Учебное пособие по дисциплине «Нефтегазовые технологии» для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности»

Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачка последовательно в пласт жидкости для образования трещин; жидкости насыщенной песком; жидкости для продавливания песка в трещины (рис.5.8). Т.к. в большинстве случаев на всех этапах используется жидкость с одинаковыми свойствами, ее называют жидкость разрыва. При ее выборе учитывают такие параметры, как вязкость, фильтрация и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии. Обычно в качестве жидкости разрыва применяют углеводородные жидкости, водные растворы, водонефтяные и нефтекислотные эмульсии. Песок для заполнения трещин должен иметь высокую механическую прочность и не разрушаться под действием веса пород. Таким является крупнозернистый однородный кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм. Давление гидроразрыва чаще всего равно 1,5-2,5 гидростатического давления в скважине. Концентрация песка в жидкости, в зависимости от ее удерживающей способности, колеблется от 100 до 600 кг на 1 м³ жидкости. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм, по которым жидкость разрыва направляется к забою.

Рис.5.8 Схема гидравлического разрыва пласта I – нагнетание жидкости для разрыва; II – нагнетание жидкости с песком; III – нагнетание жидкости продавливания. 1 – глины; 2 – нефтяной пласт

Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на зону фильтра и на нижнюю поверхность пакера. На трубах устанавливают гидравлический якорь (рис.5.9 )

Рис.5.9. Расположение пакера и якоря в скважине: 1 – обсадная колонна; 2 – НКТ; 3 – гидравлический якорь; 4 – пакер; 5 – продуктивный пласт; 6 – хвостовик

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Максимальное давление насосных агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с.Для смешивания жидкости с песком применяют пескосместительные установки.

Метод гидропескоструйной перфорации (ГПП) основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. Струя жидкости с песком образует прорезь в обсадной колонне, в цементном камне и породе пласта (рис.5.10). Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне труб с помощью того же наземного оборудования, что и для гидравлического разрыва пласта.

В корпусе гидроперфоратора (рис.5.11) имеются гнезда для держателей насадок и заглушек.

Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм, изготовляемые из абразивостойких сплавов, установлены под углом 2-3⁰ к горизонтальной плоскости, что повышает абразивное действие струи. В нефтяных скважинах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных – воду. В качестве абразивного материала используют кварцевый песок с концентрацией в жидкости 50-100 г/л. Скорость прокачки смеси жидкости с песком составляет 3,0-4,0 л/с на одну насадку. В этом случае скорость выходящей из насадки струи равна 200-260 м/с, а перепад давления в насадках 18-22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта составляет 15-20 мин.

Рис.5.10 Схема гидропескоструйной перфорации	Рис.5.11 Гидроперфоратор 1 – хвостовик; 2 – корпус; 3 – шариковый клапан; 4 – держатели насадок; 5 – стопорное кольцо; 6 – насадки; 7 – заглушки.

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия образуются новые и расширяются старые трещины и происходит очистка призабойной зоны. В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.

Один из вариантов импульсно-ударного воздействия на пласт – разрыв его пороховыми газами - основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате. Рекомендуется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.

Производство взрыва в скважине называют торпедированием, а предназначенный для взрыва заряд взрывчатых веществ – торпедой. Различают торпеды фугасные (ненаправленного действия) и кумулятивные (взрыв направлен по горизонтали или вертикали). Процесс торпедирования состоит в том, что заряженную взрывчатом веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся в радиальном направлении.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. При прогреве парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность.

Призабойную зону прогревают электронагре­вателями и газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.

В скважину спускают электронагреватель на кабель-тросе, которым прогревают зону обычно в течение нескольких суток.

Электронагреватель может быть установлен стационарно в лифтовую колонну ниже штангового насоса. Электроэнергия к нагревателю подается по электрическому кабелю, спускаемому вместе с колонной НКТ и прикрепленному к ней снаружи.

Закачка в скважину горячих жидкостей (нефть, дизельное топливо и др.) проводится с помощью насосов обычно через межколонное пространство без остановки ра­боты скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.

При паротепловой обработке скважин теплоносителем служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ),) смонти­рованных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соеди­няют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.

Для предохранения колонны над верхними отверстиями фильтра от воздействия нагнетаемого в скважину пара устанавливают термостойкий пакер. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После этого эксплуатацию скважины возобновляют.

Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки, гидравлический разрыв пласта, торпедирование, а также отбор газа из скважин под вакуумом.

Контрольные вопросы.

2.Объект и системы разработки,

3. Оценка систем разработки,

4. Основные методы воздействия на продуктивные пласты,

5. Регулирование процесса разработки,

6. Нефтеотдача и газоотдача пластов,

7. Методы и системы заводнении,

8. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН),

9. Увеличение нефтеотдачи высоковязких нефтей,

10. Методы увеличения производительности скважин.

При эксплуатации нефтяной залежи одновременно протекает два взаимосвязанные процесса:

- движение жидкости и газа к забою под действием пластовой энергии,

- подъем жидкости от забоя на поверхность.

Способ извлечения нефти из скважин в процессе разработки месторождения не остается постоянным.

При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно не только для продвижения нефти к забою скважины, но и для подъема ее на дневную поверхность

Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет природной энергии называют ф о н т а н н ы м.

По мере падения пластового давления природной энергии становится недостаточно для подъема жидкости до устья скважины, а только на определенную от забоя высоту. Установившийся при этом уровень в стволе скважины называют статическим, а давление столба жидкости на забой равно пластовому давлению (2.3).

Способ эксплуатации, при котором недостающую энергию для подъема жидкости выше статического уровня следует вводить в каком либо виде с поверхности, называют м е х а н и з и р о в а н н ы м.

Механизированный подъем производится с помощью энергии вводимого в скважину сжатого газа или извлекается различными типами насосов. Подъем жидкости и газа происходит по спущенной в скважину подъемной (лифтовой) колонне при всех способах эксплуатации. Подъемная колонна составлена из насосно-компрессорных труб (НКТ) и соединена на поверхности с устьевой арматурой. В зависимости от способа эксплуатации трубы и составленные из них колонны называют фонтанными, компрессорными или насосными.

Скважина может фонтанировать под действием гидростатического напора жидкости и энергии сжатого газа.

В первом случае скважина фонтанирует, когда пластовое давление больше гидростатического давления столба жидкости.

Р_пл > ρ_жgH (6.1)

При установившемся режиме эксплуатации забойное давление определяют по уравнению притока в зависимости от дебита скважины.

Из выражения (4.5) Р_заб = Р_пл – (Q/К)

Необходимое для подъема продукции скважины забойное давление Р_заб компенсирует гидростатическое давление столба жидкости р_жgН, потери на трение Р_тр и давление на устье скважины Р_у

Р_заб = ρ_жgН + Р_тр + Р_у (6.2)

где: ρ_ж - плотность жидкости,

Н – глубина скважины.

Р_у – давление на устье скважины.

Р_тр – гидравлические потери на трение в трубах (определяется по формулам гидравлики Р_{тр =} 8 λ Q² ρ_ж /π² d⁵ где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений, d – внутренний диаметр труб).

При этом гидравлические потери пропорциональны длине подъемных труб и являются функцией линейной (рис.6.1а)

Таким способом фонтанируют скважины водяные (артезианские) и нефтяные скважины, у которых давление на устье Р_у больше давления насыщения нефти газом Р_н (Р_у > Р_н).

Фонтанирование нефтяных скважин происходит при пластовом давлении меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости в скважине, что обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. Во время подъема продукции скважины со снижением давления до давления насыщения, в колонне подъемных труб выделяется растворенный в нефти газ и образуется газожидкостная смесь (ГЖС), плотность которой ρ_см меньше плотности жидкости ρ _ж ( ρ _см < ρ _ж)

Условия фонтанирования в этом случае Р_пл > g Н,

а забойное давление Р_заб = g Н + Р_тр + Р_у (6.3)

где _– средняя плотность смеси вдоль колонны подъемных труб, величина которой уменьшается по мере подъема к устью.

Р_тр – потери на преодоление гидравлических сопротивлений при движении по трубам газожидкостной смеси.

Проблемы расчета движения ГЖС в трубах окончательно не решены. Универсальная зависимость для коэффициента гидравлических потерь при движении ГЖС, а также относительной скорости газа в потоке смеси не найдены [ 4 ].

В нефтяной скважине от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения Р_н движется однородная жидкость по линейному закону.

На глубине, где давление равно Р_нас из нефти начинает выделяться газ и выше в подъемной колонне движется жидкость и газ (двухфазный поток) с постоянным увеличением газовой фазы по мере приближения к устью, а давление изменяется по не линейному закону (рис.6.1б). Если забойное давление Р_заб меньше давления насыщения Р_нас, то по всей длине колонны движется ГЖС и нелинейная зависимость давления будет по всей глубине скважины.

рис 6.1 а .Зависимость давления от глубины скважины Н при дебитах Q2>Q1	рис. 6.1.б Кривые изменения давления с глубиной в фонтанной скважине при дебите Q2>Q1
Рис.6.1 в Кривые изменения давления с глубиной в газлифтной скважине	Рис 6.1 г Кривые изменения давления с глубиной в насосной скважине

Соотношение смеси жидкости и газа при движении по колонне подъемных труб изменяется в зависимости от соотношения объемных расходов обеих фаз, (жидкой и газообразной), от средней скорости движения смеси и от диаметра труб. В соответствии с этим различают три режима движения газожидкостной смеси (рис. 6.2).

Рис. 6.2 Структура газожидкостной смеси при движении ее в вертикальных трубах

На практике все три режима могут быть установлены в одной колонне труб: в нижней части – пузырьковый, выше снарядный и ближе к устью дисперсионно- кольцевой.

По мере снижения величины пластовой энергии дебит фонтанных скважин уменьшается, а когда ее становится недостаточно для подъема жидкости до устья скважины, процесс фонтанирования прекращается.

Фонтанирование можно продлить искусственно путем нагнетания сжатого газа в поток продукции скважины.

Система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущенных в нее труб, в которой подъем жидкости производится с помощью сжатого газа, называют г а з л и ф т о м

При газлифтной эксплуатации для уменьшения плотности продукции в нее на глубине L вводится дополнительное количество свободного газа, в результате давление столба жидкости снижается, и величина забойного давления достаточна для подъема более легкой смеси (создаются искусственно условия фонтанирования) (рис.6.1в).

При насосном способе эксплуатации на глубину L спущен насос, давление на выкиде которого Р_в обеспечивает подъем жидкости с этой глубины на поверхность.(рис.6.1 г)

Схема устройства скважин для фонтанной и газлифтной эксплуатации приведены на рисунке 6.3

Подбором диаметра подъемных труб можно регулировать использование пластовой энергии и скорость подъема жидкости.

На устье фонтанных, газлифтных и газовых скважин устанавливается ф о н т а н н а я арматура.

В фонтанной скважине (рис.6.3.а) нефть в нее притекает из пласта 1 через фильтровую часть 2 и поступает в эксплуатационную колонну 4. Верхний конец колонны подъемных труб соединен с фонтанной арматурой 5 и 6. В систему арматуры включен штуцер 7, представляющий корпус с цилиндрическим каналом малого диаметра. Назначение штуцера заключается в ограничении величины притока нефти в скважину путем регулирования устьевого давления Р_у.

Основа большинства существующих методик расчета ГЖС при движении по внутреннему каналу фонтанной колонны – эмпирические зависимости, устанавливаемые для условий конкретного месторождения. Подбор фонтанного подъемника заключается в определении его длины и диаметра внутреннего канала. Выбирают диаметр труб из расчета величины планируемой добычи и заданной депрессии, глубины спуска подъемника и плотности добываемой жидкости. Диаметр колонны определяют по графикам, составленных на основе экспериментальных данных или вычисляют по формуле:

где

d – внутренний диаметр фонтанных труб, мм.

L – длина подъемника, м

Р₁ и Р₂ – давление соответственно у башмака лифта и на устье, Па

ρ – плотность жидкости, кг/м³

Рис.6.3 а Рис.6.3 б

1-эксплуатационная колонна, 2 – НКТ, 3 – башмак, 4 – фланец, 5 – фонтанная арматура, 6 – штуцер.

б) Устройство скважины для газлифтной эксплуатации.

1 - обсадные трубы, 2 – подъемные трубы, 3 – газовые трубы.

Схема фонтанирования в скважинах с забойными давлениями большим и меньшим давления насыщения показана на рис.6.3 а.

Оборудование устья скважины всех типов предназначено для подвески подъемных колонн, герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации. При фонтанном и газлифтном способах добычи нефти оборудование устья составлено из одинаковых узлов и деталей по подобным схемам.

Рис. 6.3 а. Схема скважин при фонтанировании а – при давлении на забое меньше давления насыщения (рс<рнас); б – при давлении на забое больше давления насыщения (рс>рнас)