, де­бит газа, фиксируя параметры работы скважины при каж­дом режиме. Изменение режима, а также регулирование работы газовой скважины осуществляется созданием опре­деленного противодавления на устье. Для этой цели приме­няют штуцеры.

Промышленный дебит газовой скважины приходится огра­ничивать, так как при чрезмерном отборе газа могут проис­ходить следующие осложнения [9]:

1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаной пробки;

2) обводнение скважины краевой или подошвенной водой;

3) вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и ее закупорка;

4) чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования, гидратообразование;

5) значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления;

6) неудовлетворительное состояние скважины (некачествен­ное цементирование, негерметичность, обводнение чужерод­ной водой).

На основании результатов исследования подбирается и ре­гулируется дебит всех эксплуатационных газовых скважин.

Работа газовой скважины контролируется путем требуе­мых замеров, регистрацией рабочих параметров и анализом результатов периодических исследований. Газ из отдельных скважин после замера и сепарации его от влаги и твердых примесей направляется в промышленный газосборный кол­лектор и далее в газосборный пункт, откуда после соответ­ствующей подготовки его для дальнейшего транспортирова­ния поступает в магистральный газопровод.

В пластовых условиях в газе газовых месторождений со­держатся пары воды. В газе газоконденсатных месторожде­ний содержатся также пары конденсата, которые в пласто­вых условиях находятся в насыщенном состоянии, а иногда и в ненасыщенном.

При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижени­ем его температуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан) взаимодействуют с водой и обра­зуют твердые кристаллические вещества, называемые гидра­тами. Каждая молекула перечисленных компонентов способ­на связать шесть-семь молекул воды, например, СН4∙6Н2О, С2Н6∙7Н2О и т. д. По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Они относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях (нагревании, понижении давления) быстро разлагаются на газ и воду.

Образование гидратов происходит при повышенных дав­лениях, низкой температуре и тесном контакте гидратообразующих компонентов газа с водой.

В условиях высокого давления гидраты не могут существо­вать при температуре выше критической. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепарато­ры, нарушить работу измерительных и регулирующих прибо­ров. Очень часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается понижением давления. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудова­ния, особенно при низких температурах окружающей среды.

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях: 1) пре­дупреждение образования гидратов; 2) ликвидация образо­вавшихся гидратов.

Для предотвращения образования гидратов в скважинах применяют следующие методы:

а) устанавливают соответствующий технологический ре­жим эксплуатации скважины;

б) непрерывно или периодически нагнетают на забой сква­жины антигидратные ингибиторы;

в) применяют футерованные насосно-компрессорные (подъем­ные) трубы;

г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жид­кость;

д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений следу­ющим образом:

продувкой в атмосферу с необходимой предварительной вы­держкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород;

закачкой большого объема антигидратного ингибитора не­посредственно на гидратную пробку с выдержкой для разло­жения гидратной пробки и с последующей продувкой в ат­мосферу.

Предупреждают образование гидратов в фонтанной арма­туре и обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа (в зависи­мости от конкретных условий) следующими методами, при­меняемыми самостоятельно или комплексно:

а) обогревом отдельных узлов и участков;

б) вводом в поток газа ингибиторов — метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.;

в) устранением резких перепадов давления, которые вы­зывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

г) систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипомыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дре­нажных патрубков;

д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т. п, в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.

К наиболее эффективным и распространенным из пере­численных способов предупреждения образования гидратов относится способ ввода в газовый поток метанола, т. е. мети­лового спирта (СН3ОН), являющегося понизителем точки за­мерзания паров воды. Метанол вместе с парами воды, насы­щающей газ, образует спиртоводные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количе­ство водяных паров, содержащихся в газе, при этом умень­шается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов становится меньше.

В природных газах кроме паров воды и конденсата могут содержаться также различные твердые примеси (песок, кри­сталлы солей). Твердые частицы в газе разъедают и истирают оборудование и газопроводы, нарушают герметичность арма­туры. Для очистки газа от жидких и твердых примесей у скважин устанавливают газосепараторы. По принципу дей­ствия различают газосепараторы гравитационные и центро­бежные (циклонные).

Гравитационные аппараты бывают вертикальные и гори­зонтальные.

Вертикальные гравитационные аппараты рекомендуют для сепарации газов, содержащих твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют лучшие условия очи­стки и дренажа.

В гравитационном газосепараторе отделение твердых и жидких частиц от газа происходит в результате резкого сни­жения скорости движения струи газа и повороте ее на 180°.

Схема простейшего гравитационного сепаратора показана на рис. 3.13. В этом сепараторе газ из скважины поступает по входной трубе 1 (скорость газа в нем достигает 15 — 20 м/с) и при выходе из нее поворачивает вверх по выкидной трубе 2. При этом сокращается скорость струи и твердые частицы и капли жидкости оседают на дно сосуда. Скопившиеся приме­си удаляются из сепаратора через штуцер 3.

Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400 — 1650 мм, горизонтальные — диаметром 400—1500 мм при максимальном давлении 1 б МПа. При оптимальной скорости газа эффективность сепарации достигает 70 — 80 %. Опыт эк­сплуатации показал, что скорость потока газа на выходе не должна превышать 0,1 м/с при давлении 6 МПа. Из-за боль­шой металлоемкости и недостаточной их эффективности гра­витационные сепараторы применяют редко.

На рис. 3.14 схематически изображена работа циклонного сепаратора. Корпус циклона и патрубок для выхода газа об­разуют внутреннее кольцевое пространство. В нижней части выполнено отверстие для отвода осадка из циклона. При тангенциальном вводе газ в сепараторе приобретает в коль­цевом пространстве и конусе вращательное движение, вслед­ствие чего из газа выпадают механические взвеси (твердые и жидкие) и опускаются в сборный бункер. Газ с уменьшенной скоростью выходит через выходной патрубок.

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 выше производительность эксп­луатационной скважины или поглотительная способность на­гнетательной скважины 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 их призабойные зоны 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 снизиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глини­стыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными

Рис. 3.14. Гравитационный односекционный сепаратор (а) и схема движе­ния газов в циклоне [б)

механическими примесями, имеющимися в зака­чиваемой воде (ил, глина, оксиды железа). 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 сочетании 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 [9]. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге уве­личивает проницаемость пород для нефти.

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 фтористо-водородную (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 (СаСl2) и хлористый магний (МgС12), вследствие их высокой растворимости не вы­падают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. Пос­ле обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются на поверхность. 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 получают при расширении поровых каналов и очистке их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под воздействием кислоты иногда образуются узкие кавернозные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебит. 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) в целях 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): уникол, 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 уникола снижается следующим образом: при дози­ровке 0,05 % — в 15 раз, при дозировке 0,25 % — в 42 раза.

В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальтосмолистых веществ, кислотная обработка будет более эф­фективной, если забой предварительно прогреть, 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, однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество теплоты, 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 рационально 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 на-сосно-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 скважины в интервале его обработки.

Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачивае­мой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают от­сортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь другими, становятся проводника­ми нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров. Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, запол­ненные крупнозернистым песком, обладают значительной про­ницаемостью.

Дебиты скважин после гидроразрыва пласта часто увели­чиваются в несколько раз. Операция ГРП состоит из следую­щих последовательно проводимых этапов:

1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин;

2) закачка жидкости-песконосителя;

3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песко­носителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.

Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: углеводородные жидкости и водные растворы.

Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.

Углеводородные жидкости применяют в нефтяных сква­жинах. К ним относятся: сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтями; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.

Водные растворы применяют в нагнетательных скважи­нах. К ним относятся — вода; водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, загущен­ная различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.

При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

Так как при незначительной вязкости для достижения дав­ления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно работающих насосов. Если вязкость жидкости превышает допустимые значения, для образования трещин необходимы высокие давления, так как с увеличением вязкости растут потери при прокачке жидкости по трубам.

Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетво­рять следующим требованиям: 1) иметь высокую механичес­кую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные по­душки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; 2) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по со­ставу кварцевый песок с размерами зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Требуемое количество песка для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. В сильнотрещиноватые породы (известняки и доломиты) закачивается до нескольких десятков тонн песка. Значительное количество песка закачи­вают также и в рыхлые породы, обычно уже дренированные при предыдущей эксплуатации и предрасположенные к пробкообразованию. В пласты, сложенные из песчаников и мало­трещиноватых известняков, целесообразно закачивать 8 — 10 т песка на скважину. В отдельных случаях это количество умень­шают до 4 — 5 т или, наоборот, увеличивают до 20 т. Концен­трация песка в жидкости-песконосителе, в зависимости от ее фильтруемости и удерживающей способности, может коле­баться от 100 до 600 кг на 1 м3 жидкости.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19