21-билет
І. Солянокислотная обработка забоя скважины. Назначение, физическая сущность обработки. Виды соляно-кислотных обработок.
ІІ. Погружной электроцентробежный скважинный насос, устройство и принцип его действия
ІІІ. Системы разработки нефтяной залежи с использованием природной энергии.
Солянокислотная обработка забоя скважины. Назначение, физическая сущность обработки, Виды солянокислотных обработок.
Для увеличения дебита газовых скважин широкое применение находят обработки призабойной зоны. Для этого используют способность кислоты растворять различные породы, слагающие продуктивный пласт, что увеличивает проницаемость призабойной зоны, создает благоприятные условия для ее очистки от различных загрязнений и увеличения дебита газа. Основной кислотой для обработки скважин является соляная кислота. Применение ее основано на способности растворять карбонатные породы пласта (известняки, доломиты) с образованием легко растворимых в воде продуктов реакции:
СаСО3MgCO3+4HCl=CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2.
СаСО3 +2НСl = СаСl2 + Н2О + СО2;
1м315%-ой соляной кислоты растворяет около 0,081м3 (220кг) известняка. В результате реакции выделяется около 52,5м3 углекислого газа и образуется около 244кг хлористого кальция СаСl2. При кислотной обработке скорость реакции пропорциональна концентрации кислоты и температуре и обратно пропорциональна давлению.
Наряду с соляной кислотой применяют смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот, так называемую глинокислоту. Данная кислота способна растворять силикатные или карбонатные породы по схеме
SiO2+4HF=2H2O+SiF4
CaCO3+2HF=CaF2+CO2+H2O.
Соляную кислоту применяют для обработки коллекторов, представленных карбонатными породами или песчаниками с относительно высоким содержанием карбонатов. Соляная кислота, поставляемая заводами, является сильно концентрированной, поэтому ее необходимо разбавлять. Кроме того, она имеет сильно корродирующие свойства, которые резко возрастают с повышением температуры. Для уменьшения влияния соляной кислоты на оборудование в нее добавляют ингибиторы. Вводимые в кислоту ингибиторы не останавливают, а резко замедляют реакцию между кислотой и металлом, в результате чего потери металла после применения ингибиторов составляют 2-5%. В качестве ингибитора применяют формалин, представляющий собой 40%-ный раствор формальдегида Н2С-О в воде, а также уникод ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411
Формалина добавляется 5-6кг. На 1т. 10-12%-ного раствора кислотыДля ингибирования кислоты применяют также униколы, представляющие собой продукты отхода лесохимической промышленности.
Выбрать тот или иной реагент для ингибирования следует с учетом изменения скорости реакции породы с кислотой. Установлено, что формалин не влияет на скорость растворения карбонатов кислотой. Уникол же замедляет эту реакцию.
Соляная кислота, взаимодействующая с железом и глинами, образует соли железа и алюминия, которые в пластовых условиях выпадают в осадок. Реагируя с цементом и песчаником, кислота образует гель кремневой кислоты, также выпадающей в осадок. Для предупреждения выпадения этих осадков в кислотный раствор добавляют стабилизаторы - уксусную и плавиковую кислоты. Добавление 0,4-2%(по объему) уксусной кислоты позволяет удерживать в растворе соли железа и алюминия. Добавка 1-2%-ной плавиковой кислоты способствует лучшему растворению цементной корки. Является интенсификатором кислоты и предупреждает образование геля кремневой кислоты.
Эффект кислотной обработки призабойной зоны зависит от глубины проникновения раствора, особенно в плотные малопористые участки пласта , и полноты удаления продуктов реакции при последующем освоении скважины. С целью увеличения проникающей способности раствора в поры пласта и возвращения продуктов реакции в раствор кислоты добавляются поверхностно-активные вещества. ПАВ, вводимые в раствор кислоты, снижают поверхностное натяжение кислоты и продуктов реакции. В качестве ПАВ применяют пихтовые масла и различные спирты. Порядок добавления различных реагентов в кислоту при ее подготовке следующий: вода-ингибиторы - стабилизаторы ( уксусная и плавиковая кислоты) – техническая соляная кислота - хлористый барий - ПАВ.
Скважину до обработки необходимо тщательно очистить от песка, грязи, продуктов коррозии. При наличии подошвенных вод низ скважины изолируют заливкой раствора хлористого кальция плотностью 1200-1300кг/м3 или соленой водой, плотность которой на 100-150кг/м3 больше плотности кислотного раствора. Для получения 1м3 раствора хлористого кальция плотностью 1200кг/м3 необходимо 540кг твердого СаС12 растворить в 660л. воды. Для получения 1м3 раствора плотностью1300кг/м3 требуется 830кг твердого СаС12 и 470л. воды.
Соляно - кислотную обработку скважин осуществляют через насосно-компрессорные трубы. Вначале скважину глушат продавочной жидкостью и устанавливают циркуляцию (положение1). Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем вытесненной из скважины жидкости равен объему кольцевого пространства. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта (положение 2). После этого закрывают межтрубное пространство и закачивают весь объем раствора в скважину. Кислота при этом поступает в пласт (положение3). Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту, затем продавливают в пласт продавочной жидкостью (нефтью или водой) (положение 4).
Соляно - кислотный раствор определенной концентрации с учетом всех вводимых в него реагентов приготавливают непосредственно перед его применением. Концентрацию полученной кислоты в полевых условиях контролируют ареометром.
Количество и концентрацию кислоты для обработки скважины выбирают, исходя из пластовых условий. Скважины с высоким пластовым давлением, за счет которого после обработки может создаваться повышенная депрессия, обрабатываают12-15%-ной кислотой. В скважинах с небольшим пластовым давлением для улучшения условий извлечения продуктов реакции следует применять кислоту концентрацией 8-12% (при более высокой концентрации кислоты образуются высоковязкие продукты реакции, трудно извлекаемые из пор пласта). При этом верхние пределы концентраций рекомендуются для малопроницаемых, нижние- для хорошо проницаемых пород. Объем кислоты, нагнетаемой в пласт, рекомендуется брать от 0.4 до 1.5м3 на 1м. толщины обрабатываемой части пласта. При этом 0.4-0.6м3/м кислоты берут при слабопроницаемых породах, 0.8-1.0м3/м - для пород средней проницаемости, 1-1.5м3/м для пластов высокой проницаемости.
В зависимости от пластового давления рекомендуются следующие сроки выдержки кислоты в скважинах:
Давление, МПа………….до 0.7 0.7-2.0 2.0-6.0
Время выдержки, ч………..3 – 6 12 – 24 до 30 и более
Результаты обработки проверяют по коэффициенту продуктивности скважины до обработки и после нее. А также по суммарному количеству газа, добытого из скважины за определенное время после обработки кислотой.
Рисунок 1 - Схема проведения кислотной обработки
Если в призабойной зоне наблюдается отложение парафинистых и асфальтосмолистых веществ, то целесообразно проводить термохимическую или термокислотную обработку.
Под термохимической обработкой (ТХО) понимается процесс воздействия на породы призабойной зоны пласта горячей соляной кислотой, причем нагревается она на глубине за счет теплоты экзотермической реакции между прокачиваемым раствором кислоты и реагентным материалом (обычно магнием). Если термохимическая обработка сопровождается кислотной обработкой, то такую комбинированную обработку называют термокислотной (ТКО).
Термохимическая обработка основана на реакции:
Mg + 2HCl + H2O = MgCl2 + H2O + H2 + 461.38кДж.
Концентрация кислоты в исходном растворе принимается такой (14-18%), чтобы после реакции с магнием остаточная концентрация была достаточной (10-12%) для активного воздействия на породы. В зависимости от степени необходимого нагрева на 1кг. магния принимают 50-100л. раствора.
По технологии проведения кислотной обработки различают:
Внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО) –можно проводить с помощью термонаконечника, через который прокачивается солянокислотный раствор. Предварительно в термонаконечник загружают 40-100кг. магния (в виде стружки или гранул). Для доставки гранул магния в зону реакции целесообразно использовать химически инертные по отношению к магнию жидкости (например дизельное топливо, керосин, газоконденсат). При ВСТХО гранулированный магний подают в затрубное пространство, а кислотный раствор закачивают в НКТ. Реакция магния с кислотой проичходит либо ниже башмака НКТ, либо в затрубном пространстве напротив продуктивного пласта, где гранулы магния псевдоосаждаются восходящим потоком кислотного раствора.
Внутрипластовая термохимическая обработка заключается в заполнении трещин гидроразрыва смесью песка и гранулированного магния соляно кислотным раствором. Эффективность ВПТХО обеспечивается действием четырех факторов: механического (разрыв или раскрытие трещин пластаи увеличение проницаемости трещин после растворения магния из смеси с песком); теплового ( расплавление органических отложений); термокислотного (воздействие на освобожденные от органических отложений породы нагретым кислотным раствором внутри пласта); гидрогазодинамического (регулирование массообменных процессов и улучшения освоения скважины и очистки призабойной зоны от загрязняющих продуктов. Для эффективного обогрева скважины рекомендуется сразу после окончания продавки кислотного раствора отобрать из скважины 30-40% объема закаченного кислотного раствора, а через 30мин.- оставшуюся часть закаченной жидкости и пустить скважину в работу. Для этого целесообразно продавку осуществлять закачкой газа. Количество магния должно составлять 20% от общей массы магния и песка, что обеспечит 4-6-кратное увеличение проницаемости трещины.
Кислотный раствор готовят, централизовано или же у скважины в строгой последовательности: В воду вводят ингибитор и стабилизатор, соляную кислоту, перемешивают и добавляют ВаС12, перемешивают и вводят интенсификатор, перемешивают и выдерживают до осветления раствора (2-3ч). При работе должны использоваться защитные приспособления (спецодежда, резиновые перчатки, очки), быть в наличии средства оказания первой медицинской помощи.
1) Стабилизаторы—водорастворимые вещества, стабилизирующие свойства кислотного раствора. С целью предотвращения выпадения или удаления солей А1 и Fe используют, как правило, уксусную кислоту (СН3СООН). Добавка уксусной кислоты изменяется от 0,8 до 2% от объема кислотного раствора.
2) Ингибиторы — водорастворимые вещества, понижающие коррозионную активность НС1. В качестве ингибиторов используют формалин (до 1%), уникол ПБ-5 (0,05-0,1%) и др.
3) Интенсификаторы — вещества, обеспечивающие удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (поверхностно-активные вещества — ПАВ). ПАВ снижают межфазное натяжение, способствуют выносу воды и отмыву нефти с поверхности горной породы. В качестве интенсификаторов используются также спирты, сульфокислоты.
Погружной электроцентробежный скважинный насос, принцип устройства и действия.
Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.
Установка погружного центробежного электронасоса (рис.) состоит из наземного и подземного оборудования. К наземному оборудованию скважин относятся устьевая арматура 7, барабан со стойками для кабеля, автоматичес¬кая станция управления 10 и автотрансформатор 9. Авто-трансформатор предназначен для компенсации падения на¬пряжения в кабеле 6, подводящем ток к погружному элект¬родвигателю 1. Для защиты от окружающей среды авто¬трансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически включать или выклю¬чать агрегат и контролировать его работу (отключать агре¬гат при прекращении подачи жидкости, при перегрузках и коротких замыканиях). Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герме¬тизации затрубного пространства с учетом ввода в него кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрез¬мерном увеличении его давления.
Подземное оборудование состоит из насосного агрегата, бронированного кабеля б. Погружной насосный аг¬регат, в собранном виде спускаемый в скважину на подъем¬ных трубах 5, состоит из центробежного многоступенчатого насоса и погружного электродвигателя с гидрозащитой. Все эти узлы соединены между собой фланцами. Гидрозащита — один из важнейших узлов погружного аг¬регата. Она предохраняет электродвигатель от попадания в его полость пластовой жидкости. Это достигается тем, что в полости электродвигателя, заполненного жидким мас¬лом, создается давление, превышающее давле¬ние окружающей среды. Гидрозащита компен¬сирует также утечки масла из двигателя и обес¬печивает подачу масла к подшипникам насоса.
Насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуата¬ционной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.
Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса.
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки - фильтра, к насосу подключают насосный - газосепаратор.
Газосепаратор работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.
Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор 9 и стан¬цию управления 10 поступает по кабелю 6 к электродвигате¬лю 1, в результате чего электродвигатель вращает вал насоса и приводит таким образом его в действие. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме насоса, и нагнетается по насосным трубам на повер¬хность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в трубах над насосом смонти¬рован обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса,
Кроме того, над насосом устанавли¬вают спускной клапан, (ввинчивается в корпус обратного клапана). через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.
Погружной электронасос представляет собой набор лопаток (ступеней), составляющих ротор насоса и направляющих ап¬паратов, являющихся статором. Лопатки и элементы, состав¬ляющие статор, изготовляют из чугуна.
Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к центральной открытой части рабо¬чего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение. Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток час¬тицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к пери¬ферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасывае¬мая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, сле¬довательно, значительной кинетической энергией — энерги¬ей движения. Для преобразования этой энергии в энергию давления служат специальные направляющие устройства — лопаточные диффузоры, устанавливаемые за рабочим коле¬сом. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения, постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.
Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диа¬метр, 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 на¬пор, применяют двухсекционные или трехсекционные насосы.
Погружные центробежные электронасосы (ЭЦН) применя¬ют для работы в скважинах, закрепленных обсадными труба¬ми диаметрами 140, 146 и 168 мм с внутренними диаметрами соответственно 121,7, 124 и 144,3 мм. Для эксплуатации сква¬жин, в продукции которых содержится большое количество песка (до 1,0 % от количества извлекаемой жидкости), центро¬бежные насосы изготовляют в износостойком исполнении.
К основным параметрам погружного насоса относятся его подача О и развиваемый напор Н. Величина напора характе¬ризует высоту, на которую жидкость может быть поднята с помощью данного насоса. Напор и подача, — взаимозависи¬мые величины: чем выше развиваемый данным насосом на¬пор, тем ниже его подача. Это хорошо видно из рис. 2.
Рис. 1. Рабочая харак¬теристика ЭЦН
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 рассматривае¬мом 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 трех¬фазные, асинхронные с короткозамкнутым ротором. При ча¬стоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала со¬ставляет 3000 об/мин.
Так как диаметр корпуса двигателя ограничен внутрен¬ним диаметром эксплуатационной колонны (121,7—144,3 мм), с целью обеспечения необходимой мощности длина их со¬ставляет 4,2 — 8,2 м. Мощности выпускаемых погружных дви¬гателей в зависимости от типа насоса могут быть от 14 до 125 кВт, их диаметр — от 103 до 123 мм.
Критерии применения ЭЦН:
среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);
максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм2/с;
максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);
микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;
максимальное содержание попутной воды - 99%;
максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %,
максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);
температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.
Системы разработки нефтяной залежи с использованием природной энергии.
Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод. Систему применяют для залежей пластового типа с водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в чисто нефтяной части залежи замкнутыми рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности соблюдается шахматный порядок расположения скважин. Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами устанавливаются несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенного пласта не перфорируют. В процессе разработки размеры залежи уменьшаются и постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, а затем скважины последующих рядов. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод. Систему применяют для залежей массивного типа. Обычно на всей площади такие залежи подстилаются водой, которые обладают водонапорным или активным водонапорным режимом. При разработке таких залежей обводняются интервалы залежи, расположенные на одних гипсометрических отметках. Размещение скважин и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров. При высоте залежи, составляющей 200-300 метров и более, скважины располагают по сетке, сгущающейся к центру. При низкой вязкости нефти (до 1-2 мПа*с), высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно перфорирование верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении коллектора или при повышенной вязкости нефти реализуется последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх. Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии, выделяющегося из нефти газа (режим растворенного газа). Разбуривание залежи производится по равномерной и более густой сетке, чем рассмотренные ранее. Перфорация во всех скважинах осуществляется по всей нефтенасыщенной толщине. Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГНК для избежания конусообразований. Систему применяют для залежей с относительно небольшими газовыми шапками Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК. Система предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных отборов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Такие системы применяются при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта. Предусматривается равномерная сетка скважин.