Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\ Освоение скважин

		СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ОСВОЕНИИ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ ГАЗООБРАЗНЫХ ВЕЩЕСТВ
	В нефтяной промышленности успешно развиваются технологические про­цессы, связанные с использованием газообразных веществ, в частности азо­та, природного газа и воздуха. Применение газообразных веществ и их сме­сей с жидкостями позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы. Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико-химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов. Газообразный азот, используемый в нефтяной промышленности, взрывобезопасный, химически малоактивный, нетоксичный. Круг задач, ре­шаемый в нефтепромысловой практике с использованием азота, весьма ши­рокий и разнообразный. Ниже будут рассмотрены особенности и преимуще­ства технологических процессов вызова притока из пластов после вскрытия, азотогидропескоструйной перфорации, термообработки и кислотной обработ­ки скважин с применением азота, описан опыт их внедрения. Жидкий азот получают при разделении воздуха путем низкотемпера­турной ректификации. Производительность установок для разделения возду­ха составляет 0,2-1,6 т/ч жидкого азота. Имеются также небольшие (массой 5 т) стационарные установки по производству жидкого азота производитель­ÌÓÒÚ¸˛ 0,055 Ú/˜. Перевозку жидкого азота от места производства до нефтепромыслов можно также осуществлять изотермическими цистернами объемом около 25 м3 железнодорожным транспортом или цистернами типа ТРЖК (ЦТК) объ­емом 3-7 м3 автотранспортом. Слив и складирование жидкого азота осуще­ствляют в цистерны вместимостью 25—100 т. Физико-химические свойства азота. Газообразный азот бесцветен, не обладает запахом и вкусом, не токсичен, масса 1 м3 газообразного азота при нормальных условиях составляет 1,25 кг. При температуре -195,8 °С газообразный азот превращается в бесцвет­ную подвижную жидкость плотностью 808 кг/м3, а при дальнейшем охлаж­дении - в твердую массу с температурой плавления -209,9 °С. Теплота па­рообразования азота равна 199,3 Дж/г. При испарении 1 м3 жидкого азота получаем 702,5 м3 газообразного азота при 20 °С и давлении 0,1 МПа. При температуре tKV = -147 °С и давлении ркр = 3,35 МПа азот обладает плотностью 311 кг/м3 и находится в критическом состоянии. Газообразный азот слабо растворим в нефти и воде. Растворимость азота в нефти Битковского месторождения (рн = = 850 кг/м3), по данным исследования на установке УГР-3, приведена в Ú‡·Î. 9.1. 265

	Таблица 9.1 Растворимость азота в нефти
	Давление, МПа РастворимостьСм3/!^3) при температуре, С 23,5 50,5 88 10 20 30 40 18,0 33,2 47,0 57.1 17,0 29,6 40,5 49,2 20,4 31,0 45,0 55,2
	Таб ли ца 9.2 Растворимость азота в воде
	Давление, Растворимость (м'/м3) при температуре, С МПа 25 50 75 100 0,1 0,014 0,011 0,009 0,009 2,5 0,348 0,273 0,254 0,256 5,0 0,674 0,533 0,494 0,516 10,0 1,264 1,011 0,946 0,986 20,0 2,257 1,830 1,732 1,822 30,0 3,061 2,534 2,413 2,546 50,0 4,141 3,720 3,583 3,800
	Как видно из таблицы, растворимость с изменением температуры меня­ется незначительно. В воде азот растворяется значительно хуже. Растворимость азота в воде приведена в табл. 9.2. При давлении до 30 МПа сжатие азота происходит практически без от­клонений от законов идеальных газов и изменение объема описывается за­висимостью у У,-273,2р,                                                                                                                    /9 j) V° - Po(273,2 + t) '                                                                                                                                   КУЛ' где VQ, ро - объем и давление в нормальных условиях; Vt, pt - объем и дав­ление в данных условиях; t — температура. Вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти с растворенным азотом снижаются. Азот, закачанный в скважины, сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами. Поскольку плот­ность газа азота составляет 1,25 кг/м3, следовательно, он тяжелее углеводо­родных газов и при закачке в скважины будет находиться в нижней части ствола. В присутствии азота повышается давление насыщения нефти угле­водородными газами. Фильтрация азотожидкостных смесей через пористую среду проходит при более высоких давлениях, чем фильтрация жидкости. Смесь азота с воздухом, содержащая менее 5 % кислорода, предотвра­щает возникновение взрыва при закачке в нефтяные скважины.
	9.1. УСТАНОВКИ ДЛЯ ТРАНСПОРТА И НАГНЕТАНИЯ АЗОТА В СКВАЖИНЫ Для транспорта жидкого азота к скважинам используют азотные газифика-ционные установки. Из выпускаемых отечественной промышленностью уста­новок наилучшими параметрами применительно к нефтегазодобывающей промышленности обладает установка АГУ-6000-500/200 или то же АГУ-8К (далее - АГУ), показанная на рис. 9.1. 266

	Рис. 9.1. Азотная газификационная установка
	Установка АГУ состоит из автомашины КРАЗ-219-Б, резервуара ТРЖК-5, резервуара погружного насоса KB 6101 или ТРЖК-7, погружного насоса жидкого азота НЖК-29М или НСГ-500/200, испарителя. Завод-поставщик гарантирует нормальную работу установки с учетом использования запасных частей в течение 5000 ч. Резервуар ТРЖК-5 включает сосуд для жидкого азота с арматурой и кожух. Пространство между кожухом и сосудом заполнено порошковым аэрогелем и отвакуумировано. Для увеличения вакуума применяется цео­лит. Сосуд выполнен сварным из листовой стали Х18Н9Т. В нижней части резервуара установлены испарители, изготовленные, как и все элементы обвязки, из стали Х18Н10Т. Объем сосуда составляет 5600 л, максимальное рабочее давление -0,25 МПа. При хранении (при температуре 20 °С и давлении 0,1 МПа) ис­паряется 1,75 кг/ч жидкого азота. С учетом потерь и остатка одна установка АГК-8К вырабатывает 3500 м3 газообразного азота. Резервуар погружного насоса KB 6101 выполнен аналогичным образом и отличается от резервуара ТРЖК-5 лишь размерами. Для перекачки сжиженного азота из резервуара под давлением пред­назначен насос НЖК-29М или 12НСГ 500-200. Подача насоса по жидкому азоту составляет 500 л/ч при давлении нагнетания 22 МПа. Насос приво­дится в движение электродвигателем мощностью 13 кВт через редуктор. Газификация подаваемого насосом жидкого азота осуществляется в ис­парителе. Испаритель состоит из змеевика, выполненного из латунной трубки и заключенного в наполненный водой алюминиевый кожух. Для уменьшения потерь теплоты в окружающую среду кожух термоизолирован. Для нагрева воды в испарителе используются девять трубчатых электрона­гревателей мощностью по 6 кВт, напряжением 220 В. Полная мощность, потребляемая одной установкой, составляет 68 кВт. Для проведения промысловых работ обычно используются две установ­ки. Питание их осуществляется от сети потребителя или от передвижной электростанции мощностью 200 кВт. 267

	9.2. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН АЗОТОМ
	9.2.1. О ПРИМЕНЕНИИ ГАЗООБРАЗНЫХ АГЕНТОВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН Применение газообразных агентов - наиболее перспективное направление развития методов снижения уровня в скважинах. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса в широких пределах расходов и давлений. Газообразные агенты могут обес­печить быстрое опорожнение глубоких скважин, быстрое и резкое или мед­ленное и плавное снижение давления в скважине, дренирование пласта с подпиткой сжатым газом для обеспечения фонтанирования и др. Сначала повсеместно применяли в качестве газообразных агентов воз­дух. Однако практикой освоения и исследования скважин выявлены серьез­ные недостатки при использовании передвижных воздушных компрессоров. Закачка воздуха в скважину с помощью последних часто приводит к взры­вам, которые, как правило, сопровождаются травмированием людей, создают условия для открытого фонтанирования скважин, причиняют значительный материальный ущерб народному хозяйству. После аварий многие скважины обычно ликвидируются из-за невозможности их восстановления. При восстановительных работах или при ликвидации скважины не до­стигается качественная изоляция продуктивных пластов и горизонтов с пи­тьевыми водами, а также в целом всего разреза из-за невозможности прове­дения необходимого объема работ в разрушенном стволе скважины. Аварии при освоении нефтяных скважин, связанные с вызовом притока из них с помощью воздушных компрессоров, произошли в объединениях "Татнефть", "Башнефть", "Укрнефть", "Куйбышевнефть" и "Туркмен-нефть", причем менее 20 % их возникло из-за воспламенения газовоздушной смеси от механической искры и открытого огня. Основные причины аварий - нарушение технологии работ (закрытие скважины со сжатым воздухом на длительное время и последую­щий спуск или подъем глубинных приборов в ней, зажигание факела при продувке скважины воздухом); 30 % аварий - результат выпуска газо­воздушной смеси из скважины в атмосферу или перепуска ее из скважины в замкнутую полость в устьевом оборудовании (лубрикатор, манифольдная линия) от разряда статического электричества и ударной волны сжатия. Они возникали также в связи с нарушением технологии вызова притока — закрытия скважины со сжатым воздухом на длительное время, приводящего к образованию взрывчатой смеси в больших объемах и под высоким давле­нием. Для устранения этой группы аварий необходимо сразу же после окон­чания закачки удалить воздух из скважины. Поскольку определенное коли­чество взрывчатой смеси образуется в процессе закачки воздуха, удалять ее из скважины следует через специальное устройство с целью исключения возможности воспламенения от разряда статического электричества, ударно­го сжатия и открытого огня. Более 50 % аварий происходило в процессе закачки воздуха в скважину в результате самовозгорания нагаромасляных отложений в коммуникациях компрессора, а также самовозгорания пирофорных соединений сульфидов железа в оборудовании скважины. 268

	Образование нагаромасляных отложений и их самовозгорание обуслов­ливаются применением некачественного компрессорного масла, нарушением правил эксплуатации и обслуживания компрессоров, а также недостатками самих компрессоров (отсутствие холодильника и маслоотделителя после четвертой ступени сжатия). В связи с этим практически полное устранение этой группы аварий не представляется возможным. В скважинах, в которых вследствие сероводородной коррозии образуются пирофорные отложения, опасность взрыва при обработке компрессором еще более усугубляется. Следовательно, применение способа вызова притока жидкости из неф­тяных скважин с помощью передвижных воздушных компрессоров не отве­чает требованиям охраны труда и охраны природы. Отсюда возникает необ­ходимость отказаться от этого способа и перейти к безопасным методам вы­зова притока жидкости с использованием в качестве рабочего агента инерт­ных газов, в частности азота. До внедрения безопасных способов освоения скважин с помощью инертных газов можно допустить освоение воздушной пеной с использованием передвижного компрессора. Опыт объединения "Укрнефть" показывает, что технические и техноло­гические вопросы, связанные с переходом на освоение скважин с помощью азота, в принципе решены. В качестве транспортного и технологического оборудования предложена выпускаемая Одесским заводом установка АГУ-8К, применяемая в химической промышленности для транспортировки и газифи­кации жидкого азота. Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопроницае­мых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подземного горения и других случаях, где существующие методы освоения малоэффек­тивны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температуре окружающего ‚ÓÁ‰Ûı‡ - 30 Ë + 50 °ë. Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважи­ну системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удале­ния из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах. Область применения различных азотосодержащих циркуляционных аг­регатов (газообразного азота, газированной им жидкости - пены) для вызова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и других условий освоения скважин. Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубо­ких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотосодержащих си­стем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газирован­ной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вы­теснена из скважины азотом.
	269

	9.2.2. ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ Оборудование позволяет осуществить газификацию на скважине жидкого азота, приготовление и нагнетание в скважину газообразного азота и гази­рованных азотом жидкостей (пен) для вызова притока флюида из пласта. Схема обвязки наземного оборудования для вызова притока из пласта путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом показана на рис. 9.2, а для вызова притока из пласта с использованием газированной азотом жидкости (пены) - на рис. 9.3. Перед началом процесса необходимо оборудовать устье скважины фон­танной арматурой и обвязать с нефтесборным коллектором. Перед закачиванием рабочего агента (газообразного азота, пены) устье скважины обвязать с азотными установками таким образом, чтобы обеспечи­валась возможность нагнетания рабочего агента в трубное и межтрубное пространства и одновременно выход жидкости из межтрубного и трубного пространств скважины. Обвязку эжектора осуществить так, чтобы его боко­вой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз. У задвижек фонтанной арматуры 15 (см. рис. 9.2) и 22 (см. рис. 9.3) установить регулируемые штуцеры диаметрами от 8 до 16 мм. Конец линии 7 вентиля делителя расхода 8 (см. рис. 9.3) опустить до дна каждого отсека мерной емкости насосного агрегата (для исключения вспенивания жидкости) и закрепить. Площадь проходного сечения вентиля (вентилей) делителя расхода 8 должна составлять 0,8-1,5 см2. Опрессовать все напорные трубопроводы обвязки наземного оборудова­ния на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления гидравлическим способом. Газовые линии опрессовать газообраз­ным азотом на максимальное давление газификационной установки. Резуль­таты опрессовок оформить актом.
	20 Р 19
	Рис. 9.2. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом: / - азотная газификационная установка АГУ-8К; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - узел подключения азотных газификационных установок к скважине ("гребенка"); 6 - заглушка на резервном входе "гребенки"; 7 - нагнета­тельная линия для подачи газа в скважину; 8 - манометр; 9 - тройник для подключения нагне­тательной линии к трубному пространству; 10, 11, 13, 14 - 17 - задвижки фонтанной армату­ры; 12 - крестовина; 18 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 19 - нефтесборный коллектор; 20 - накопительная емкость; 21 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 18; 22 - пробоотборный кран 270

	-г 21 28
	Рис. 9.3. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока с применением гази­рованной жидкости (пены): / - азотная газификационная установка; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - узел подключения газификационных установок к скважи­не ("гребенка"); 6 - насосный агрегат; 7 - трубопровод для сброса жидкости в емкость насос­ного агрегата (опускается до дна мерной емкости); 8 - вентиль или блок вентилей для регули­рования расхода пенообразующей жидкости (делитель расхода); 9 - тройник; 10 - фильтр; //, 16, 31 - манометры; 12 - запорное устройство для отключения линии, подключенной к насос­ному агрегату; 13 - штуцер; 14 - смеситель жидкой и газообразных фаз (тройник, аэратор или эжектор); 15 - тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству скважины; 17 - заглушка на резервном входе-"гребенке"; 18 - 22, 24, 25 - задвижки фонтанной арматуры; 23 - крестовина; 26 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из сква­жины в накопительную емкость; 27 - нефтесборный коллектор; 28 - накопительная емкость; 29 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 26; 30 - пробоотборный кран Обеспечить наличие на скважине жидкого азота (4,2-8,4 т), а при ис­пользовании газированной жидкости (пены) - расчетные количества техни­ческой воды и ПАВ. Пенообразующую жидкость следует приготовлять в сво­бодном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата непосредственно в процессе закачивания газированной азотом жидкости (пены) в скважину. Возможен вариант заблаговременного приготовления пенообразующей жидкости в передвижной емкости или в автоцистерне. На 1 м3 воды необходимо добавлять от 3 до 7 кг (в перерасчете на ак­тивное вещество) сульфанола, ОП-10 или других ПАВ. Количество добавления ПАВ к воде зависит от ее солевого состава, ка­чества ПАВ и может быть уточнено экспериментальным путем. Для этого в лабораторных условиях по методике ВНИИ следует определить зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ, изменяя последнюю в пределах от 0,05 до 1,00 % (по объемной доле) по активному веществу, и принять та­кое минимальное значение концентрации, при котором устойчивость пены составляет не менее 95 % от максимально возможной.
	9.2.3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ АЗОТОМ Ввиду ограниченного запаса газообразного азота в цистернах АГУ при осво­ении скважин особенно остро ставится вопрос о его экономном расходова­нии. До начала освоения с целью обоснования процесса требуется опреде­ление основных параметров освоения — необходимого объема азота, длитель­ности освоения, давления закачки на устье, предельной глубины спуска лифта, при которой возможно освоение газообразным азотом при располага­емом рабочем давлении азотных установок и др. 271

	Необходимый объем газообразного азота для вытеснения жидкости в скважине, заполненной до устья, определяют по следующим зависимостям при условии закачки: в лифт Пл = 8,Ч2ЯРср-^-;                                                                                  (9.2)
	в затрубное пространство VDdHp0Á‚Ò = 8,1О>2 - d2B)HPq> 2732 ,                                                                                           (9.3) Р 2732 , + tcp где VOll, V03 - объем газообразного азота, м3; Н - глубина спуска лифта (НКТ), м; d0, dB - соответственно внутренний и внешний диаметры подъем­ных труб, м; D - внутренний диаметр обсадной колонны, м; рср - среднее давление в полости скважины, заполняемой газом, МПа, Рср = (ру + Рб)/2;                                                                                        (9.4) р6 и ру - давление закачиваемого азота соответственно у башмака лифта и на устье, МПа, р6 = #рж-10-5;                                                                                              (9.5)
	РУ----------РЛ-------'                                                                                                                                  <9-6> У            1,2-Ю"4 „ е         ЯРа рж - плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/см3; Н - глубина спуска лифта, м; ра - относительная плотность азота по сравнению с плот­ностью воздуха, ра = 0,97. Продолжительность процесса определяется по формуле (9.7)
	где Т — длительность работы, ч; Vo — суммарная производительность азот­ных установок, участвующих в работе; 1, 2 — коэффициент, учитывающий подготовительные работы и остановки; qa - расход азота при закачке в скважину, м3/мин. Длительность освоения скважины превышает длительность закачки азота в лифт. Соответственно увеличится объем рабочего агента на величину V‰ = 60q„퉠                                                                                                     (9.8) (Гд = 2-5-6 ч по опыту освоения скважин на Битковском месторождении). Полное потребное для освоения скважины количество газообразного азота Vn=V0U3aTp) + V‰.                                                                                      (9.9) Предельное снижение уровня при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом составляет: 2700 м, если скважина была заполнена водой; 3300 м, если скважина была заполнена нефтью (плотностью 850 Í„/Ï3). Наиболее целесообразная технология освоения скважин глубиной от 2000 до 5000 мм - газированными азотом системами (пеной). 272

	9.2.4. ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ Технология включает работы по вызову притока из пласта и может приме­няться в следующих случаях: при освоении скважин, содержащих сероводород; при освоении скважин в зоне влияния подземного горения; при проведении работ в зимний период в условиях низких температур окружающего воздуха. Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине на газообразный азот служат номограммы, приведенные на рис. 9.4 и 9.5. Пользуясь номограммами, можно определить необходимый объем газообраз­ного азота VT, максимальное устьевое (продавочное) давление ру и продол­жительность операций Т от начала закачивания азота до первого пролета его через башмак лифта или до полного осушения скважины (если это необ­ходимо и возможно) при заданных глубине скважины Н, плотности жидкое-
	Т, ч —я 24 1 1 20 ) 1 2 j_ 16 / 12 / / [ / 8 / V тыс м3 U 15 12 9 6 3 •-' H,m 1 2 3 ч 5 /• 10 N - ^^ J * [ 20 s / s h А f 30 \ ч. ч. А / \ ч "ч Ар - б *- 50 л s S
	р, мпа Рис. 9.4. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (рж = 850 Í„/Ï3): Ру Рв ~ соответственно давление на устье и у башмака лифта при нагнетании азота в скважи­ну, МПа; рср - среднее давление в скважине, заполненной азотом, МПа; А, Б - закачивание соответственно в межтрубное пространство и лифт; dn = 73 мм; DK = 146 мм Номер кривой на рисунке......... 12          3          4 Способ закачивания................. А                     Б q‡, ÌÏ3/ÏËÌ........................... 6          12 6          12 273

	/ 20 1 i- / / / 3, 12 / / / / 8 7 7 у / / yy Ц., тыс. м 4 / s 15 12 9 6 J --- H, rm f 2 3 if 5 10 N N 20 s ч / 30 s h А у / \ ■^. 40 \ s Pep / \ M / 50 \ H s В \ 60 \
	p, МПа Рис. 9.5. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (рж = 1000 кг/м*). Условные обозначения см. рис. 9.4
	ти в скважине рж, темпе нагнетания азота q^ и выбранном варианте закачи­вания (в трубы или межтрубное пространство). Построение номограмм проведено для скважин, оборудованных 146-мм эксплуатационной колонной и 73-мм НКТ при различной глубине их спуска. Температура на устье скважин принята 10 °С, градиент ее изменения со­ставляет 2,3 °С на 100 м глубины. Расход газа принят равным 6 и 12 нм3/мин. Порядок пользования номограммами указан стрелками. Так, в случае применения двух установок АГУ-8К (qa = 12 нм3/мин) для освоения скважины, заполненной до устья жидкостью плотностью 1000 кг/м3, к моменту прорыва газа через башмак лифта (при Н = 3000 м) необ­ходимо осуществить закачивание (см. рис. 9.5) 2,1 тыс. нм3 азота в лифт (при прямой промывке) или 5,5 тыс. нм3 азота в межтрубное пространство при обратной промывке. Длительность нагнетания при работе двух устано­вок АГУ-8К составляет 3 и 8,2 ч соответственно. Ожидаемое устьевое давле­ние составляет 21,8 МПа. Объем газа, установленный по номограмме, должен быть увеличен на 274

	значение, необходимое для дренирования пласта в начальной стадии вызова притока. Этот дополнительный объем газа Уд определяется из равенства (9.8). При пользовании номограммами решаются обратные задачи. Нап-ример, можно определить предельную глубину освоения по располагаемому объему азота и др. Перед проведением работ по вызову притока спустить в скважину ко­лонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя и промыть скважину. Затем приподнять НКТ и установить башмак на 5-10 м выше интервала перфорации. После оборудования устья приступить к замене жидкости в скважине на газообразный азот. Порядок выполнения операций следующий. Открыть устьевые задвижки //, 13, 15 и закрыть задвижки 10, 14, 16, 17 (см. рис. 9.2). С помощью газификационных установок / по шлангам высокого давле­ния 3 через обратные клапаны 4 осуществить подачу газообразного азота в межтрубное пространство скважины через "гребенку" 5, нагнетательную ли­нию 7 и тройник 9. Вытесняемая газообразным азотом и выходящая из сква­жины жидкость по выкидной линии 18 должна поступать в накопительную емкость 20. Нагнетание в скважину газообразного азота следует осуществлять в расчетном объеме, не превышая максимального рабочего давления газифика­ционных установок. При необходимости снижения продавочного давления в скважину следует закачать порцию воды, обработанной ПАВ, или нефти. Контроль за процессом закачивания газообразного азота в скважину ве­сти по показаниям манометра 8 на нагнетательной линии 7 и на щитах уп­равления газификационных установок. По мере нагнетания газообразного азота в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва (пролета) газа через башмак НКТ, после чего оно начинает резко уменьшаться. Во избежание выброса жидкости и газообразного азота на выкиде скважины 18 необходимо регулировать противодавление в трубном прост­ранстве скважины с помощью задвижки 15, оборудованной штуцером. Подачу газообразного азота в скважину (при отсутствии притока) вести в количестве, необходимом для создания максимально возможной депрессии на пласт, после чего закрыть задвижку / / и при открытых задвижках 15, 16 на выкиде поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня жидкости в скважине. При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, за­тем закрыть трубное и межтрубное пространство скважины и следить за подъемом давления на устье. При повышении давления на буфере до величины, достаточной для ра­боты скважины, в системе сбора закрыть задвижки 15, 16, отсоединить тру­бопровод 18, поставить на место его подключения заглушку и открыть за­движки 15, 17, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 19.
	275

	9.2.5. ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ГАЗИРОВАННОЙ АЗОТОМ ЖИДКОСТЬЮ (ПЕНОЙ) Технология предназначена для вызова притока нефти и газа из пласта и должна применяться для создания глубоких депрессий на пласт при плав­ном темпе снижения забойного давления и с целью экономии азота. Выбор режима освоения. Для определения рабочих параметров при за­мене жидкости в скважине на пену с последующим ее самоизливом, незави­симо от диаметров обсадной колонны и лифта, служат номограммы, приве­денные на рис. 9.6. Пользуясь номограммами, можно определить необходимую степень га­зификации а, объем газообразного азота VT и максимальное устьевое (продавочное) давление ру тах, обеспечивающие требуемое забойное давление р3 при заданных глубине скважины Н и плотности жидкости в скважине рж = 1000 Í„/Ï. Необходимый объем газообразного азота определяется из равенства V„= \VT\VC,                                                                                             (9.10) где | Vr | — относительный объем газообразного азота, который определяется по номограмме; Vc — объем пространства скважины, в которое производится нагнетание пены, м3.
	рцтах		,МПа
	10	ч ч ч 6 Ч, s 5 "*^ Ч ч \^ \ ч \ ч. N Ч^ \ \ / ч Ч 2 ч% ч ч N \ \ \ X "ч ч \
	a,\vr\		10           20          30	50 р,,МПа
	70 60 SO 40 30 20 10	\ ч ч \ \\ \ \ s Ч5 <ч Ч 2 \ з \^ 4s s ч s ч\ V ч Ч. ч ч ч 4S ч ч S4 ч> Чч \ S \ ч ч ч "чх ч			Рис. 9.6. Номограммы для рас­чета процесса вызова притока из пласта с применением пены с последующим ее самоизливом из ÒÍ‚‡ÊËÌ˚ (рж = 1000 Í„/Ï3): / — относительный объем газа |УГ|; // - степень газификации а; /// — максимальное устьевое давление pymax; /, 2, 3, 4, 5, 6 - глубина осваиваемой сква­жины соответственно 1000, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000 Ï; р3 - забойное давление; а, |УГ| — безразмерные величины
	10          20          30          tO C=]7 E=3 П EI3 Ш			50 F.,Mna о
	276

	Требуемый объем пенообразующей жидкости определяется по зависимо-
	сти
	Vx=\VT\Vt/a,                                                                       (9.11) где | Vr |, а— известны из номограммы (см. рис. 9.6). Например, при Я = 3000 м, рж = 1000 кг/м3 ир,= 15,0 МПа значения а> Рутах; | ^г| соответственно составляют 28; 4,8 МПа и 22. Отсюда согласно формулам (9.10) и (9.11): V„ = 22VÒ (ÌÏ3); VÊ = 22VÒ/28 (Ï3). Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине пеной с ее самоизливом и последующим "осушением" скважины газообраз­ным азотом, независимо от диаметра колонны и лифта, служат номограммы, приведенные на рис. 9.7 и 9.8. Пользуясь номограммами, можно определить требуемый (минимальный) объем газа VT, в том числе для приготовления пены Vnx, необходимую сте­пень газификации а и максимальное продавочное давление на устье ру тах, обеспечивающие забойное давление р3 при заданных глубине скважины Н,
	W	/ и /, // < 3 ?'/ /A '*' V •<- A y/ .У <'^ A /' f У Ф у у- -■'/• /y • 'Ai // V '/' ft* Ф		"ц max ;Рг .мпа 14 / */ / У У 11 / 3 у / / 10 / У У / у а / / у 1^. / / / 6 >/ / / У / / у k V, / У 3' f /_ __ у / к ^i '— 2' г
	120
	100
	80
	60
	to
	20
	1000 2000 3000 4000 5000 \=}1 СЕЗ Я E3I		Н,м
				1000 2000 3000 Ц000 1=11 ЕВ II	5000 ВОЮ Н,м
	Рис. 9.7. Номограмма для расчета процесса вызова притока из пласта пеной с самоизливом и последующим осушением скважины газообраз­ным азотом: / - минимально необходимый относительный объем газа \VT\; II — степень газификации а; Л/ - относительный объем газа для приготов­ления пены |УПЖ|; / (/', /"), 2 (2', 2"), 3 (3', 3"), 4 {4', 4") — плотности жидкости в скважи­не соответственно 800, 900, 1000, 1100 кг/см3; а> 1^г1> 1^пж1 ~ безразмерные величины
				Рис. 9.8. Номограммы для расчета процес­са вызова притока из пласта пеной с ее самоизливом и последующим осушением скважины газообразным азотом: / - максимальное устьевое давление ру • // - забойное давление р3; 1 (/'), 2 (21, 3 (3'), 4 (4') - плотности жидкости в скважине соответственно 800, 900, 1000, 1100 Í„/Ï3
	277

	плотности жидкости в скважине рж и условии минимизации объема исполь­зуемого азота ввиду ограниченных возможностей азотных установок по запа­су жидкого азота. Объем пенообразующей жидкости определяется из уравнения VÊ= \Vx\Vc/a,                                                                        (9.12) где значения | Vx\, а известны из номограммы (см. рис. 9.7). После оборудования устья приступить к промывке скважины пеной. От­крыть задвижки 12, 18, 19, 22, закрыть задвижки 20, 21, 24, 25 (см. рис. 9.3). С помощью цементировочного агрегата 6 и азотных газификационных уста­новок произвести приготовление и нагнетание газированной жидкости (пены) в межтрубное пространство скважины по нагнетательной линии 15, обвязанной с фонтанной арматурой. Требуемая степень газификации а достигается за счет регулирования подачи пенообразующей жидкости в смеситель 14 с помощью делителя рас­хода жидкости 8 при неизменном расходе газа, также подаваемого в смеси­тель 14. Например, изменение расхода пенообразующей жидкости от 1 до 4 л/с при постоянной подаче азота 200 л/с, что соответствует одновременной ра­боте двух установок АГУ-8К, обеспечивает регулирование а от 50 до 200. Пенообразующая жидкость подается агрегатом 6 в смеситель 14 через делитель расхода 8, фильтр 10 и обратный клапан 4. Азот подается в смеси­тель 14 по газовым линиям 3 через обратные клапаны 4. Заданный расход пенообразующей жидкости обеспечивается путем под­держания постоянным определенного перепада давления на штуцере 13 по­средством регулирования степени открытия вентиля (вентилей) делителя расхода 8. Контроль за перепадом давления на штуцере 13 осуществляется по ма­нометрам //, 31, а за расходом жидкости - по изменению ее уровня в емкос­ти насосного агрегата 6, куда сбрасывается избыток жидкости по линии 7. Регулирование соотношения подаваемых в скважины количеств азота и жидкости следует осуществлять таким образом, чтобы исключалось образо­вание газовых пробок в скважине и резкое колебание давления при нагнета­нии смеси в скважину. Вытесняемая газированной жидкостью (пеной) и выходящая из скважи­ны жидкость по выкидной линии 26 поступает в накопительную емкость 28. Контроль за процессом закачивания газированной азотом жидкости (пены) следует вести по показаниям манометров //, 31, 16, манометров на щитах управления газификационных установок / и на насосе цементировоч­ного агрегата 6. По мере нагнетания газированной азотом жидкости (пены) в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва пены через башмак лифта, после чего оно начинает уменьшаться. После первого прохождения пены через башмак лифта необходимо уменьшить подачу пенообразующей жидкости и вести промывку скважины при повышенной степени газификации или приступить к осушению сква­жины газообразным азотом. При использовании аэратора или тройника в качестве смесителя дав­ление пенообразующей жидкости, подаваемой в смеситель 14 насосным агре­гатом 6 (см. рис. 9.3), не должно превышать предельно максимального дав-
	278

	ления, развиваемого азотной газификационной установкой /, с учетом проч­ности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры. Если это условие не выполняется, то следует вместо аэратора исполь­зовать эжектор. Для обеспечения устойчивой работы эжектора в процессе нагнетания пены необходимо поддерживать давление жидкости на входе в сопло эжек­тора не менее чем в 1,5-2 раза выше давления, получаемого на выходе эжек­тора или на устье скважины. Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания га­зированной жидкости (пены) должно постепенно возрастать. В случае по­вышения давления газа до величины, максимально допустимой для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2—3 мин, оста­новить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насос­ным агрегатом для снижения давления нагнетания. После окончания промывки скважины пеной закрыть задвижку 18, от­крыть задвижку 24 и осуществить в течение не менее 1,5 ч самоизлив пены одновременно из трубного и межтрубного пространств скважины по трубо­проводу 26 в накопительную емкость 28. При отсутствии признаков притока нефти и газа после самоизлива пе­ны в течение первых 1,5 ч необходимо продолжить самоизлив до его оконча­ния. При отсутствии притока также следует поставить скважину на ожида­ние притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня в скважине. При наличии притока нефти и газа закрыть задвижки 22, 24, отсоеди­нить трубопровод 26, установить на место его подключения заглушку и от­крыть задвижки 22, 25, направив продукцию скважины в нефтесборный кол­лектор 27. Величина создаваемой депрессии на забое не должна превышать пре­дельно допустимых значений, определяемых геолого-техническими условиями и расчетом на прочность обсадной колонны на смятие наружным давлением.
	9.2.6. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ Для решения практических задач по выбору рациональной технологии осво­ения скважин проведены измерения затрубного, буферного и забойного дав­лений при освоении азотом ряда скважин. Характерным для условий Прикарпатья является освоение скв. 615 Бит-ковского месторождения (рис. 9.9). Данные об изменении перепадов давле­ния при освоении представлены в табл. 9.3, а сведения о технологии освое­ния скважины - в табл. 9.4. Скв. 615 вскрыла фильтром менилитовые отложения на глубине 2962-3100 м. Дополнительно в интервале 2913-2825 м пласт вскрыт ПКС-105. Глубинный манометр был опущен на глубину 2835 м, что на 7 м ниже башмака лифта, поэтому р6 = рм. Пластовое давление на глубине 2810 м со­ставляло 22,4 МПа. При давлении в затрубном пространстве 14,0 МПа (до начала освое­ния) забойное давление у башмака труб составляло 22,4 МПа, т.е. практиче­ски соответствовало пластовому даввлению. Расчетное давление у башмака на глубине спуска лифта равнялось 17,0 МПа. Высота столба нефти в за­трубном пространстве достигала 640 м. В этих условиях начали нагнетать в скважину азот с расходом 5,3 м3/мин и нефть с расходом 10-13 л/мин 279

	hi Ps z -/'пл pj -* X 20,0 - * \ top [у-Ртт? 1ПП m V затр . ro f V у —о 3 -I * 7 Л _l S ' '• Ю / A - /f i i I i i i I i i i
	120 2tD J60	600 720 8U0 360 1060 1200 1320 «40 Г, мин
	Рис. 9.9. Изменение давлений при освоении скв. 615 Битковского месторождения азотом (закачка в затрубное пространство): р* р р - соответственно буферное, затрубное и забойное давления, Mlia; рпл - давление в линшГнагнетания азота длиной около 1,3 км; / - накопление давления, выброс и работа сква­жины 2 - слабый выход азота после пролета, вторичное накопление давления азота в затруб­ном пространстве; 3 - выброс и работа; 4, 6 - слабый выход газа, естественное накопление давления в затрубном пространстве за счет притока из пласта; 5,7- выброс и работа скважи­ны; 8 - нагнетание азотно-нефтяной смеси в соотношении 400:1 в течение 150 мин; 9, 11 -нагнетание азота с расходом 5,3 м3/мин; 10 - естественное накопление и выбросы при закры­том затрубном пространстве и открытом лифте (всего закачано в затрубное пространство 2 м нефти Ë 3000 Ï3) (закачано 2 м3 нефти). Примерно через 1 ч от начала закачки нагнетатель­ная линия длиной 1,3 км была заполнена азотом, давления в затрубном про­странстве и линии выравнялись (14,0 МПа), а затем началось увеличение давления в затрубном пространстве до 15,0 МПа. При р6 = 22,4 МПа начал­ся пролет газа через башмак лифта. Последующие 4 ч происходил выброс жидкости и газа через 8-мм штуцер, сопровождавшийся снижением рзлтр до 4,7 åè‡ Ë р6 до 6,0 åè‡. Сопоставляя данные об изменении давлений (см. рис. 9.9 и табл. 9.3), можно судить о процессах, происходящих в стволе скважины при освоении. Так, при первом выбросе произошло резкое снижение противодавления на пласт (Ар2 = 16,4 МПа), вызвавшее активный приток в скважину. Вследст­вие этого на 330 мин с начала освоения скважина перестала подавать про­дукцию на поверхность. Одновременно наблюдался активный приток жидко­сти в ствол скважины (270-300 мин), а далее происходило перераспределе­ние жидкости в лифте и в затрубном пространстве (330-360 мин). Это вид­но по изменению перепада замеряемого и расчетного давлений у башмака (см. табл. 9.3). Расчетная величина гидрозатвора, образованного столбом нефти в затрубном пространстве в конце первого выброса, составила при­близительно 260 м. Высота столба в затрубном пространстве (м).
	h = \06(p6-p'6)/pxg,	(9.13)
	где р6, р'6 - измеренное и расчетное по (9.5) давления у башмака; рж плотность жидкости; g - ускорение свободного падения, м/с .
	280

	Таб ли ца 9.3 Параметры освоения скв. 615 Битковского месторождения
	Время с Измеренное дав- Расчетное Депрессия на пласт начала Состояние скважины ление Mlla р6' по за- -Ре Ар, = Р„." -рй, МПа процес- Ре Р„тр висимости по за- по рас- са, мин (9.5) меру чету 30 До освоения 22,4 14,0 177,0 0,1 0 0 220 Первый выброс 6,0 4,7 6,2 -0,2 16,4 16,1 240 Тоже 6,0 4,5 6,0 0 16,4 16,4 270 7,0 4,6 6,2 0,8 15,4 16,2 300 8,6 4,8 6,4 22 13,8 16,0 330 Накопление 9,8 6,0 8,0 1,8 12,6 14,4 360 Тоже 11,0 7,2 9,6 1,4 11,4 12,8 540 Второй выброс - 6,3 8,5 - - 13,9 570 То же — 6,0 8,2 — — 14,2 1020 Третий выброс - 4,7 6,3 - - 16,1 1050 Тоже - 5,0 6,7 - - 15,7 1290 Четвертый выброс и 8,5 6,1 8,2 0,3 13,9 14,2 работа скважины 1320 8,6 6,0 8,6 0,4 13,8 14,3 1380 8,0 6,0 8,0 0 14,4 14,4 1500 8,1 6,0 8,1 0 14,3 14,3
	Для продавливания столь мощного гидрозатвора при втором выбросе опять пришлось "накопить" в затрубном пространстве 10 МПа, что произо­шло только через 3 ч после окончания первого выброса. При втором выбро­се, характеризующемся снижением р3атР Д° 6 МПа и р6 до 8,3 МПа, до­стигнута несколько меньшая депрессия на пласт (Др2 = 14,4 МПа). После второго выброса закачка азота была приостановлена. В это время произошло еще два цикла накопления и выброса, но уже за счет естественной пласто­вой энергии. При третьем выбросе максимальное значение р3атР составляло 8 МПа, а при пролете оно снизилось до 4,8 МПа. При четвертом выбросе значение р3атР было равно 7 МПа и снизилось до 6 МПа. Далее скважина фонтанировала еще 5 ч при одновременной подпитке азотом. Отметим, что в процессе четвертого выброса и при работе скважины, когда режим работы пласта и подъемника был близок к установившемуся, различия между замеренным и расчетным давлениями у башмака практичес­ки не наблюдается (см. табл. 9.3). Скв. 615 была освоена только после трехкратного полного (до башмака лифта) снижения уровня азотом и промежуточного дренирования сжатым газом из промысловой сети высокого давления. Как видно из приведенных данных, освоение скважины путем закачки азота в затрубное пространство характеризуется большими изменениями давления на забой (> 10 МПа), нерациональным расходованием газа в конце выброса и удлинением срока освоения ввиду необходимости повторного по­вышения давления для последующих выбросов при втором пролете и т.д. До момента создания депрессии на пласт и отбора первых порций жидкости из него при первом пролете обычно задалживается длительное время, что обус­ловлено большим объемом затрубного пространства. Это в некоторых случа­ях недопустимо, например при необходимости немедленного удаления отреа-гированной кислоты в процессе кислотной обработки. Время, требуемое для начала отбора пластовой жидкости, может быть 281

	Таб ли ца 9.4 Данные освоения скважин азотом
	Затруб- Длитель- Закачанная жидкость Режим работы скважины ное дав- Объем Давле- ность при аэрации после освоения Номер Вскрытый Глубина ление до Расход закачан- Место за- ние в на- работы ус- Диа- Дебит Газо- сква- интервал, спуска освое- азота, ного азо- качки азота чале тановок/ метр нефти, вый жины м лифта, м ния, м3/мин та, пролета, в том чис- Тип Коли- штуце- т/сут фак- МПа тыс. м3 МПа ле до пер- чество ра, мм тор, вого про- Ï3/Ú лета, ч 616 2515-2810 2711* 4,8 12 4,5 Затрубное 17,2 6,2/6,2 - - Фонтанировала пери- прост- одически, затем за- ранство глохла 615 2825-3100 1816* 1011" 3021,9* 14,0 6 5,04 То же 15,0 14/0,7 Нефть 2 8 2,2 1828 303 3050-3020 1,8 12 7,0 •• 17,8 10,4/10,4 •• 5 6 5 275 534 1825-2037 239,6** 0 ,2 4,2 Лифт 7,5 8 Дизтоп- 5 6 3,3 2616 157,3* ливо 582 2258-2325 817* 2,0 12 3,5 13,0 5 — — 6 1 900 1205" 554 1993-2265 1994* 8,6 12 3,0 Затрубное 9,2 4/4 - - 13 5 2080 прост- ранство 643 2543-2716 2498,3* 11,5 ,2 3,2 То же 14,9 4,5/3,5 - - После пролета сква- жина заглохла 472 2191-2056 2096* 10,4 6 4,2 " 13,4 6/6 — — 8 3,7 9218 648 1893-1764,1 1567,5* 3,0 12 3,6 Лифт 13,0 5 — — 8 2,5 2220 562 2234-2334 2060,6* 0,9 22 2,8 Затрубное 12,0 4/4 - - После пролета сква- прост- жина заглохла ранство 562 2234-2334 2060,6* 2,0 6 2,5 Лифт 9,0 7 — — 10 4 3100 21МД 2810-2814 2800* 3,0 12 1,6 7,0 2,2/0,25 Вода 14 Скважина закрыта, ожидает подключения к выкидной линии рб = 2 åè‡; Ôη = 21,5 åè‡ 17М 4480-4500 21/2- 0 "2 7,0 20,0 9,5/1,5 15 Скважина после 4-го 4470* пролета проработала 4 ч, затем заглохла ■ Диаметр лифта 63,5 мм. "Диаметр лифта 50,8 мм.
	282

	Рис. 9.10. Изменение устьевого давления при освоении скв. 334 Бнтковского месторождения азотом (закачка в лифт)
	5,0
	0            1           2 3 4 5 6 7 8 Т,ч существенно сокращено, если азот закачивать в лифт. При этом также сни­жается амплитуда колебаний давления, сокращается непроизводительный расход газа и может быть снижено начальное пусковое давление (например, за счет стравливания газа, накопившегося в затрубном пространстве). В этом отношении интересен опыт освоения скв. 582, где через 1,6 ч по­сле начала закачки азота в лифт с расходом 12 м3/мин давление увеличи­лось до 13 МПа, а затем начало плавно снижаться. Через 4 ч после прорыва газа через башмак лифта буферное давление снизилось до 4,1 МПа, а за-трубное при работе на амбар — до 12 МПа. Скважина начала фонтанировать. Подобное плавное снижение давления наблюдалось в скв. 534 (рис. 9.10). Перед освоением скв. 17 площади Монастырище глинистый раствор за­менили на воду. Затем в 63,5-мм лифт, спущенный до глубины 4470 м, зака­чивали двумя АГУ-8К азотно-водяную смесь при степени аэрации 1:60. Через 1,5 ч от начала закачки при давлении нагнетания 11,0 МПа на­чался выброс газированной жидкости из затрубного пространства. Давление нагнетания снизилось до 7,5 МПа. Далее перешли на нагнетание в лифт только азота с расходом 12 м3/мин. При этом наблюдалось трехкратное по­вышение давления нагнетания до 18—20 МПа и снижение его на 5—3 МПа. После закачки 6800 м3 азота скважина периодически выбрасывала нефть, однако устойчиво не фонтанировала. Периоды нагнетания газа до очередных выбросов жидкости составляли 1,5-2 ч, а длительность выбросов - 20-60 мин. Таким образом, путем закачки азота в лифт удается снизить колебания забойного давления при освоении и уменьшить непроизводительные потери энергии при пролетах газа через башмак лифта. Измерение колебаний дав­ления на устье скважины и у башмака лифта при освоении дает возмож­ность оценить положение уровней в стволе скважины на различных этапах процесса, полнее описать его и совершенствовать технологию работ.
	9.2.7. ОПЫТ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ Первая опытная работа по продувке сжатым азотом выполнена 5 августа 1970 г. в скв. 502 Битковского месторождения при глубине спуска лифта 1650 м. В затрубное пространство скважины, заполненное нефтью, между 146-мм ко­лонной и 50,8-мм лифтом закачивали газифицированный азот. Через 7 ч при давлении 11,5 МПа произошел пролет газа. После закачки 3 м3 нефти сква­жина начала фонтанировать. В объединении "Укрнефть" выполнено более 300 скважино-операций по освоению. Сведения о наиболее характерных процессах приведены в табл. 283

	9.4. Работы проводили в скважинах с глубиной спуска лифта 1800-4470 м путем нагнетания азота в лифт или в затрубное пространство. До начала освоения скважины были заполнены нефтью или водой. В затрубном прост­ранстве до закачки азота обычно давление газа составляло до 3 МПа, а в ряде случаев до 10 МПа за счет притока из пласта или нагнетания по сис­теме газлифта. При нагнетании чистого азота в лифт длительность освоения обычно не превышала 5-8 ч. Если закачка велась в затрубное пространство, то только для достижения первого пролета требуется в данных условиях приблизительно 10 ч. Для снижения пускового давления и ускорения процесса на отдельных этапах применяли метод аэрации. При этом в скважины (534Б, ЗОЗБ, 21МД, 17М и др.) закачивали 2—15 м3 жидкости (дизтоплива, нефти, воды) при степени аэрации 1:60 — 1:480. Аэрацию осуществляли на начальном этапе до пролета через башмак лифта, а после снижения давления нагнетания пере­ходили на закачку чистого азота. Как правило, везде было достигнуто снижение уровня в соответствии с планом работ. Только в некоторых случаях (пять скважино-операций) освое­ние было прекращено ввиду пропусков в лифте или выхода из строя устано­вок. Иногда неудачи обусловливались неправильным выбором технологии (скв. 630, 643), когда величина давления 22 МПа была недостаточной для продавки азота через башмак лифта. В ряде случаев, если запас жидкого азота в емкостях был небольшим, около 6 м3 (а закачка велась в затрубное пространство — скв. 308, 562, 577) газообразного азота было достаточно лишь для первого пролета, после которого скважина прекращала работу ввиду об­разования гидрозатвора. Так, скв. 562 была освоена после повторной закачки азота в лифт (см. табл. 9.4). На некоторых скважинах, принятых из буре­ния (скв. 564Б, 643Б, 616Б), многократно (2—5 раз) применяли снижение уровня азотом, однако ввиду отсутствия условий для фонтанирования, в ос­новном из-за слабого погружения подъемника, они были пущены в работу только после установки станка-качалки и спуска глубинного насоса. Учитывая опыт освоения скважин азотом, необходимо иметь в виду, что успешность процесса обеспечивается только при условии правильного выбо­ра технологии снижения уровня и при обеспечении условий для фонтаниро­вания.
	9.2.8. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ Проектируя технологию освоения скважин азотом, исходят из необходимости осуществления процесса в сжатые сроки с использованием наименьшего ко­личества газа. В литературе по нефтепромысловому делу при рассмотрении процесса освоения скважин, заполненных жидкостью до устья, рекомендуется осуще­ствлять нагнетание газа (воздуха) в затрубное пространство. Однако в зави­симости от выбора метода нагнетания значительно изменяются требуемый объем газа и длительность освоения. Соотношение объемов газа при закачке в затрубное пространство или в лифт выразится в следующем виде: 284

	Vйз = ^-^-VOll.                                                                                                               (9.14) Для 146-мм колонны и 63,5-мм лифта УОз примерно в 3 раза больше УОл, соответственно длительность закачки до прорыва газа через башмак лифта возрастает примерно в 3 раза. Темп снижения противодавления на пласт изменяется в еще большей степени, так как в затрубном пространстве до пролета аккумулируется большая энергия, чем в лифте. После прорыва газа через башмак лифта при закачке в затрубное пространство происходит быс­трое (за 1-2 ч) снижение давления в скважине и при большой депрессии в нее устремляется жидкость из призабойной зоны. Создается гидрозатвор в нижней части ствола скважины, для продавки которого требуется повторное, хотя несколько меньшее, чем при первом пролете, повышение давления в затрубном пространстве (см. рис. 9.9). При первом пролете газа большая часть энергии, накопленная в затрубном пространстве, расходуется беспо­лезно. Таким образом, при освоении скважины путем закачки газа в затрубное пространство увеличиваются длительность процесса и требуемое количество газа, создается резкая депрессия на пласт. При закачке азота в лифт, как показывают расчеты и опыт освоения, значительно сокращается длитель­ность закачки до пролета газа и резко уменьшается темп снижения давления на пласт. Иногда возникает необходимость снижения уровня в скважине путем за­качки азота в затрубное пространство, например, для обеспечения глубокого снижения уровня по техническим причинам (в нижней части лифта нахо­дится плунжер или поршень) и т.д. Ниже изложен способ сокращения времени процесса, экономии азота и уменьшения амплитуды колебаний давления на пласт при освоении скважи­ны путем закачки газа в затрубное пространство. Сущность способа заклю­чается в том, что в определенный момент после прорыва газа через башмак лифта к устью скважину закрывают. Именно за счет этого достигается эко­номия расхода энергии газа, накопившейся в затрубном пространстве, и уменьшение амплитуды колебаний давления на пласт. При выбросе жела­тельно, чтобы скважина работала в амбар или в отдельную емкость с мини­мальным противодавлением в линии. Тогда обеспечиваются наибольшие пе­репад давления между устьем и башмаком лифта и большая скорость движе­ния столба жидкости вверх. Отметим, что при турбулентном режиме движе­ния достигается максимальная полнота выноса жидкости на поверхность. Для применения предлагаемого способа необходимо определить момент закрытия скважины в конце выброса и длительность закрытия на приток из пласта. Закрытие скважины осуществляют при снижении содержания жид­кости в выносимой смеси. Это можно отметить, например, по снижению дав­ления перед штуцерной камерой в полости лифта. Длительность выдержки на накопление определим из предположения, что приток из пласта происходит по линейному закону фильтрации при по­стоянном коэффициенте продуктивности К и средней депрессии Ар. Таким образом: Q=KAp=K(pnjl-p3),                                                               (9.15) где Q - дебит скважины, м3/сут. Принимаем р6 ср = р3 и тогда 285

	Р6.ср Рб.нр6.к                                                                                                                (9.16) где р6н, р6к — давление у башмака в начале и в конце накопления, МПа. Выброс жидкости из скважины может быть осуществлен за счет энер­гии газа из затрубного пространства при соблюдении условия Р6.к * КрхдЛ0~6,                                                                                             (9.17) где /гл - высота столба жидкости, поступившей на забой скважины, м; рж -плотность, кг/м3. Дебит скважины, ч, за время Т определим из (9.15) Q = KAp T ,                                                                                                (9.18) 24 а высоту столба жидкости в лифте, при условии вытеснения туда всей жид­кости, поступившей в скважину,
	А,.                                                                                                (9.19) л S S 24 Подставив (9.19) в (9.17), определим Т при рж = 1000 кг/м3 и площади поперечного сечения 63,5-мм лифта, равной 5 = 0,003 м2: Т s 72,p·.Í.                                                                                                 (9.20) КАр В зависимости (9.20) величину р6к определим по (9.17), а величину ко­эффициента продуктивности берем по данным предыдущей эксплуатации скважины или по аналогии с другими скважинами месторождения. Так, для условий Прикарпатья в глубоких скважинах, характеризую­щихся низким коэффициентом продуктивности и большими депрессиями, ориентировочно можно при втором выбросе принять Ар = 12 МПа, К = 2 м3/(МПа-сут), р6 = 12 МПа, тогда Т s 3,6 ч. При третьем выбросе, приняв Ар = 14, МПа, р6 = 8 МПа, найдем Т s 2 ч и т.д. Таким образом, используя данные об изменении затрубного давления при освоении, можно ориентиро­вочно рассчитать периоды накопления. Из зависимости (9.20) видно, что с повышением давления у башмака ухудшаются условия притока и возрастает длительность накопления, однако условия выброса улучшаются. С увеличе­нием коэффициента продуктивности продолжительность накопления сокра­щается обратно пропорционально его величине, поэтому способ найдет большее применение при низких значениях коэффициента продуктивности скважин. При выборе канала для закачки аэрированных жидкостей исходят из тех же соображений, что и при закачке газа. Для сокращения длительности целесообразно вести закачку в лифт, а для углубления депрессии - в за­тру бное пространство. Для улучшения условий движения смеси и газа по лифту или по за-трубному пространству при аэрации желательно добавлять вещества - пено­образователи и стабилизаторы — в соответствии с рекомендациями работ по созданию воздушно-жидкостных пен. При этом могут быть использованы все преимущества пен перед воздушно-жидкостными системами. Применение аэрированных жидкостей и смесей, особенно пен, позволя­ет значительно снизить пульсацию давления на пласт при освоении по сравнению с продувкой скважин газом.
	286

	С целью снижения объема расходуемого азота для освоения скважин и уменьшения объема жидкости, необходимой для образования аэрированных систем, целесообразно комбинировать оба способа. При этом исходят из того, что требуемый объем газа для освоения скважины зависит от объемов за-трубного пространства и подъемных труб и значений пластового давления и давления у башмака лифта. Например, используя для заполнения нижней части затрубного прост­ранства аэрированную смесь, получают следующие результаты: во-первых, увеличивается удельный вес смеси, за счет чего уравновешивается часть веса столба в лифте, и поэтому давление в затрубном пространстве снижается; во-вторых, уменьшается объем нижней части затрубного пространства, где имеется наивысшее давление. Так, при заполнении аэрированной смесью (степень аэрации 1:100) нижней половины объема затрубного пространства скважины уменьшают объем азота, необходимый для заполнения полости затрубного пространства к моменту прорыва через башмак лифта, от 6000 до 3000 м3. Ввиду наличия больших резервов повышения производительности при небольших затратах мощности применение азотных газификационных установок для освоения скважин очень перспективно.
	9.3. ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ СМЕСЬЮ КИСЛОТНОГО РАСТВОРА С АЗОТОМ И ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ В нефтяной промышленности в последние годы успешно начали применять азот для увеличения эффективности кислотных обработок, несмотря на удо­рожание процесса примерно в 2 раза. Это объясняется увеличением эффек­тивности кислотных обработок в присутствии азота, которое отмечается по­всеместно. После обработки дебиты нефти возрастают обычно в 2-4 раза. Для обработки скважин применяют газированную азотом кислоту — азотнокислотную смесь (АКС) - при содержании азота 50-700 м3/м3. Ско­рость закачки кислотных растворов составляет 0,1-0,3 м3/мин при давлении нагнетания до 40 МПа. Преимущества воздействия АКС связаны с движени­ем смеси в основном по порам наибольшего диаметра. Это было также пока­зано при изучении кернового материала после воздействия АКС методами ртутной порометрии. При нагнетании кислоты с газовой фазой в насыщен­ную жидкостью пористую среду несмачиваемая фаза (газ) движется по цен­тральной части поровых каналов с опережением, так как скорость движения газа за счет его низкой вязкости значительно выше скорости движения кис­лоты. Прохождение нагнетаемой смеси через расширения и пережимы пор, частое изменение направления движения, связанное с извилистостью поро­вых каналов, способствует турбулизации потока. При этом возникают усло­вия для увлечения кислоты в сфере движения газа по наибольшим поровым каналам и для выборочного разложения участков поровой среды кислотным раствором, в результате чего формируются проникающие зоны значитель­ного растворения цементирующего вещества. Нейтрализация кислоты, ес­тественно, происходит по пути ее движения с газом в порах наибольших размеров, т.е. там, где это может дать наибольший прирост проницаемос­ти. С другой стороны, турбулизация потока вызывает улучшение доставки активной кислоты в зоне движения к стенкам поровых каналов, включая и 287

	контакты обломочных зерен. Это способствует более полному растворению глинистого цемента, разуплотнению обломочного скелета и открывает новые пути сообщения пор. Обобщив результаты ранее выполненных лабораторных исследований и промысловых работ, можно сделать вывод, что преимущества обработки пла­стов кислотными растворами в смеси с газообразным азотом достигаются в основном за счет быстрого и более полного извлечения из обработанной час­ти пласта отработанного кислотного раствора, продуктов реакции и прода-вочных жидкостей, рационального использования химической активности кислотного раствора в поровом пространстве с точки зрения максимального увеличения проницаемости пласта, более глубокого проникновения активного кислотного раствора, роста плотности пор и числа соединяющих каналов, в результате чего предотвращается образование в прискважинной части плас­та жидкостных барьеров. Рассмотрим характеристику коллекторов в аспекте применения кислот­ного воздействия для увеличения проницаемости пород в призабойной зоне скважины. Нефтегазовые залежи Прикарпатья характеризуются низкопроницае­мыми, слабокарбонатными песчано-алевритовыми коллекторами. Один из ос­новных способов воздействия на разрабатываемые залежи — кислотная обра­ботка. Коллекторами нефти и газа на месторождениях Прикарпатья являются песчаники и алевролиты эоценового и олигоценового возраста. Основной по­родообразующий минерал — кварц составляет 70—95 % породы, встречается глауконит - до 5-20 %. Содержание цемента колеблется от 3 до 30 %. Це­менты глинистые, карбонатные или смешанные. Кластические породы, обладающие одинаковыми химическим и грануло­метрическим составом, окатанностью зерен, глинистостью, карбонатностью и другими сходными свойствами, характеризуются различной степенью уплот­нения — от слабо- до сильноуплотненных. Отличительными признаками яв­ляются устанавливаемые под микроскопом различия в плотности упаковок зерен, характере и протяженности контактов между зернами, строении по-рового пространства. В слабоуплотненных кварцевых мелкозернистых пес­чаниках с открытой пористостью 15—20 % и проницаемостью до сотых долей квадратного микрометра отмечаются хорошо разветвленные поры трех-, че­тырех- и пятизернового сечений. Эти коллекторы приурочены к присводовым частям складок на глубине 2200-3200 м и распространены в эоценовых зале­жах Долинского и Северо-Долинского месторождений. Песчаники такого же состава, но значительно более уплотненные, ха­рактерны для менилитовых залежей (глубина 1600-4500 м) Долинского, Струтынского месторождений и др. В песчаных коллекторах этих месторож­дений резко преобладают плохо сообщающиеся поры трехзернового сечения (80—95 %). При этом пористость и проницаемость снижаются до минималь­ных значений — соответственно 10—5 %, тысячные — десятитысячные доли квадратного микрометра. Промышленные коллекторы рассматриваемых залежей отличаются не­высокой карбонатностью (2-15 %) при средних значениях для различных залежей от 1,0 до 5,7 %. Около 30 % обследованных образцов (объем выбор­ки 600 образцов) составляют некарбонатные коллекторы. Установление наличия низкокарбонатных продуктивных коллекторов с различной степенью уплотнения явилось основой, на базе которой опреде- 288

	лился подход к выбору рецептуры кислотных растворов для обработки сква­жин. Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ) приурочена к коллекторам с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость 4-12 %, проницаемость (0,5+140)10~3 мкм2). К ним относятся верхневизей-ские, намюрские и нижнекарбоновые толщи. Характерный пример указан­ных отложений — коллекторы нижнего карбона Глинско-Розбышевского и Чижевского месторождений, залегающие на глубине 3200-4000 м. Они пред­ставлены полимиктовыми песчаниками и в меньшей мере алевролитами, со­стоят из кварца, полевых шпатов, слюдисто-глинистых пород, кварцитов и гранитов. Среди обломочного материала преобладают глинистые и слюдисто-глинистые разности. Содержание цемента изменяется от 1 до 20 %, состав смешанный — карбонатно-глинистый и глинисто-карбонатный. Размер пор в шлифах 0,01-0,12 мм. Ухудшение коллекторских свойств происходит за счет увеличения количества цемента, а также уплотнения об­ломочных зерен кварца, с возникновением бесцементных участков, в которых зерна скреплены в результате регенерации и вдавливания. Существенный фактор в изменении фильтрационных свойств — соотношение кварцевых зерен и обломков глинистых пород: участки, сложенные глинистыми облом­ками, менее проницаемы из-за деформирования глинистых обломков до со­стояния цементирующего материала. 9.3.1. ИССЛЕДОВАНИЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ДОБАВЛЕНИЕМ ГАЗА. ОСОБЕННОСТИ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПОРОВЫХ СЛАБОКАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ При выборе рецептуры и проектировании технологии кислотного воздейст­вия на слабокарбонатные песчаники необходимо решать задачи повышения и сохранения увеличенной проницаемости скелета пласта за счет расширения и очистки его пор и трещин без ощутимого нарушения прочности породы. Продукты реакции должны быть извлечены до начала вторичных реакций, приводящих к образованию осадков и закупорке порового пространства. На результат кислотной обработки влияют пластовые условия (температура, давление, размер пор и трещин), состав пласта и насыщаю­щих его жидкостей, рецептура раствора и другие факторы, воздействие ко­торых оценивают путем лабораторных экспериментов по изменению прони­цаемости пород, подвергаемых обработке при фильтрации и выдержке в них кислотных растворов. При проведении лабораторных экспериментов при­ближение к пластовым условиям достигалось за счет нагрева образца породы и фильтруемой кислоты до пластовой температуры            (80 °С), создания противодавления (10 МПа) на выходе из образца, подбора режима при фильтрации кислотных растворов, выдержки растворов в паровом простран­стве при заданных температуре и давлении. Разработано несколько модификаций установок с полной изоляцией ме­таллических частей от воздействия кислоты в результате применения пластмассовых покрытий. Как показали анализы проб кислоты, отобранных после хранения ее в установке в течение 1 сут, содержание железа не пре­вышало 0,01-0,06 %. Исследования проводили на коротких (3-4 см) или длинных (до 32 см) составных образцах пород, состоящих из набора корот- 289

	ких кернов. До нагнетания кислоты и после него проверяли проницаемость составного образца и его частей. Для опытов использовали типичные образцы песчаников и алевролитов эоценовых залежей Предкарпатья проницаемостью (0,2+10)10~3 мкм2, порис­тостью 10—16 % и карбонатностью 1—4 %. Перед кислотным воздействием образцы экстрагировали спиртобензольной смесью, высушивали, а затем на­сыщали под вакуумом водой (при обработке растворами, содержащими HF) или 1,5 %-ным раствором хлористого кальция (при солянокислотной обра­ботке). Эффективность обработки оценивали по отношению значений про­ницаемости до обработки и после нее. Нагнетание солянокислотных растворов через образцы проводили по­следовательно в два этапа. На первом этапе в образец нагнетали 0,5-0,7 объема порового пространства (1,5—2 мл кислоты), что значительно меньше, чем необходимо для выщелачивания карбонатов. Этот раствор выдерживали в порах при 80 °С и давлении 10 МПа до 52 ч и проверяли проницаемость. На втором этапе через образец нагнетали объем кислотного раствора (обычно 8— 34 мл), в 1,5 раза больший расчетного, необходимого для выщелачивания всех карбонатов (Ус). Опыты по обработке плавиковой кислотой или глинокислотой проводи­ли на образцах, предварительно обработанных соляной кислотой в количе­стве 1,5 Vc. При проведении опытов выявлено, что после их обработки 10 %-ной НС1 при избытке и недостатке кислоты проницаемость соответственно увеличивается в 1,8 и 1,2 раза независимо от времени выдержки раствора в порах. Изучали также изменение пористости и структуры порового простран­ства. Пористость после кислотной обработки возросла не более чем на 3 %, в среднем — на 17 % начальной ее величины. Следовательно, наблюдаемое после обработки многократное (1,7—7,2 раза) увеличение проницаемости не может быть объяснено только повышением пористости. Структуру порового пространства изучали на порозиметре высокого давления, используя метод нагнетания ртути. Сопоставление гистограммы распределения поровых каналов сообщения указывает на увеличение их до­ли в области наиболее крупных пор и на уменьшение доли мелких. Содер­жание поровых каналов радиусом менее 0,5—1,0 мкм после кислотной обра­ботки не изменяется. Из этого можно сделать вывод, что разложение проис­ходит в основном в области наиболее крупных пор. Многократное увеличение проницаемости сопровождается незначитель­ным ростом пористости, поэтому сильное разложение глин, глауконита и других составляющих породы, вызывающее потерю прочности скелета плас­та для данных пород, нецелесообразно. При глинокислотной обработке с низким содержанием плавиковой кислоты смесью растворов 10 %-ной НС1 и 1 %-ной HF проницаемость эоценовых пород возрастает многократно. Со стороны входа кислотного раствора образцы немного разрушались, но это не приводило к снижению проницаемости по сравнению с начальной, очевидно, в связи с хорошей очисткой поровых каналов от смещаемых частиц. При увеличении концентрации HF до 3—5 % образцы разрушаются и снижается их проницаемость. Результаты опытов по глинокислотной обработке составных образцов указывают на рост проницаемости головных кернов (от входа кислоты) в 3,2-4,6 раза при выдержке в порах кислотных растворов с низким содержа­нием (1-3 % HF и снижение ее для образцов - у выхода раствора из поро- 290

	ды) до 0,5-0,8 начальной. Объемы кислотного раствора в 20 раз превышали объем пор Уп первого образца (/ = 0+4 см). Соответственно через второй об­разец (/ = 4+8 см) фильтровалась кислота в количестве 19УП, через третий 18УП и т.д., поэтому наблюдаемое снижение проницаемости удаленных об­разцов нельзя объяснить уменьшением объема фильтрующейся кислоты. Здесь сказывается большая степень нейтрализации глинокислоты и насыще­ние ее продуктами реакции, которые накопляются в удаленных образцах при фильтрации, а затем осаждаются даже при кратковременной выдержке в порах. В головном образце степень увеличения проницаемости в связи с растворением превалирует над возможным ее снижением, вызванным осаж­дением продуктов реакции кислоты в объеме его пор. После выдержки в течение 1 ч в керне отработанной кислоты с высоким содержанием (3—5 %) HF произошла почти полная закупорка составного об­разца. На торце головного керна образовалась сферическая лунка диаметром 1,4 см, образовавшаяся в результате полного разложения этой части за 38 мин нагнетания кислоты. Опыты на составных образцах свидетельствуют об опасности снижения проницаемости удаленной части образца даже при кратковременной выдержке кислоты в порах (1-3 ч), увеличивающейся при росте концентрации HF. Установленная возможность значительного повы­шения проницаемости при обработке глинокислотой 10 %-ной НС1 + 1 %-ной HF без выдержки ее в поровом пространстве позволяет рекомендовать эти рецептуры для обработки исследованных коллекторов. Залог успешности глинокислотной обработки — немедленное удаление продуктов реакции из призабойной зоны. Опытами установлено, что степень нейтрализации НС1 слабокарбонатными песчаниками уменьшается при уве­личении ее объема Ус достаточно быстро. Уже второй объем Ус нейтрализу­ется всего на 10—20 %, а третий-пятый объем Ус — на 2—5 %. Нейтрализация первых 0,Ус 10 %-ной НС1 (обычно 5—16 мл) происходит в разной степени (на 45—97 %) и зависит, несомненно, от путей проникновения кислоты, сте­пени и распределения карбонатности. Вторые 0,5 Ус нейтрализуются уже в меньшей степени — на 40—50 %. Средняя (по четырем образцам) степень нейтрализации составляла в образцах с карбонатностью 3-8 % в последова­тельно взятых объемах: для первых 0,5Ус - 0,78; вторых 0,5Ус - 0,50; Ус -0,23; ЗУС — 0,04 начальной кислотности соляной кислоты, равной 2,78 г-экв/л. Объемная скорость нагнетания солянокислотных растворов составляла 0,25-0,35 мл/мин. Это означает, что через образец длиной 3-4 см кислота проходила за 5—10 мин. При нагнетании первых порций кислоты (0,5Ус), когда в образце на пути ее движения имелось достаточно карбонатов, нейт­рализация в ряде случаев достигала более 90 %, что свидетельствует о боль­шей скорости нейтрализации в каналах малых размеров. Так, для полного использования растворяющей способности НС1 при обработке слабокарбонизированных песчаников целесообразно продавливать ее в глубь пласта инертной жидкостью, объем который соответствует объему кислоты. Фильтрация плавиковой кислоты через образцы длиной 3—4 см осуществлялась со скоростью 0,3-0,6 мл/мин, а время пребывания кислоты в поровом пространстве не превышало 3—8 мин. При фильтрации 2 %-ного HF с начальной кислотностью 1,28 г-экв/л через девять образцов песчаника средняя степень нейтрализации медленно убывает от 0,9 (для 10Уп) до 0,6 (100Уп). Подобную картину наблюдают и в опытах, когда применяют 4-8 %-ную HF, только в этом случае нейтрали- 291

	ция происходит быстрее после нагнетания меньших объемов. Во всех случа­ях нейтрализация плавиковой кислоты превышает 50 %. Различие в степени нейтрализации по мере роста объема нагнетаемой кислоты вызвано измене­нием состава образца - выносом легкорастворимых соединений и, очевидно, увеличением радиуса поровых каналов. Кроме того, специально поставлен опыт по фильтрации (при 80 °С и без противодавления) кислотных растворов через образец песчаника длиной 32 см. Сначала через образец провели нагнетание 610 мл 10 %-ной НС1 до тех пор, пока остаточная кислотность на выходе из керна не повысилась до 90 % начальной величины вследствие выщелачивания растворимых компо­нентов в зоне проникновения. Далее нагнетали 200 мл 2 %-ной HF с отбором промежуточных проб через 20 мл. Во второй порции (по 20 мл) остаточная кислотность составила 3 %, а в последней (десятой) - 5 % начальной вели­чины. Опыт был прекращен из-за разрушения головной части образца дав­лением обжима. Небольшое изменение степени нейтрализации связано, ве­роятно, с увеличением размеров поровых каналов, а высокая степень ее (кислота за время фильтрации находилась в образце в течение 25 мин) под­тверждает результаты предыдущих опытов на коротких образцах. При фильтрации через поровое пространство раствора 10 %-ной НС1 + + 1 %-ной HF с начальной кислотностью 3,36 гэкв/л степень его нейтрали­зации значительно меньше, чем плавиковой кислоты. Это связано с недоста­точной нейтрализацией соляной кислоты после выщелачивания окислов типа RO и R2O3 из зоны ее проникновения. Следовательно, скорость нейтрализации плавиковой кислоты в поровом пространстве песчаников, как и соляной, очень высока и исчисляется мину­тами. Для увеличения глубины проникновения активной плавиковой кислоты в пласт и, следовательно, для повышения эффективности обработки необхо­димо принимать меры по замедлению скорости реакции. Исследование проникновения кислотных растворов с добавлением га­зовой фазы и без нее в поровое пространство. Наряду с изучением порис­тости и проницаемости исследовали изменение в шлифах структуры порово-го пространства песчаников при движении кислотных растворов и кислот­ных растворов в смеси с азотом (АКС). Определение вели по двум группам образцов. Обломочная часть песчаников состояла из кварца (до 70 %) и гла­уконита (до 5 %). Цемент пленочно-поровый, глинистый (15-20 %) и поро-вый кальцитовый (5-8 %). Глинистый материал представлен гидрослюдой. Карбонатность пород 4,2-8,3 %, открытая пористость 5-8 %, проницаемость (1-5)10 3 мкм2. Кислотное воздействие с азотом и без азота проводили в два этапа. Сначала нагнетали 10 %-ную НС1 в объеме, большем Vc. Затем обрабатывали породу 10 %-ной НС1 + 1 %-ной HF в количестве 20Уп без азота и с азотом. При этом растворение глауконита и глинистого вещества осуществляется по-разному. Для оценки интенсивности вторичных изменений после кислотного воздействия поровое пространство условно разделено по величине открытой пористости на три зоны, отличающиеся составом и содержанием цемента, структурно-текстурными формами и строением пор: высокопористой (т' < < 20 %), среднепористой (10 % < т' < 20 %) и низкопористой (т' < 10 %) текстур. В результате глинокислотной обработки высокопористая и средне-пористая зоны проявляют тенденцию к фронтальному распространению по более проницаемым участкам с постепенным затуханием по мере удаления от входа, теряющего активность раствора. За счет применения глинокислоты в 292

	АКС формируются зоны в виде каналов, пронизывающие низкопори­стую среду с неизмененным компактным строением обломочной части и це­мента. На рис. 9.11 показаны зоны вторичной текстуры после обработки об­разцов кислотой и АКС. Различия в коллекторских свойствах по зонам вторичной текстуры объ­ясняют следующим образом. В пределах высокопористой зоны степень рас­творения цементирующих минералов очень высока. Открытые поры состав­ляют 80-95 % суммы свободных и заполненных цементом пустот. Глауконит растворяется практически полностью, глинистый цемент - частично. Сте­пень растворения глинистого вещества после фильтрации глинокислоты с азотом значительно выше, чем без него, — на 80—90 и 40—50 % соответствен­но. Уничтожение цементирующих минералов ведет к разуплотнению квар­цевого скелета песчаников, т.е. к потере связи между обломочными зернами и увеличению свободного пространства. Однако этот процесс не способству­ет полному разрыхлению данной породы, так как часть зерен кварца прочно скреплена между собой. Вследствие этого высокопористая зона приобретает характерное микростроение, выражающееся в чередовании участков с агре­гатной и раздельно-зернистой структурой (рис. 9.12). Агрегатные структуры выступают в данном случае как структурные единицы, состоящие из двух или более зерен кварца, скрепленных по кон­тактам регенерации и вдавливания, или за счет пленок и каемок не затрону­того растворением глинистого цемента. Агрегатные структуры кварца взаи­мосвязаны в микроблоки, прочность которых обусловливает сохранность по­роды в зоне активного действия кислотного раствора. В участках с раздель­но-зернистым строением обломки не имеют контактов и составляют "плавающие" зерна, при этом поры занимают до 30-50 % площади в поле шлифа. За счет растворения глауконита и глинистых выделений образуется большое число пор размером 50-90 мкм, а срезы отдельных расширений до­стигают 100-200 мкм. Степень разуплотнения песчаников при воздействии АКС выше вслед­ствие более глубокого проникновения раствора в образец и более полного растворения глинистого цемента в межзерновом пространстве. В результате этого возрастают плотность пор и особенно число соединяющих каналов (пережимов), что способствует присоединению большого числа крупных пор к фильтрационному полю коллектора.
	Рис. 9.11. Зоны вторичной текстуры в образцах песчаников после обработки глинокислотой: а — в жидкой фазе; б, в — в азотнокислотной смеси; 1,2,3 — зоны высокопористой, среднепо-ристой и низкопористой текстуры соответственно 293

		Рис. 9.12. Микротекстура высокопористой зоны в образце песчаника, обработанного азотнокислотной смесью. Светлые пятна — открытые поры, заполненные баке­литом; темные пятна - глинистый цемент
	Описанная зона переходит в зону среднепористой текстуры, которая характеризуется неполным растворением при обоих способах обработки не только глинистого вещества, но и глауконита. Степень их сохранности до­стигает 50-80 %, что приводит к снижению пористости и проницаемости в пределах этой зоны. В зоне низкопористой текстуры значения поровых по­казателей сохраняются на уровне, достигнутом после первоначальной обра­ботки 10 %-ной НС1. Выявленный в процессе данного исследования эффект роста емкостных и фильтрационных свойств песчаного коллектора после воздействия глино-кислотными растворами с газом состоит в увеличении степени растворения пласта и формировании глубоко проникающих в породу высокопроницаемых зон вторичной текстуры. Проникновение кислотных растворов и АКС в поровое пространство и механизм кислотного воздействия на породы изучали также методом ртутной порометрии. Рассмотрим полученные данные. Для исследования методом ртутной порометрии, характерные результаты которой приведены на рис. 9.13, до обработки и после нее отрезали пластинки песчаника со стороны закачки в образец кислотного раствора и АКС. Сопоставление распределе­ния пор по размерам показало, что после обработки уменьшилось содержа­ние поровых каналов радиусом г < 2,5 мкм и увеличилось число пор большо­го размера с г = 2,5-s-lO мкм за счет расширения пор меньшего размера. При обработке кислотными растворами появились новые поры с г = 10-5-25 мкм, а при обработке АКС — поры радиусом 40 мкм. Проницаемость образцов после обработки определяется фильтрацией через вновь созданные поры (см. рис. 9.13) и обусловливает большую эф­фективность воздействия АКС. Поскольку объемы кислоты в кислотном и газированном кислотном растворах одинаковы, эффективность воздействия свидетельствует о расходовании химической активности газированной кис­лоты в порах наибольшего размера и может быть объяснена следующим. При закачке АКС в насыщенную жидкостью пористую среду газ, являясь несмачивающей фазой, движется по центральной части наибольших поро­вых каналов с опережением. Скорость движения газа вследствие его низкой вязкости значительно больше скорости движения кислоты. Прохождение смеси через расширения и пережимы пор, частое изменение направления движения, связанное с извилистостью поровых каналов, способствуют турбу-лизации потока. При этом возникают условия для увлечения кислоты по наибольшим поровым каналам, лучшего контактирования ее с цементи­рующим веществом и для выборочного растворения участков пористой среды. 294

	а W;k,%
	40			/ / :/ / f / 1 > \ W A [ A 1 1 \ \ —г у у ■' L — L__ ___ \ ---\ У1
	20
	0 S 40
				1 1 / \ \ \ W ------ 1— J U
	20
	0,1 0,16 0,25 Ofi 0,63 1,0 1,6 2,5 4,0 6,3 10 16 г, мкм Р=1 / F=l 2
	Рис. 9.13. Гистограммы распределения поровых каналов по размерам W и доля их участия в проницаемости k до обработки (я) и после нее (б): 1,2- соответственно негазированная (Гр = 0) и газированная азотом (Гр = 1-^2) кислота Изучение скорости реакции кислотных растворов в смеси с газовой фазой. Проведены экспериментальные исследования по изучению воздейст­вия газокислотными смесями на низкопроницаемые (от 5 • 10~3 мкм2) слабо­карбонатные (от 0,3 до 1,5 %) горные породы. Исследования осуществляли при термобарических (р = 60 МПа и Т = 60 °С) и гидродинамических (20 х х 10~4 s ReycJI s 300-10"4) условиях, близких к пластовым. Изучено влияние газового числа смеси Гр (отношение объема газовой фазы к объему жидкой фазы), гидродинамических условий ее движения на скорость реакции глино-кислотного раствора (1 %-ная HF + 10 %-ная НС1) и изменение проницаемо­сти горных пород. Результаты исследований обрабатывали таким образом, чтобы получить зависимость коэффициента массопередачи от режима движения жидкости в порах. Для моделирования условий гидродинамической аналогии модели и натуры условный параметр Рейнольдса Re, =^Р-,                                                                                              (9.21)
	где ик - усредненная скорость движения кислотного раствора в порах с уче­том газонасыщенности порового пространства,
	uÍ =	- ро	- рг)'		(9.22)
	<7К ~ расход кислотного раствора; F - площадь фильтрации; пг - коэффици­ент открытой пористости; ров - остаточная водонасыщенность; рг - насы- 295

	щенность порового пространства газовой фазой; vK — кинематическая вязкость кислотного раствора; dcp - средний диаметр поровых каналов по­роды. Как видно из рис. 9.14, при увеличении газового числа смеси от 0 до 2 растет коэффициент массопередачи р, а следовательно, и скорость реакции кислотного раствора с породой при малых значениях условного параметра Рейнольдса (ReycjI < 50 • 10~4), которая резко снижается при больших значе­ниях (ReycjI > 50 • 10~4). Увеличение газового числа до Гр = 3 при условном параметре Рейнольдса ReycjI = 25 • 10~4 приводит к росту коэффициента мас­сопередачи. При дальнейшем увеличении газового числа смеси снижается коэффициент массопередачи. После достижения Гр = 5,5 последующий его рост не влияет на скорость реакции глинокислотного раствора с породой и экспериментальные зависимости р = ДГр) для условных параметров Рей­нольдса 25 • 10~4 и 86 • 10~4 совмещаются, т.е. в этой области влияние газо­вого числа смеси и условного параметра Рейнольдса не замечено. Такое изменение коэффициента массопередачи в зависимости от газово­го числа смеси и условного параметра Рейнольдса, очевидно, объясняется следующим. При малых значениях условного параметра Рейнольдса (ReycjI < <  50 • 10~4) добавка газовой фазы к глинокислотному раствору приводит к более интенсивному его перемешиванию, за счет чего увеличивается ско­рость реакции глинокислотного раствора с породой. При больших значениях условного параметра Рейнольдса (ReycjI > 50 • 10~4) происходит довольно ин­тенсивное перемешивание глинокислотного раствора при движении в поро-вом пространстве и без газовой фазы. Добавка газовой фазы в этом случае приводит к отрыву от поверхности реагирования капель глинокислотного раствора и замещению его химически нейтральным газом. Это вызывает снижение скорости реакции. При увеличении газового числа смеси (Гр а 5) газовая фаза движется по наибольшим поровым каналам, а глинокислотный раствор частично оттесняется в поры меньших размеров, в которых фильт­рация практически отсутствует. Другая часть глинокислотного раствора ста­новится внутренней фазой газокислотной смеси, в результате чего скорость реакции остается постоянной. Характер изменения коэффициента массопе­редачи в зависимости от газового числа смеси и условного параметра Рей­нольдса позволяет достаточно четко выделить области осуществления про­цесса. Процессы, реализуемые при изменении газового числа смеси (0 < <  Гр < 3) независимо от значения условного параметра Рейнольдса, можно отнести к процессам обработки скважин газокислотными неатомизированны-ми смесями. При изменении газового числа смеси (3 < Гр < 5) процессы от­носят к процессам обработки скважин газокислотными смесями, переходны­ми от неатомизированных к атомизированным, и при газовых числах смеси Гр > > 5 - к процессам обработки скважин атомизированными газокислот­ными смесями.
	Рис. 9.14. Зависимость коэффициента массопередачи от газового числа смеси для различных величин условного параметра Рейнольдса: ------- 1,2- экспериментальные кривые для условного параме- 1,0 2,0 3.0 U.0 5,0 6,0 7.0 Гр Тра Рейнольдса, равного соответственно 25-Ю"4 и 86-Ю"4
	296

	Для области факторного пространства с изменением факторов (0 s Гр s s 1,75 и 24 • 10~4 s ReycjI s 280 • 10~4) в реально существующих пределах при проведении процессов воздействия на пласты в призабойной зоне скважин кислотными растворами в смеси с газовой фазой получены уравнения рег­рессии, одновременно учитывающие влияние газового числа смеси и услов­ного параметра Реинольдса на коэффициент массопередачи. Для области изменения факторов 0 < Гр s 1,75 и 24 • 10~4 < ReycjI < 84 х х 10"4.
	111,2+ ^-54-10				_ 358(г _ 1)] К)"8, Р             [	(9.23)
	30 • 10"
	для области факторного пространства 0 < Г s 1,75 и 84 < 280 • 10"4					104< Re <
	2572920672 ,	еуол 15210 [92Q _ 672(г _ 1)] _ ЮО(Г - l)llO-				(9.24)
	68 • 10~
	Уравнения регрессии использованы для расчетов скорости нейтрализа­ции кислоты при ее радиальном распространении в пласте. Результаты расчетов представлены на рис. 9.15 в виде профилей нейтрализации в пла­сте пористостью 13 % со средним диаметром пор 5 • 10~4 см, толщиной 203 см при расходе кислоты 3 • 103 см3/с, Гр = 0 и Гр = 1,5, с газонасыщеннос­тью порового пространства соответственно 0 и 0,21, насыщенностью непо­движной фазой 0,25. Глубина радиального проникновения глинокислоты при уменьшении в ней содержания HF от 1 до 0,1 % очень мала. Ширина профилей составляет 10 см при Гр = 0 и 15 см при Гр = 1,5. Однако по мере растворения легко-разлагаемых компонентов породы контур начальной концентрации продвига­ется в глубь пласта. Ширина профилей, например, при радиальном проник-
	5-Ю	-2	/?,см/с - 5-10~в
	0			0		Л, см
	Рис. 9.15. Изменение гидродинамических условий Re■■ (/), Re(2), коэффициента массопередачи Р (3, 4) и профилей нейтрализации С/Со плавиковой кислоты (5, 6) при ее радиальном распро­странении: 1, 3, 5 - негазированная глинокислота (Гр = 0); 2,4,6- газированная глинокислота (Г = 1,5)
	297

	новении кислоты R = 50 см практически одинакова, а при R = 80 см быстрее нейтрализуется газированная кислота. Это обусловлено инверсией кривых Р = f(R) при изменении ReycjI в зависимости от R. Кривая 4 при возраста­нии R располагается выше кривой 3 несмотря на то, что время контактиро­вания кислоты с породой при прохождении АКС одинакового с кислотным раствором отрезка пути AR на 30 % меньше. Расчеты также показали, что при повышении расхода кислоты в 2 раза профили нейтрализации расши­ряются при увеличении Гр в 1,8 раза. Следовательно, при обработках негазированной или газированной гли-нокислотой поровых коллекторов плавиковая кислота практически полно­стью прореагирует еще при закачке и нет необходимости специально вы­держивать ее в пласте для реагирования. Более того, нужно сразу же при­ступать к извлечению продуктов реакции во избежание закупорки порового пространства временно растворимыми и нерастворимыми продуктами реак­ции глинокислоты. Эта задача легко решается при обработке газированной кислотой. Глубина проникновения активной кислоты, как показывают расчеты, в большей степени зависит от наличия растворимых в глинокислоте компо­нентов. Например, в условиях, принятых для расчетов, при закачке 2,4 м3/м глинокислоты на поглощающую толщину пласта активная кислота проникает в зону с 0,1 s R s 0,9 м, а в зоне с 0,9 < R < 2,5 м будут нахо­диться продукты реакции. Для полного использования химической активнос­ти кислоты объем продавочной жидкости необходимо увеличить примерно на 0,5 м3/м с целью вытеснения активной кислоты за пределы зоны с 0,1 s <; R <; 0,9 Ï. Изменение проницаемости пород после обработки кислотными рас­творами с добавлением газовой фазы и без нее. Исследования проводили на двух группах образцов с различным составом и количеством растворимой части пород (глины, глауконит, карбонаты). Это образцы эоценовых и оли-гоценовых отложений Предкарпатья. Вторая группа образцов отличается значительно меньшей проницаемостью. Так, начальная проницаемость со­ставила (3-!-10)10~3 и (0,2-И),5)10~3 мкм2 для эоценовых и олигоценовых об­разцов соответственно. На основании экспериментальных исследований на образцах эоценовых песчаников установлено, что изменение газового числа смеси от 0,5 до 1,5 не приводит к существенному изменению коэффициента кратности роста про­ницаемости образцов после прокачки через них газокислотной смеси и гли-нокислотного раствора без добавки газовой фазы, которое могло бы повлиять на результаты промысловых работ. При увеличении газового числа смеси (Гр > 5) наблюдается снижение коэффициента кратности роста проницае­мости исследуемых образцов. Это, очевидно, обусловлено теми же фактора­ми, что и уменьшение коэффициента массопередачи. В результате исследований получена корреляционная зависимость ко­эффициента кратности роста проницаемости образца от его начальной про­ницаемости, по которой можно прогнозировать степень роста проницаемости подвергшихся обработке пород и оценивать увеличение продуктивности скважины после обработки пластов в призабойной зоне газокислотными сме­сями. Исследованы зависимости коэффициента кратности роста проницае­мости образцов г\ после нагнетания газокислотной смеси в объеме нагнета­ния кислотного раствора, равного 13УП и 26УП начальной проницаемости. 298

	Наибольшая степень роста проницаемости достигается по образцам с на­чальной проницаемостью (2—8)10~3 мкм2. Корреляционной связи между зна­чениями коэффициента кратности роста проницаемости и начальной прони­цаемости после нагнетания через образец 10 %-ного раствора НС1 не уста­новлено. Интересно отметить большое влияние газовой фазы на рост проницае­мости пород при обработке олигоценовых песчаников с карбонатностью до 4 %. При этом степень увеличения проницаемости после фильтрации при­мерно 15УП глинокислоты (10 %-ной НС1 + 1 %-ной HF) без газа и с газом составляет соответственно 1,8 и 12,8 раза. Следовательно, имеются породы, для которых добавление газовой фазы при кислотной обработке окажет существенное влияние на результаты обра­ботки. Таким образом, учитывая изложенные результаты многочисленных ла­бораторных экспериментов, приходим к выводу, что основными фактора­ми, которые могут повысить эффективность воздействия на пласты газо­кислотными смесями, являются улучшение условий освоения скважин пос­ле закачки в пласты газокислотных смесей и увеличение радиуса обра­ботки пласта. Добавление газа к глинокислотным растворам приводит к значительному возрастанию проницаемости пород при обработке низ­копроницаемых коллекторов (< 0,5 • 10~3 мкм2). С ростом начальной проницаемости влияние газовой фазы на результаты глинокислотной обработки ощущается слабее. Во всех случаях увеличение газового числа смеси желательно и будет способствовать повышению эффективности обра­ботки.
	9.3.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН КИСЛОТОЙ, ГАЗИРОВАННОЙ АЗОТОМ Технология обработки пласта АКС предназначена для восстановления и улучшения коллекторских свойств сильно загрязненного или слабопроница­емого продуктивного пласта с целью облегчения условий по вызову притока нефти и газа и повышению нефтегазоотдачи. Технология азотнокислотных обработок пласта с использованием пе­редвижных азотных газификационных установок типа АГУ-8К заключа­ется в том, что в призабойную зону продуктивного пласта через перфо­рационные отверстия нагнетаются последовательно порции сжатого газо­образного азота и газированного азотом кислотного раствора, которые про­давливаются в пласт водой, нефтью или газированной азотом жидкостью (пеной). В связи с высокой активностью азотнокислотной смеси и практически полной ее нейтрализацией еще в процессе фильтрации в призабойной зоне нет необходимости в выдерживании кислоты на реагирование. Поэтому сра­зу после окончания продавливания приступают к освоению скважины, плав­но снижая устьевое давление с целью удаления продуктов реакции кисло­ты из пласта и создания необходимой депрессии для вызова притока из скважины. Технология значительно повышает взрывобезопасность проведения ра­бот по освоению скважин и технико-экономические показатели кислотного воздействия на призабойную зону пласта, особенно в условиях, отличаю- 299

	щихся слабопроницаемыми породами и сравнительно низкими пластовыми давлениями. Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при обработ­ке АКС приведена на рис. 9.16. Приготовление смеси кислотного раство­ра с газообразным азотом осуществляется аналогично приготовлению га­зированной жидкости (пены). Однако необходимо следить за изменени­ем давления. Давление закачиваемой в скважину азотно-жидкостной сме­си при использовании аэраторов не должно быть более 20 МПа, при использовании жидкостно-газовых эжекторов не более 35 МПа с учетом прочности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры. Выбор рецеп­тур кислотных растворов и ингибиторов должен производиться с уче­том имеющегося промыслового опыта на данном месторождении, а также минералогического состава горных пород коллектора и степени их уплотне­ния. При азотнокислотной обработке закачивание кислотного раствора в пласт целесообразно проводить двумя порциями. Для сокращения непроиз­водительного расходования плавиковой кислоты на растворение компонентов пласта, которые хорошо реагируют с соляной кислотой, и предотвраще­ния образования нерастворимых фторидов в качестве первой порции кис­лотного раствора, составляющей 30-40 % общего объема раствора, приме­няется 10-15 %-ная соляная кислота. В качестве второй порции необхо-
	25
	Рис. 9.16. Схема обвязки оборудования и устья скважины при азотнокислотной обработке приза-бойной зоны пласта и вызове притока: / - газификационная установка АГУ-8К; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - "гребенка"; 6 - насосный агрегат 4АН-700 (ЗЦА-400, ЦА-320М); 7 - кислотовоз Аз-ЗОА или КП-6,5; 8 - трубопровод для подачи кислотного раствора или пенообразующей жидкости в смеситель (эжектор); 9 - оборудование для регулирования соотношения фаз; 10 - смеситель (аэратор, тройник, эжектор); // - манометр; 12 - нагнета­тельная линия для подачи технологического агента (жидкости, газированной жидкости - пены, газа) в скважину; 13 ~ тройник; 14 — 20 — задвижки фонтанной арматуры; 21 — выкидной тру­бопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 22 - нефтесбор-ный коллектор; 23 - крестовина фонтанной арматуры; 24 - задвижка для отключения линии насосных агрегатов; 25 — накопительная емкость; 26 — якорь стопорный для закрепления вы­кидной линии 21; 27 - пробоотборный кран 300

	димо использовать 10—15 %-ную соляную кислоту с добавкой 2—4 % плавико­вой кислоты. Необходимый объем кислотного раствора следует определять по резуль­татам лабораторных исследований в условиях, близких к пластовым, и име­ющегося промыслового опыта. В качестве продавочной жидкости следует использовать воду, нефть или газированную азотом жидкость (пену). Объем продавочной жидкости устанавливается исходя из условия за­полнения ею внутреннего объема НКТ, объема эксплуатационной колонны в интервале перфорации и вытесняемой в призабойную зону пласта части объема кислотного раствора с целью полной его нейтрализации согласно зависимости V    = V + V + K'V                                                                                (9 .25) ■пр ^нкт + •э.к + iv 'к.р'                                                                                                                                 W.4O/ где VKKT — внутренний объем НКТ; Уэ'к — объем эксплуатационной колонны в интервале перфорации; К' — опытный коэффициент, определенный по дан­ным лабораторных исследований, обычно К' = 0,5; VKV - объем кислотного раствора. Формула (9.25) применима для терригенных коллекторов. Для карбонатных коллекторов следует использовать зависимость V    = V + V                                                                                            (9 2fi) Для проведения обработки АКС необходимо спустить в скважину ко­лонну НКТ до забоя и промыть скважину. После промывки приподнять НКТ, установив башмак лифта на 2-3 м выше верхнего перфорационного отверстия. Оборудовать устье скважины фонтанной арматурой. Если ожидаемое максимальное давление нагнетания азотнокислот-ной смеси превышает допустимое для эксплуатационной колонны, то НКТ следует оборудовать пакером двустороннего действия с обратным клапа­ном, установив его выше интервала перфорации. Пакер должен обеспечи­вать закачивание азотнокислотной смеси в пласт и пропускание жидкости из межтрубного пространства в трубное при вызове притока флюида из пласта. Определить приемистость пласта в зависимости от давления нагнета­ния, которое не должно составлять более 80 % от давления гидроразрыва пласта. В случае недостаточной приемистости пласта вследствие загрязнения призабойной зоны необходимо установить кислотную ванну и путем тща­тельной промывки удалить продукты реакции с забоя скважины. В условиях возможного отложения в призабойной зоне тяжелых компонентов нефти (парафинов, смол, асфальтенов) провести обработку скважины растворите­лем или теплоносителем. Повторно определить приемистость пласта. С по­мощью насосных агрегатов 6 и кислотовоза 7 (см. рис. 9.16) приготовить расчетное количество кислотного раствора. При ожидаемом максимальном давлении на устье ру s 20,0 МПа (в ка­честве смесителя используется аэратор или тройник) выполнить следующие работы. Открыть задвижки 15, 18, 19, закрыть задвижки 16, 14, 17, 20, 24 и с помощью газификационных установок / произвести нагнетание в лифтовую колонну газообразного азота из расчета заполнения газом внутреннего объе- 301

	ма лифта, что будет соответствовать моменту начала пролета газа через башмак лифта. После окончания закачивания газообразного азота закрыть устьевую задвижку 19 (на межтрубном пространстве) и при открытых за­движках 15, 18, 24 с помощью установок / и насосных агрегатов 6 через сме­ситель 10 осуществить нагнетание в лифтовую колонну азотнокислотной смеси, исходя из условия обеспечения не менее 50 нм3 азота на 1 м3 раство­ра при расходе последнего от 0,20 до 0,25 м3/мин. Первоначально в сме­ситель 10 подать соляную кислоту, затем - глинокислоту. Путем нагнета­ния в трубное пространство газированной азотом продавочной жидкости, продавить азотнокислотную смесь в пласт. После окончания продавлива-ния закрыть задвижки 15, 24 и плавно снизить давление в межтрубном и трубном пространствах скважины, открыв задвижки 17, 19 с целью свое­временного удаления продуктов реакции из пласта и направив выхо­дящую из скважины жидкость по выкидной линии 21 в накопительную ем-кость 25. После снижения давления в скважине открыть задвижку 14, закрыть задвижку 19 и с помощью установок АГУ-8К произвести по­дачу газа в межтрубное пространство для вызова притока и дренирования пласта. При ожидаемом максимальном давлении на устье 20,0 < ру s 35,0 МПа (в качестве смесителя используется эжектор) выполнить следующие опера­ции. Открыть задвижки 15, 18, 19, 24, закрыть задвижки 14, 16, 17, 20 (см. рис. 9.16) и с помощью азотных газификационных установок /, насосных агрегатов 6 и кислотовоза 7 через смеситель (эжектор) 10 по линии 12 осу­ществить приготовление и нагнетание в лифтовую колонну азотнокислотной смеси (газированного азотом кислотного раствора) при открытом межтруб­ном пространстве, исходя из условия обеспечения не менее 50 нм3 азота на 1 м3 кислотного раствора, при расходе последнего от 0,20 до 0,25 м3/мин. Перед закачиванием азотнокислотной смеси можно заполнить лифт га­зообразным азотом до давления на устье 20,0 МПа. После заполнения лифтовой колонны азотнокислотной смесью закрыть устьевую задвижку 19 на межтрубном пространстве и продолжить нагнета­ние в скважину требуемого объема газированного кислотного раствора. После подачи в скважину всего объема кислотного раствора продавить азотнокислотную смесь в пласт. По окончании продавливания закрыть устьевую задвижку 15 и плавно снизить давление в межтрубном и трубном пространствах скважины, открыв задвижки 17, 19 с целью своевременного удаления продуктов реакции кисло­ты из пласта, направив выходящую из скважины жидкость по выкидной ли­нии 21 в накопительную емкость 25. После снижения давления в скважине закрыть задвижку 19, открыть задвижку 14 и с помощью установок АГУ-8К и насосных агрегатов 6 через смеситель 10 произвести нагнетание газированной азотом жидкости (пены) в межтрубное пространство для дренирования пласта и вызова притока.
	9.3.3. ОПЫТ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН АКС Обработку АКС проводили на Росильнянском газоконденсатном и Битков-ском нефтяном месторождениях Предкарпатья. Росильнянское месторождение характеризуется большой изменчивостью коллекторских свойств по площади и разрезу эоценовых отложений и 302

	вследствие этого большим диапазоном изменения дебита газа от 10 до 1000 тыс. м3/сут при высоком пластовом давлении. Битковское месторождение разрабатывается на режиме растворенного газа, причем пластовое давление снизилось в некоторых зонах до 0,5 от ги­дростатического. Карбонатность менилитовых пород составляет в среднем 3,9 % при среднеквадратическом отклонении ±2,6 %. Все скважины Битков-ского месторождения неоднократно (3-8 раз) подвергали обработкам: ГРП, кислотным, термообработкам и др. Успешность повторных обработок в усло­виях снижающегося пластового давления постоянно падает. Так, успешность вторых и третьих кислотных обработок составляет уже до 30 %, а дополнительная добыча Д снизилась от 1100 т на успешную опе­рацию (при первой обработке) до 100 т (при третьей). Соответственно при пластовых давлениях, близких к гидростатическому, Д = 800 т, а при давле­нии около половины давления гидростатического столба воды Д = 70 т на одну успешную скважино-операцию. В таких условиях началось внедрение АКС на Битковском месторождении. В табл. 9.5 приведены сведения о параметрах и результатах некоторых обработок. Скв. 527 Битковского месторождения вскрыла менилитовые отложения в интервале 1994-2257 м, оборудованном фильтром. Лифт 63,5 х 50,8 мм спу­щен на глубину 1989 м. Начальный дебит скважины составил 0,5 т/сут неф­ти, газовый фактор - 340 м3/т, пластовое давление - 24,5 МПа. Два гидро­разрыва пласта с закачкой 3,5 и 4,5 т песка и кислотная обработка 16 м3 14 %-ной НС1 были неуспешными. Дебит составил 0,5—0,3 т/сут. Потом скважина переведена на газлифт с дебитом 3,0 т/сут. При пластовом давлении 10,5 МПа проводилась обработка АКС. Дебит увеличился до 6,3 т/сут. За 5 мес дополнительно добыто 220 т нефти, что примерно в 2 раза выше средней эффективности операций. Таблица 9.5 Примеры обработки АКС
	Номер, Вскры- Диаметр Давле- Объем Расход, Объем тип сква- тый ин- НКТ, ние на- закачан- м3/мин Рецептура Степень зака- жины, тервал, мм/глу- гнета- ного кис- кис- азота раствора аэрации, чанно- дата м бина ния, лотного лоты Ï3/Ï3 го азо- спуска МПа раствора, Ï3 Ú‡, Ï3 42 ê, 2825- 63,5 25 50 0,20 12 Кислые 1:60 3500 газовая, 2890 2826 стоки це- 2.11.1971 2950- ха СЖК 3020 Надвор- нянского ВПЗ* 527 Å, 1994- 50.8-63.5 17 18 0,30 12 10 % HCl 1:40 3500 нефтя- 2257 1989 ная, 1972 42 ê, „‡- 2825- 63,5 32 45 0,24 12 10 % HCl 1:50 2200 зовая, 2890 2826 21.06. 2950- 1972 3020 451 Å, 1651- 63,5 19 15 0,15 6 10 % YCl 1:40 3000 нефтя- 1925 10 % HCl + ная, 1645 + 1 % HF 14.09. 1645 1972 " Кислотность в пересчете на СН3СООН составляет с %.
	303

	Скв. 451 Битковского месторождения после обводнения газовых плас­тов переведена на вышележащие менилитовые отложения в интервале 1651—1955 м. Цементный мост установлен на глубине 2364 м. После перфо­рации дебит нефти составил 1 т/сут, а в результате последующей обработ­ки АКС увеличился до 3,8 т/сут. Две последовательные обработки АКС скв. 42 Росильна были успешны­ми и привели к увеличению дебита от 15 тыс. до 30 тыс. м3/сут и от 30 тыс. до 50 Ú˚Ò. Ï3/ÒÛÚ. Термометрическими исследованиями выявлено, что после обработки АКС получен приток газа из ранее не вовлеченных в разработку пластов. В Прикарпатье введены в разработку глубокозалегающие месторожде­ния (Оров-Уличнянское, Старо-Самборское и др.), характеризующиеся низ­кими коэффициентами продуктивности скважин (0,5—4,0 т/(с сут-МПа)) и большими депрессиями (15—25 МПа) при их освоении и эксплуатации. Про­дуктивные ямненские отложения палеоцена Старо-Самборского месторожде­ния залегают на глубине 3500-3800 м. Коллекторы представлены мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и алевролитами (65-85 % кварца, остальное - полевые шпаты, глауконит) с прослоями глинистых сланцев. Эффективная мощность ямненских отложе­ний до 70 м, пористость в среднем 15 %, а проницаемость, по промысловым данным, (l-i-З) 10~3 мкм2 при среднем радиусе пор 1 мкм. Карбонатность про­дуктивных пород достигает 10-20 %. Начальное пластовое давление на глу­бине 3500 м составляло 48 МПа, текущее - 34,6 МПа, а давление насыще­ния — 15,6 МПа. Плотность нефти 0,85 г/см3, вязкость ее при температуре 40 °С 7 МПа-с, пластовая температура около 92 °С. На Оров-Уличнянском месторождении разрабатываются нижнеменили-товые отложения олигоцена (2700-3800 м), представленные чередованием до 20 пропластков песчаников и алевролитов с аргиллитами. Эффективная мощность коллекторов до 30 м. Средняя проницаемость песчаников (1+2) 10~3 мкм2, пористость 13 %, карбонатность 2,0-3,1 %. Песчаники кварцевые, мел­козернистые с глинистым, кремнистым, реже с известковистым и битуми­нозным цементом. Начальное пластовое давление (38 МПа) снизилось до 20 МПа, а давление насыщения составляет около 30 МПа. Газовый фактор увеличился до 1000 м3/т. Плотность нефти 840 кг/м3, вязкость 3—5 мПа-с при температуре 40 °С, пластовая температура 80-90 °С. В результате лабораторных исследований кислотного воздействия на низкопроницаемые коллекторы Прикарпатья выявлено резкое уменьшение эффективности обработки, вплоть до снижения проницаемости по сравне­нию с начальной, даже при кратковременном (до 1 ч) оставлении продуктов реакции в поровом пространстве. При немедленном удалении из порового пространства продуктов реакции можно добиться 1,5-2-кратного роста про­ницаемости при начальной карбонатности образцов 2-3 % и до 4-кратного -при карбонатности около 5 %. Своевременное удаление из призабойной зоны пласта продуктов реакции обеспечивает повышение успешности операции до 76-90 % и высокую эффективность на Долинском и Северо-Долинском мес­торождениях. Установлено, что для успешной кислотной обработки Оров-Уличнян-ского и Старо-Самборского месторождений необходимо немедленное извлече­ние продуктов реакции. Так, более 10 скважин Оров-Уличнянского место­рождения подвергались солянокислотной (10-15 % НС1 и 5 % СН3СООН) или глинокислотной (с добавкой до 1 % HF) обработке с закачкой в пласт 304

	6-10 м3 кислотного раствора при давлении на устье 20-30 МПа. Все обра­ботки оказались неуспешными. Только по скв. 112 (Уличняна), где кислот­ный раствор продавили в глубь пласта 50 м3 нефти, дебит увеличился от 2 до 7,6 т/сут и дополнительно было добыто более 1500 т. Успешными были обработки нагнетательных скважин с немедленной продавкой кислоты в пласт 80-120 м3 воды и переводом скважин под закачку. Полагая, что причины низкой успешности кислотных обработок - не­своевременное извлечение продуктов реакции из пласта и недостаточная полнота их выноса из порового пространства, на этих месторождениях про­вели пять успешных кислотных обработок с использованием азота. Ствол скважины заполняли дегазированной нефтью, не изменяя подве­ски лифта. Далее, при открытом затрубном пространстве закачивали в тру­бы 500 м3 азота, затем 6 м3 15 %-ной НС1 и 0,15 % КИ-1 с добавкой 30 м3 азо­та на 1 м3 раствора. Продавливание кислоты в пласт осуществляли нефтью в объеме труб после закрытия затрубного пространства при давлениях на устье до 33 МПа и расходе до 0,2 м3/мин. Затем сразу открывали затруб-ную задвижку и пласт начинал очищаться в основном за счет использования энергии упругого сжатия жидкости и азота. Одновременно в трубки 2-3 ч закачивали азот при расходе 6 м3, продавливали 6-9 м3 газированной азотом нефти и опять продолжали закачку азота еще в течение 2-3 ч при макси­мальном давлении. Обычно после 4-8 ч дренирования скважины начинали фонтанировать. В табл. 9.6 приведены сведения о технологии и результатах обработок с азотом. Во все скважины закачивали 15 %-ный солянокислотный раствор объе­мом 6 м3, работало по одной установке АГУ-8К и расход газа составлял 6 м3/мин. Дополнительная добыча на одну обработку составила в среднем 1854 Ú. Особенность обработок АКС - совмещение процесса кислотного воздей­ствия и освоения скважин в одном цикле. При этом обеспечивается очень важное преимущество новой технологии - немедленное после закачки кис­лоты извлечение продуктов реакции НС1 и глинокислоты из низкопроницае­мых (0,001-0,003 мкм2) слабокарбонатных коллекторов. Процесс обработки и
	Таблица 9.6 Примеры обработок АКС
	Старо-Самборское месторождение, эксплу- Оров-Уличнянская залежь, Показатели атационный объект Ямна эксплуатационный объект Менилиты ëÚ. ë-7 ëÚ. С-14 Ú. ë-65 ìÎ-35 ìÎ-60 Длина лифта (rf = 73 мм), м 3602 3720 3602 2944 2908 Обрабатываемый интер- 3687-3575 3503-3550 3398-3458 2945-2884 2812-2926 вал, м Пластовое давление, МПа 38,9 36,3 Не опре- 12,5 13,0 деляли Закачано продавочной жид- 11 18 15 11 10,5 кости, м3 Давление на устье, МПа 25,0-33,0 29,0-30,0 25,0-33,029,0 30,0 30,0 Расход жидкости, м3 0,15 0,16 0,16 0,15 0,15 Дебит нефти, т/сут: до обработки 7,6 18,0 16,3 0,6 1,2 после обработки 22,0 38,0 19,2 8,0 3,0 Дополнительно добыто, т 885 5802 328 1950 305
	305

	Таб ли ца 9.7 Эффективность обработок АКС и КО
	Вид кислот- Число сква- Успешность, Дополнительно добыто, т ной обработ- Предприятие жино-операций % Всего На обработку ки КО Надворнаянефте- 18 33 2 420 134 газ АКС 34 79 14 668 430 КО Бориславнефтегаз 12 8 1600 133 АКС 13 78 29 800 2 220
	освоения скважины глубиной до 2500 м заканчивается за 4-6 ч. Разработан­ная схема позволяет вести закачку АКС в скважины при давлении на устье до 35 МПа и добавке 60 м3 азота на 1 м3 кислотного раствора. В табл. 9.7 для сравнения приведены сведения о технологических ре­зультатах кислотных обработок (КО) и обработок АКС. Обработки с азотом обеспечивают значительный рост успешности (более чем на 50 %) и почти трехкратное увеличение добычи по сравнению с результатами КО, проведенных ранее на тех же скважинах. Благодаря большим возможностям обработок АКС на месторождениях с терригенными низкопроницаемыми коллекторами, где скважины неоднократно подвергались кислотному воздействию, увеличивается фонд скважин, перспективный для обработки.
	9.4.ОБРАБОТКА СКВАЖИН СМЕСЬЮ КИСЛОТЫ С ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ Наиболее широкое распространение среди методов ОПЗ получила кислотная обработка, которую раньше на месторождениях ДДВ проводили по стан­дартной технологии и рецептуре. Для обработки применяли солянокислот-ные и глинокислотные растворы. В качестве ингибитора и стабилизатора использовали катапин и уксусную или лимонную кислоту соответственно. После окончания операции скважину осваивали газом высокого давления, пеной, скважинными штанговыми насосами в зависимости от способа экс­плуатации. Однако стандартная технология кислотной обработки на поздней стадии разработки отложений нижнего карбона становится малоэффективной. Не­высокая эффективность кислотной обработки коллекторов нижнего карбона обусловлена в основном их низкими фильтрационно-емкостными свойствами и значительным истощением пластовой энергии. При попадании посторон­них жидкостей в такие пласты вследствие диспергирования глинистых час­тиц и их миграции осложняется процесс освоения скважины. Освоение скважины и очистка обработанной части пласта от продуктов реакции кис­лотных растворов с породой также затруднены в связи с значительным па­дением пластового давления. Таким образом, для повышения эффективности кислотного воздействия на слабопроницаемые пласты с низкой пластовой энергией необходимо со­вершенствовать технологию кислотных обработок в направлении, обеспечи­вающем своевременную и наиболее полную очистку обработанной части пла­ста от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых в пласт жидкостей. 306

	9.4.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ НАГНЕТАНИЯ В СКВАЖИНУ ГАЗОКИСЛОТНЫХ СМЕСЕЙ Основными источниками газообразной фазы являются компрессоры типа УКП-80, КПУ-16/100, АКС-7/20А, КПУ-16/250 и установки АГУ, которые применяют на предприятиях объединения "Укрнефть" с 1971 г. Газообраз­ный азот получают из жидкого азота на установках типа УГУ-8К, при этом максимальное давление нагнетания газообразного азота 22 МПа и расход 0,1 м3/с. Из одной заправки жидкого азота на установке получают 3500 м3 газообразного азота. Так, используя существующее оборудование, процесс газокислотной обработки можно реализовать на скважинах при давлении до 25 МПа, а применяя эжекторы - до 35 МПа. Газовое число смеси при обра­ботке пластов на глубине 3000 м с использованием компрессора КПУ-16/250 при расходе жидкой фазы 0,004 м3/с и давлении нагнетания 25 МПа соста­вит 0,1-0,2. Один из возможных путей увеличения газового числа смеси — примене­ние природного газа высокого давления при газокислотной обработке плас­тов. Это возможно при воздействии на пласты в призабойной зоне нефтя­ных газлифтных и газовых скважин. Опыт показал, что при обработке низ­копроницаемых пластов на промыслах ДДВ газокислотными смесями значе­ния давления нагнетания достигают 10-30 МПа. Для получения такого дав­ления газокислотной смеси при нагнетании в скважину применяют эжекти-рующие устройства. На промыслах широко используют эжектор конструк­ции Куйбышевского НИИНП. Однако применение этого эжектора при обра­ботке пластов газокислотными смесями с использованием в качестве газовой фазы природного газа связано с различными трудностями. Необходимо про­вести сложные подготовительные работы по креплению эжектора, сборке подводящей газовой и нагнетательной газожидкостной линий на фланцах или сварных соединениях согласно требованиям правил безопасного ведения работ. Разработан специальный устьевой эжектор, который устанавливают не­посредственно на фонтанную арматуру скважины. Расчеты показывают, что для достижения давления газокислотной смеси 25-30 МПа при давлении в газовой линии 10—20 МПа и средних коэффициентах эжекции необходимо, чтобы отношение площади сечения камеры смешения к площади сечения сопла f3:f2 = 3. На рис. 9.17 приведена принципиальная схема обвязки устья скважины при газокислотной обработке с использованием устьевого эжектора. Для монтажа эжектора закрывают центральную задвижку 16 и задвижки на вы­кидных линиях 2, 4, 13~15. Снимают буферную заглушку или задвижку, т.е. освобождают верхний фланец крестовины 5 или тройника фонтанной арма­туры. После чего шаблоном диаметром 50 мм проверяют проходное отверстие крестовины. Далее монтируют устьевой эжектор и проверяют его работоспо­собность. Для этого к нагнетательной линии подсоединяют насосный агрегат и, открыв задвижки 16, 4, 2, создают водой в нагнетательной полости 7 эжектора давление рр. При правильно собранном устьевом эжекторе и на­дежной герметизации соплодержателя в корпусе диффузора и сопла в соп-лодержателе давление pv должно быть на 10-25 МПа больше давления рс в полости газожидкостной смеси эжектора. Давление pv определяют по мано­метру 3 или манометру на насосном агрегате при его работе, а давление рс -по манометру 3 в момент остановки насосного агрегата, так как давление в 307

	Газокислотная смесь	Газ Высокого
	Рис. 9.17. Схема обвязки устья скважины с использованием устьевого эжектора: /, 3, 18 - манометры; 2, 4, 13-17 - задвижки фонтанной арматуры; 5 - крестовина фонтанной арматуры; 6 - фланец эжектора; 7 - нагнетательный переводник; 8 - сопло; 9 - диффузор; 10 - линия подвода газовой фазы; // - уплотнительный элемент; 12 - полость газожидкостной смеси
	нагнетательной полости и полости газожидкостной смеси эжектора после остановки агрегата выравнивается. Далее проверяют герметичность элемента //, разобщающего газовую полость эжектора и полость газожидкостной сме­си. Для этого насосным агрегатом создают давление в нагнетательной поло­сти эжектора и выходят на устойчивый режим его работы (стабилизируются давления рр и рн). После этого задвижку 14 на газовой линии закрывают, и давление в газовой полости эжектора рн снижается. Уменьшение давления в газовой полости эжектора фиксируется по манометру /. Для проверки рабо­тоспособности обратных клапанов на газовой линии закрывают задвижки 4, 17, останавливают насосный агрегат и закрывают задвижку 16. При надеж­ной герметизации обратными клапанами газовой линии от нагнетательной и газожидкостной полостей эжектора давление в нагнетательной полости (манометр 3) будет выше давления в газовой полости (манометр /); эти дав­ления не будут выравниваться. Только после установления работоспособнос­ти устьевого эжектора приступают непосредственно к газокислотной обра­ботке. 308

	9.4.2. ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН СМЕСЬЮ КИСЛОТНЫХ РАСТВОРОВ С ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ Выбор объектов для газокислотной обработки. При этом используют та­кие же критерии, как и при выборе объектов для кислотного воздействия по обычной технологии. Многими исследователями установлено отрицательное влияние на эффективность кислотного воздействия несвоевременного и не­полного удаления из обработанной части пласта продуктов реакции кислот­ного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. Влияние этого фактора существенно при воздействии кислотными растворами и обычной технологии на низкопроницаемые пласты с пластовым давлением ниже гидростатическо­го. Для определения влияния пластового давления на эффективность кис­лотной обработки низкопроницаемых (проницаемостью 0,01—0,02 мкм2) плас­тов была проведена обработка промысловых данных с использованием дис­персионного анализа по Битковскому нефтяному месторождению. Нулевая гипотеза сформулирована следующим образом: величина относительного пластового давления рОШ1 не влияет на дополнительную добычу после кис­лотной обработки. В табл. 9.8 приведена схема варьирования успешности и эффективности первых кислотных обработок на скважинах Битковского нефтяного месторождения за 20 лет. Из табл. 9.8 видно, что с ростом относительного пластового давления величина дополнительной добычи на одну обработку и успешность операций увеличиваются. Статистической обработкой исходного материала (табл. 9.9) установлено, что опытный критерий Фишера больше критического (Fon > > FKvW5), т.е. нулевая гипотеза отвергается, и, следовательно, величина от­носительного пластового давления существенно влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки, а значит, и на эффективность кислотной обработки.
	Таблица 9.8 Исходные статистические данные
	Уровни р , МПа/м Число операций Успешность, % Пределы измере­ния дополнитель­ной добычи на одну кислотную обработку, т Средняя арифме­тическая дополни­тельная добыча, т 0,052-0,070 0,071-0,090 0,091-0,110 0,111-0,130 6 12 88 6 33 33 83 80 0-82 0-964 0-2052 0-3890 17 199 569 1070
	Таблица 9.9 Результаты обработки данных
	Источники варьирования Сумма квад­рата отклоне­ния Степень свободы Дисперсия Критерий Фишера опытный Fon критический кр0,05 Общее всех вариан­тов Фактор Случайные отклоне­ния 24 880 000 4 643 460 20 243 000 41 3 39 1 547 800 512 000 3,03 2,84
	309

	Таким образом, установлено, что если относительное пластовое давле­ние достигло значения 0,9 и ниже, то проведение кислотной обработки по обычной технологии нецелесообразно. Для газонасыщенных пластов Глин-ско-Розбышевского газоконденсатного месторождения значение предельного снижения пластового давления составляет 0,85 гидростатического. Поэтому для улучшения фильтрационной характеристики пластов с давлением 0,9 гидростатического и ниже их необходимо подвергать воздействию газокис­лотными смесями. На основании промысловых опытов определено, что объектами для газо­кислотной обработки могут быть низкопроницаемые поровые коллекторы, ранее подвергавшиеся кислотной обработке по обычной технологии, на кото­рых повторные кислотные обработки по обычной технологии неэффективны. Эффективность газокислотной обработки таких объектов обусловлена более глубоким проникновением кислотного раствора в активном состоянии и обра­зованием значительного числа глубоких каналов больших размеров. Предпочтительными объектами для газокислотной обработки являются газонасыщенные пласты, особенно если пластовое давление в залежах ниже гидростатического. Обработка газонасыщенных пластов газокислотными сме­сями предотвращает образование в призабойной зоне жидкостных барьеров, что облегчает процесс освоения скважины и очистки обработанной части пласта от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. Методика проектирования процесса газокислотной обработки пластов разработана на основе экспериментальных исследований, проведенных на низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторах. Скорость нейтрализации плавиковой кислоты из состава глинокислоты х % НС1 + у % HF при радиальной фильтрации газокислотной смеси через поровое пространство низкопроницаемых слабокарбонатных песчаников рас­считывают методом последовательных приближений в соответствии со схе­мой (рис. 9.18) с использованием ЭВМ. Предположим, что в скважину нагнетают глинокислотный раствор в смеси с газовой фазой с начальной концентрацией плавиковой кислоты HF - у = Со, вязкостью vK, расходом глинокислотного раствора qK и газовым числом смеси Гр. Толщина обрабатываемого пласта h, пористость т, средний диаметр поровых каналов dcp, насыщенность пласта неподвижной жидкой фазой р0, газонасыщенность рг. Концентрацию плавиковой кислоты С„+1 на внешней поверхности кольцевой зоны радиусом Rn+i находят по известной величине С„ на внутренней поверхности этой зоны радиусом Rn:
	'Л+1	Рис. 9.18. Расчет нейтрализации кислоты при радиаль­ной фильтрации газокислотной смеси
	310

	(9.27)
	<W
	где р„ - коэффициент массопередачи при реакции плавиковой кислоты в поровом пространстве; т„ - время контактирования кислотного раствора с породой при его фильтрации от Rn до Rn+i, определяемое по зависимости
	0„------v           л           '.                                                                            (9.28) Як Значение коэффициента массопередачи определяют по уравнениям (9.23) и (9.24) в зависимости от гидродинамических условий фильтрации и газового числа газокислотной смеси. Значение условного параметра Рей-нольдса на контуре радиусом Rn при радиальной фильтрации газокислотной смеси в поровом пространстве рассчитывают по зависимости Re.= qdÍÒ--------.                                                                          (9.29) усл" 2ЯЯ„т(1-р0-рг)уж Необходимо отметить, что при изложенном подходе для расчета С„+1 используют параметры С„, Р„, Reycjin на внутреннем контуре кольцевой зоны, а в середине зоны - Rn - Rn+i, вследствие чего степень истощения кислотно­го раствора несколько завышается. С целью устранения ошибки принимают небольшой шаг измерения радиуса. Расчет ведут последовательно с шагом Rn+i - Rn = 1 см для п = 0, 1, 2,..., п, приняв на забое п = 0; Ro= Rc; у = Со. Также рассчитывают профиль нейтрализации при любом заданном контуре Rq > Rc, на котором предполагается концентрация, равная началь­ной Со, что возможно в случае полного разложения компонентов породы, способных реагировать с раствором плавиковой кислоты в зоне /?0 > Rc. Пример реализации методики приведен для указанных границ приме­нимости уравнений (9.23) и (9.24), по которым определяется коэффициент массопередачи для плавиковой кислоты при движении через поровое прост­ранство газоглинокислотного раствора состава 10 %-ная НС1 + 1 %-ная HF с нейтрализацией плавиковой кислоты от начальной до 0,1 %. В расчете при­ÌflÚÓ: vK = 0,005 ÒÏ2/Ò; qÍ = (3; 4; 6)10"3 ÒÏ3/Ò; m = 0,133; ров = 0,25; Гр = 0; 0,5; 1; 1,5; 1,75; dcp = (2; 3; 5)10~4 см, т.е. параметры, реально встречаемые при обработке низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторов. Наиболее интенсивно нейтрализация плавиковой кислоты происходит при малых га­зовых числах. Ширина профиля нейтрализации при этом составляет 14-16 см от стенки скважины. При росте газового числа снижается скорость нейт­рализации плавиковой кислоты, вследствие чего радиус проникновения ее в активном состоянии увеличивается до 2 раз. С ростом среднего диаметра по-ровых каналов в рассматриваемых пределах глубина радиального проникно­вения кислоты также увеличивается. Например, для расхода плавиковой кислоты qK = 6 • 10~3 см/с при росте среднего диаметра пор от 2 • 10~4 до 5 • 10~4 см при газовом числе Гр = 1,75, ширина профиля нейтрализации увеличивается от 40 до 50 см. Повышение расхода при нагнетании глино-кислотного раствора приводит к расширению профилей нейтрализации плавиковой кислоты. Так, при увеличении расхода глинокислотного раство­ра от 3 • 10~3 до 6 • 10~3 см3/с для различных газовых чисел и средних диа­метров поровых каналов радиус охвата воздействием увеличивается в 1,4-1,8 311

	раза. При больших расходах глинокислотного раствора увеличение газового числа смеси оказывает существенное влияние на расширение профиля ней­трализации. Для прогнозирования повышения производительности скважи­ны после газокислотного воздействия при наличии информативных данных о толщине и начальной проницаемости пласта используют зависимость ко­эффициента кратности роста проницаемости от объема нагнетаемого кис­лотного раствора и начальной проницаемости пласта. Зависимость коэффи­циента кратности, полученная по опытным данным, имеет вид ть, = А " A2ko,                                                                                           (9.30) где Ai и А2 - коэффициенты, зависящие при прочих равных условиях от объема нагнетаемого кислотного раствора (при нагнетании через образцы горных пород 13 поровых объемов глинокислотного раствора Ах = 6,97 и А2 = = 0,53, а 26 поровых объемов - Ai = 12 и А2 = -0,9); k0 - начальная прони­цаемость пласта. Газовое число смеси определяется по зависимости ^р = <*эРо/Ртхс,                                                                                                               (9.31) где Гр - расчетное газовое число смеси; аэ - степень аэрации смеси (отношение объема газа к объему жидкости в нормальных условиях); р0 -атмосферное давление; рткс - забойное давление при закачке газокислотной смеси в пласты. Ожидаемое забойное давление при закачке газокислотного раствора в пласты определяют по зависимости pTSC = AHgradps0,                                                                                                    (9.32) где А — коэффициент, учитывающий повышение давления при нагнетании в пласты двухфазной газожидкостной смеси, для коллекторов проницаемо­стью (5-5-15) 10~3 мкм2 при Гр s 3 по данным лабораторных исследований А = = 1,2; Н - глубина залегания обрабатываемых пластов, м; gradpK0 - гради­ент давления, определенный при нагнетании в пласты жидкой фазы, МПа/м, gradpÍ0 = рк0/Я;                                                                                        (9.33) рк0 - забойное давление при нагнетании в скважину жидкой фазы, МПа. При отсутствии сведений о давлении рк0 в процессе нагнетания жидкой фазы в скважину можно использовать среднее арифметическое значений давлений по другим скважинам этой же залежи. Для залежей нижнего кар­бона Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения gradpK0 при закачке жидкой фазы в пласты с давлением 0,7-0,8 гидростатического со­ставляют 0,0128-0,0135 åè‡/Ï. Наибольшее значение степени аэрации аэ ж достигается при использо­вании устьевого эжектирующего устройства при условии рн = рс = ру. Для этого условия и определяется расчетная степень аэрации а0, обеспечиваю­щая забойное давление ртк0 при закачке в пласты газокислотной смеси. Зна­чение расчетной степени аэрации без учета гидравлических потерь давления при движении газокислотной смеси находят по зависимости
	() Р01п(Ргкс/>у) 312

	Здесь Kt =рж 1 + ар-^2--^2- , где рж, рг0 - плотность жидкости и газа при \               Рж Рткс / нормальных условиях. При закачке газокислотных растворов в скважину с использованием эжектирующего устройства в большинстве случаев объемный расход кислот­ного раствора составляет 0,003-0,004 м3/с, а газовое число смеси равно 0,2-0,5. В таких условиях газожидкостная смесь при движении по насосно-компрессорным трубам имеет эмульсионную структуру. Потери давления на трение составляют 0,05-0,35 МПа на 1000 м, и при проектировании процес­са на скважинах глубиной до 3000 м ими можно пренебречь. Для определения степени аэрации аэ, которой можно достичь примене­нием эжектирующего устройства при диаметре сопла 4,5 мм и соотношении /з//*4 = 3 при различных значениях рр, рс и рн, построены номограммы. На рис. 9.19 приведена номограмма для определения аэ при рр = 50 МПа и раз­ных значениях рс и рн. Определив по номограмме значение аэ для условия рн = рс = ру, сравни­вают его с расчетным значением степени аэрации ар, которое должно обес­печивать на забое давление рткс. Если значения аэ и ар равны, то процесс будет протекать при параметрах рн = рс = ру и pv и соответствующим им. Когда аэ > ар, при параметрах, принятых в расчете, гидростатическое давление газожидкостной смеси в стволе скважины будет недостаточным для обеспечения на забое рткс. В этом случае необходимо провести перерасчет степени аэрации, увеличив рс на 1 МПа методом последовательных прибли­жений до совпадения значений аэ и ар. Если значение аэ < ар, то процесс можно осуществлять при параметрах, принятых в расчете, так как это зна­чение аэ будет обеспечивать смесь, которая создает на забое давление, большее ргкс (при условии рн = рс = ру). В результате этого давление на ус­тье несколько снизится и установится согласованный режим нагнетания при принятых в расчете величинах рн, pv и несколько сниженных рс = ру. Дав-
	Рис. 9.19. Номограмма для определения степени аэрации в зависимости от давления в газовой линии рн при рп = рр = = 50 МПа, рс = рн + 10 МПа для эжектора с f,/f2 = 3: /, 2, 3, 4, 5, 6,7,8- зависимости для значений рс, равных соответственно рш, рш + 1 МПа, рш + 3 МПа, рш + 5 МПа, рш + 7 МПа, рш + 8 МПа, рш + 9 МПа, рш + 10 МПа
		1,0 8,0 12,0 16,0 20,0 рмпа
	313

	ление рс определяют путем кратковременного закрытия задвижки на газовой линии и остановки агрегата на нагнетательной линии до устьевого эжекти-рующего устройства. В процессе проектирования основных параметров газокислотной обра­ботки величина gradpK0 вносится с погрешностью и значение расчетной сте­пени аэрации ар вычисляют без учета гидравлических потерь при движении газокислотной смеси. Фактический процесс будет осуществляться при пара­метрах, близких к расчетным. Значение давления на выходе из эжектора установится в соответствии со значением забойного давления и параметрами работы устьевого эжектора. В связи с этим необходимо по окончании про­цесса вычислить его параметры по фактическим данным для уточнения рас­чета параметров при проектировании последующих процессов. При кислотной обработке низкопроницаемых слабокарбонатных коллек­торов несвоевременное извлечение продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей из обработанной части пласта часто при­водит к снижению его фильтрационных характеристик, что отрицательно влияет на процесс освоения скважин. При обработке пластов газокислотны­ми смесями величина газового числа смеси должна выбираться так, чтобы обеспечить наилучшие условия очистки обработанной части пласта от про­дуктов реакции и нагнетаемых жидкостей при освоении скважины. Необхо­димо, чтобы нижние значения газового числа смеси соответствовали условию фонтанирования (самоосвоения) скважины после нагнетания кислотного раствора в пласты. Необходимую степень аэрации для обеспечения самоосвоения скважины при использовании в качестве жидкой фазы продавочной смеси нефти или конденсата нефтяного газа, а в качестве газовой фазы - природного газа вы­сокого давления — можно определить из условия фонтанирования скважин. Установив значение удельного расхода газа для подъема жидкости из сква­жины, сравнивают его со значением степени аэрации аэ, определяемым по номограмме (см. рис. 9.19), которое может обеспечить устьевое эжектирую-щее устройство при заданных значениях рр, рн и рс. Если аэ больше удель­ного расхода газа для подъема жидкости из скважины, то последняя самоос­воится. Однако даже при соответствии условию фонтанирования скважины по НКТ она не самоосваивается, так как происходит переток жидкости из затрубного пространства в НКТ и образуется гидрозатвор. Для предотвра­щения этого явления затрубное пространство перед нагнетанием в скважину кислотного раствора заполняется газожидкостной смесью или пеной. При этом газовое число смеси в кольцевом пространстве должно также обеспе­чить условие фонтанирования скважины по НКТ или по затрубному прост­ранству. В случае невозможности достижения газового числа смеси, обеспе­чивающего самоосвоение скважины, необходимо предусмотреть освоение скважины любым способом, позволяющим быстро и достаточно полно очис­тить обработанную часть пласта от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. Так, нижние рациональные значения газового числа смеси при обработке как нефтенасыщенных, так и газонасы­щенных пластов должны обеспечить самоосвоение скважины. При выборе верхних значений газового числа смеси необходимо исхо­дить из условия обеспечения максимального радиуса охвата воздействием, т.е. стремиться достичь максимальных газовых чисел. Однако при обработке нефтенасыщенных пластов следует также обеспечить максимальную по­движность в пласте (фазовую проницаемость) для жидкой фазы в процессе 314

	освоения скважины. Это позволит наиболее полно извлечь из обработанной части пласта продукты реакции кислотного раствора с породой пласта и на­гнетаемых жидкостей. При обработке нефтенасыщенных пластов газокис­лотными смесями верхнее рациональное значение газового числа смеси должно составлять не более 2. Это обеспечивает условия высокой подвижно­сти жидкой фазы в пласте. В процессе обработки газокислотными смесями газонасыщенных плас­тов для предотвращения образования в прискважинной зоне жидкостных барьеров обработку необходимо проектировать с обеспечением максимально возможных газовых чисел, желательно при значениях Гр > 5, т.е. с образо­ванием атомизированной кислоты. Газовое число продавочной газокислотной смеси при обработке как нефтенасыщенных, так и газонасыщенных пластов должно быть максимально возможным, что обеспечит создание значительных депрессий на пласт в момент освоения скважины. Изложенные представления о механизме процесса обработки низкопро­ницаемых слабокарбонатных коллекторов кислотными растворами в смеси с газообразными агентами успешно применяют для проектирования техноло­гии обработки газокислотными смесями пластов в призабойной зоне на мес­торождениях объединения "Укрнефть". 9.4.3.ТЕХНОЛОГИЯ ГАЗОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Рассмотрим типовую технологическую схему обработки пластов в призабой­ной зоне скважин с использованием газообразных агентов (азота). Устье скважины обвязывается с эжектором, к нагнетательной полости которого подсоединяется насосный агрегат, нагнетающий кислотный раствор, а к всасывающей полости - азотные установки, подающие газообразный азот. Оборудование для превращения жидкого азота в газообразный обеспе­чивается электроэнергией от передвижной электростанции. Использование в качестве газообразного агента природного газа высоко­го давления с применением устьевого эжектирующего устройства упрощает технологию газокислотной обработки пластов, так как в технологической схеме исключается нагнетательная линия от эжектора к устью скважины, а также азотные установки и передвижная электростанция. Технологическая схема процесса приведена на рис. 9.20. Устье скважины оборудуют устье­вым эжектором и обвязывают с насосным агрегатом, нагнетающим в скважи­ну кислотный раствор и продавочную жидкость. В зависимости от степени истощения пластовой энергии и технического состояния эксплуатационной колонны на основе полученных эксперимен­тальных данных о механизме газокислотного воздействия на низкопроница­емые пласты разработаны две технологические схемы газокислотного воз­действия с глушением скважины и без него. При обработке пластов с давлением р^ а 0,9 ртст, а также при исполь­зовании эксплуатационных колонн, допускающих проведение работ при не­высоких (10-15 МПа) давлениях, проектируют процесс газокислотной обра­ботки с глушением скважины. Процесс осуществляют следующим образом: устье скважины оборудуют устьевым эжектирующим устройством и обвязы­вают с насосным агрегатом согласно технологической схеме (см. рис. 9.20). Скважину заполняют нефтью, конденсатом нефтяного газа или водой, обра- 315

	1 2 If	Рис. 9.20. Технологическая схема газокислотной обработки: 1, 3, 7, 12 - Á‡‰‚ËÊÍË; 2 - χÌÓ­метр; 4 — кислотовод; 5 — агрегат 4АН-700; 6 - устьевое устройство; 8 - пруверная линия; 9, 10 - газо­жидкостная и газокислотная смесь соответственно; // - газ высокого давления
		ботанной ПАВ. Далее опре­деляют работоспособность устьевого эжектирующего устройства по методике, из­ложенной в подразделе 9.4.1. При нормальной рабо­те эжектора приступают к нагнетанию через него кис­лотного раствора, причем в
	— i —
		газовую полость эжектора подают газ. Газокислот­ную смесь нагнетают в скважину при открытом затрубном пространстве. После нагне­тания в скважину кислотно­го раствора объемом, рав­ным 0,6—0,7 объема насосно-
	компрессорных труб, за-трубное пространство за­крывают и продолжают нагнетание смесью кислотного раствора с газом. Продавку газокислотной смеси осуществляют водой, обработанной ПАВ. По­сле продавки газокислотной смеси скважину немедленно осваивают путем подачи газа высокого давления в лифт при открытом затрубном пространст­ве. Если давления газа для освоения скважины недостаточно, то ее осваива­ют аэрацией, подавая через устьевой эжектор воду, обработанную ПАВ, и газ из шлейфа. Впервые газокислотная обработка пласта с глушением сква­жины была опробована на Глинско-Розбышевском газоконденсатном место­рождении. Продуктивные пласты нижнего карбона этого месторождения представлены песчаниками и в меньшей мере алевролитами проницаемостью (0,5-5-40)10"3 мкм2 и пористостью 9-15 %. Указанные характеристики близки к характеристикам образцов горных пород, использованных при экспери­ментальных исследованиях. Эти же объекты подвергали кислотному воздей­ствию по обычной технологии на ранней стадии разработки, когда пластовое давление было выше гидростатического, однако малоэффективным. По мне­нию авторов, это обусловлено несвоевременным и недостаточно полным из­влечением продуктов реакции и нагнетаемых жидкостей из обработанной части пласта. Поэтому именно эти объекты выбраны для проведения первых газокислотных обработок. Опишем кратко процесс газокислотной обработки скв. 114, где пласты горизонта К-26-27 (р^ = 18,2 МПа) залегают на глубине 3374-3487 м. До обработки дебит газа составил 152 тыс. м3/сут и конденсата нефтяного газа - 9 т/сут. После обвязки устья скважины в соответствии со схемой (см. рис. 9.20) скважину заполнили водой, обработанной ПАВ, затем 316

	агрегатом 4АН-700 стали нагнетать через устьевой эжектор глинокислотный раствор в смеси с природным газом высокого давления. В пласты поочередно провели нагнетание 4,5 м3 10 %-ной НС1 + 0,06 м3 формалина, затем 10 м3 10 %-ной НС1 + 1 %-ной HF и 0,08 м3 формалина и последнюю порцию кис­лотного раствора - 4,9 м3 10 %-ной НС1 и 0,06 м3 формалина. Продавили газокислотную смесь водой, обработанной ПАВ, в смеси с газом. Давление до эжектирующего устройства рр составляло 40-42 МПа, давление в газовой линии ри = 18-18,5 МПа, давление на выходе из эжектора рс = 19 МПа. Степень аэрации, достигаемая при таких параметрах давления на эжекторе, составляла 170-180 м3/м3. Газовое число смеси Гр = 0,3-0,35. После продав-ки газокислотной смеси в пласты скважину освоили за 4 ч подачей газа вы­сокого давления в лифт. Скважина в течение 5 сут восстанавливала произ­водительность до первоначальной, а затем на протяжении 8 сут увеличивала дебит. Это, очевидно, происходило за счет дополнительной очистки приза-бойной зоны газонасыщенного пласта от нагнетаемых жидкостей. Дебит газа стабилизировался на уровне 200 тыс. м3/сут, при этом давление на буфере увеличилось на 0,5-1 МПа, по сравнению с буферным давлением во время обработки. На рис. 9.21 приведены результаты гидродинамических исследо­ваний скв. 114 до газокислотной обработки и после нее. Исследованиями ус­тановлено, что после газокислотного воздействия уменьшились коэффициен­ты фильтрационных сопротивлений А и В. Коэффициент продуктивности по скважине увеличился более чем в 1,5 раза. Уменьшение коэффициента В происходит в результате изменения структуры порового пространства обра­ботанной части пласта. Факт изменения структуры порового пространства, увеличения количества пережимов и расширений, появления проводящих каналов размером 20- 40 мкм установлен исследованием образцов горных пород в шлифах. По аналогичной технологии проведены газокислотные обработки плас­тов К-26-27 в скв. 112 и 113, однако на скв. 113 получено незначительное увеличение дебита газа (дополнительная добыча газа составила 12,4 тыс. м3), а продолжительность эффекта 1 мес. Обработка пластов газокислотной сме­сью на скв. 112 оказалась неэффективной. Низкая эффективность газокислотной обработки пластов в скв. 113 и 112 Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения обусловлена тем, что в связи с незначительной приемистостью этих скважин давление при продавке газокислотного раствора увеличилось до 28 и 35 МПа, а газо­вые числа смеси при этом составляли 0,21 и 0,07 соответственно. Вследствие таких низких газовых чисел смеси значительно увеличились сроки освоения скв. 113 и 112 по сравнению со скв. 114. Скв. 113 осваивали в течение 14 ч, а скв. 112 - в течение 27 ч. Таким образом, промысловый опыт подтверждает главный вывод, полученный в результате лабораторных исследований, о том, V лр2/а
	Рис. 9.21. Результаты исследования газовой скв. 114 Глинско-Розбышевского газоконденсат­ного месторождения: 1,2 — значения Ap2/Q соответственно до газокислотной обработки и после нее; 3,4-значения Ар2 соответственно до газокислотной обработки и после нее		100            150 0,г,тыс.м3/сут
		317

	что при кислотной обработке газонасыщенных пластов для обеспечения вы­сокой эффективности процесса необходимо немедленно и наиболее полно очистить обработанную часть пласта от продуктов реакции кислотного рас­твора и нагнетаемых в пласт жидкостей. Технологическая схема газокислотной обработки пласта с глушением скважины испытана также на нефтяных скважинах Глинско-Розбышевского месторождения. Одна из первых газокислотных обработок пластов была проведена на скв. 68. Продуктивные пласты горизонта П-3 (пермские отло­жения) представлены полимиктовыми песчаниками мелко- и среднезернис-тыми, непрочно сцементированными, слабокарбонатными (до 5 %). Цемент смешанный, карбонатно-глинистый и глинисто-карбонатный. Содержание це­мента 10—40 %. В составе карбонатов отмечены кальцит и доломит. Глинис­тый материал представлен каолинитом. Горизонт П-3 сообщен со стволом скважины при помощи кумулятивной перфорации зарядами ПК-ЮЗ в интер­валах 1862—1867 и 1876—1883 м. При эффективной толщине пласта 8 м сква­жина введена в эксплуатацию в 1963 г. с дебитом 62,5 т/сут нефти. В 1975 г. в связи с обводненностью продукции проведены изоляционные работы и скважина введена в эксплуатацию с дебитом 17 т/сут нефти и 3,07 т/сут воды. Текущий дебит на момент обработки скважины составил 7,4 т/сут нефти и 2,6 т/сут воды, пластовое давление 16,8 МПа. Скважина эксплуа­тируется газлифтным способом, и в связи с этим имеется природный газ высокого давления. Устье скважины обвязали согласно технологической схе­ме (см. рис. 9.20). Заполнили скважину нефтью, после чего в пласты по­следовательно стали нагнетать кислотные растворы в смеси с газом: 1-я порция - 3 м3 12 %-ной НС1; 2-я порция - 6 м3 12 %-ной НС1 + 1 %-ной HF; 3-fl порция — 3 м3 12 %-ÌÓÈ HCl. При нагнетании и продавливании газокислотной смеси в пласты дав­ление до эжектора рр = 38+40 МПа, давление в газовой линии рк = = 12-5-12,5 МПа и давление на выходе из эжектора рс = 14-5-15 МПа. Степень аэрации при этих параметрах процесса достигала 120 mVm3. После продав-ливания газокислотной смеси газоводяной смесью в объеме лифта и при-фильтровой части обсадной колонны скважину разрядили в амбар и освоили на протяжении 3 ч подачей газа в лифт. В процессе освоения скважины отобрали пробы кислотного раствора и определили остаточную кислотность. Остаточная кислотность (средняя из пяти проб) составляла 0,27 %, что под­тверждает положение о практически полной нейтрализации кислотного рас­твора при движении его в поровом пространстве. По аналогичной техноло­гии проведено еще шесть и три скважино-операции соответственно на неф­тяных и газовых скважинах Глинско-Розбышевского нефтегазового место­рождения, технологические параметры и результаты которых приведены в Ú‡·Î. 9.10. При пластовых давлениях по горизонту П-3, составляющих 0,8-0,9 гид­ростатического, добавка газа к кислотному раствору позволила ускорить процесс освоения скважины после газокислотной обработки, сократив его от 10 до 2 ч. Это обеспечило достаточно высокую эффективность - до 2 тыс. т нефти и 156 тыс. м3 газа на одну успешную операцию газокислотной обра­ботки. Однако по скв. 66 с пластовым давлением, равным 0,72 гидростатичес­кого, в результате несвоевременного освоения (освоение длилось 10 ч) полу­чен отрицательный результат от газокислотного воздействия, дебит нефти по скважине снизился от 48 до 45 т/сут, скважина восстановила свой дебит 318

	Таблица 9.10 Параметры обработок газированной кислотой
	Номер Середина Дата об- Пластовое Газовое Пластовая Дебит скважин до/после обра- сква- интервала работки давление, число Гр температу- ботки жины перфора- МПа ра, "С жидкости, нефти, газа, тыс. ции, м т/сут т/сут м3/сут 91 1819 25.09.75 15,0 0,37 53 0/180 0/0,3 0/0,3 68 1872 10.10.75 15,0 0,40 52 8/150 6/27 0,3/0,6 66 1897 1.06.76 14,9 0,48 53 48/45 2,4/1,3 0,11/0,11 183 1842 6.08.76 16,5 0,31 Прироста дебита не получено 201 2790 21.01.76 24,8 0,32 78 0/200 0/5 0,8/0,95 114 3395 18.04.75 16,0 0,38 86 — 9/16 152/221 ИЗ 3690 13.05.76 13,1 0,26 96 — 11/12 142/152 112 3651 4.06.77 24,7 0,07 101 — 0 0
	лишь после 3 мес эксплуатации. Не получено также прироста дебита по скв. 183, освоение которой продолжалось 6 ч. Так, промысловыми испытаниями установлено, что и при обработке нефтенасыщенных коллекторов одним из основных факторов, влияющих на эффективность процесса газокислотного воздействия, является своевремен­ная и качественная очистка обработанной части пласта. Вопрос совершенствования технологии газокислотного воздействия для улучшения условий очистки обработанной части пласта остро возник при повышении производительности скважин Чижевского нефтяного месторож­дения, пластовое давление по которому снизилось до значения 0,46 гидро­статического. Кроме того, нефть по некоторым скважинам при контакте с кислотным раствором образовывала стойкие эмульсии, при движении кото­рых по пласту в процессе освоения скважины после воздействия увеличи­лись потери пластового давления. В таких условиях при значительном ис­тощении пластовой энергии в пласты дополнительно проникала и жидкость, которой скважину глушили перед воздействием на пласт. Это тоже услож­няло процесс освоения скважины. Особенно существенное влияние жидкости глушения на процесс освоения скважин отмечено при проникновении ее в газонасыщенные пласты с давлением 0,5 гидростатического и ниже. Для улучшения условий освоения скважин и снижения отрицательного влияния жидкости глушения предложена новая технологическая схема газо­кислотной обработки пласта без глушения скважины. Эта технология реали­зуется, как правило, на работающих скважинах. После капитального ремон­та скважину сначала пускают в работу, и после стабилизации дебита проек­тируют газокислотную обработку. На нефтяных скважинах процесс осуще­ствляют следующим образом. Устье скважины обвязывают, как и при газо­кислотной обработке по технологии без глушения скважины (см. рис. 9.20), закрывают затрубное пространство и в лифт через эжектор нагнетают гази­рованную нефть. Так как в кольцевом пространстве работающей скважины над уровнем нефти находится газ, за счет разницы плотностей он начинает сжиматься, и в затрубном пространстве давление будет увеличиваться. После стабилиза­ции давления в затрубном пространстве газированная нефть начнет фильт­роваться в пласты, а в скважине устанавливается равновесное состояние. В процессе нагнетания газированной нефти в скважину необходимо строго следить за давлением в затрубном пространстве - оно не должно быть выше допустимого на эксплуатационную колонну. В случае увеличения давления в затрубном пространстве выше допустимого его стравливают на 0,5-1 МПа 319

	при помощи задвижки. Снижение давления в затрубном пространстве при­ведет к уменьшению столба газа в затрубном пространстве и увеличению столба газированной нефти, поэтому общий вес флюидов в кольцевом про­странстве возрастает и повысится давление на забой. В результате этого создается равновесная система, давление в затрубном пространстве стабили­зируется ниже допустимого на эксплуатационную колонну, и газированная нефть начнет фильтроваться в пласты. В этот момент вместо нефти через эжектор нагнетают кислотный раствор, не прекращая при этом подачу газа. Продавливание газокислотной смеси осуществляют газированной нефтью. После этого скважину осваивают, для чего открывают затрубное пространст­во, а в лифт подают природный газ. Если в процессе заполнения скважины и продавливания газокислотной смеси газированной нефтью соотношение газообразной и жидкой фаз было достаточным для обеспечения фонтаниро­вания скважины (оно является нижним рациональным значением при проек­тировании процесса), то скважина после окончания продавливания газокис­лотной смеси в пласты фонтанирует и самоосваивается. При осуществлении процесса на газовой скважине выполняется та же последовательность технологических приемов, только в качестве буферной газожидкостной смеси применяют газометанольную смесь или смесь с кон­денсатом нефтяного газа, а перед началом нагнетания смеси в скважину по­следнюю закрывают до стабилизации давления в затрубном пространстве. При плохой приемистости скважины возможен случай, когда уровень газожидкостной смеси в затрубном пространстве достигает устья скважины, но при этом давление в затрубном пространстве не стабилизируется и при дальнейшем нагнетании газожидкостной смеси будет увеличиваться, превы­шая допустимое на обсадную колонну. Тогда необходимо уменьшить количе­ство эжектируемого газа, прикрывая задвижки на газовой линии, для утяже­ления столба газожидкостной смеси в затрубном пространстве, что приведет к росту давления на забой скважины и снижению давления в затрубном пространстве. Предельным вариантом этой технологии при заполнении скважины жидкостью без газа является технология газокислотной обработки пластов с глушением скважины. Технологию газокислотной обработки пластов без глушения скважины широко применяют на Чижевском нефтяном и Глинско-Розбышевском газо-конденсатном месторождениях. В качестве примера рассмотрим процесс га­зокислотной обработки скв. 37 Чижевского месторождения. Скв. 37 введена в эксплуатацию с дебитом 40 т/сут нефти, полученным из горизонта К-27 при интервале перфорации 3753-3790 м. В 1979 г. дебит фонтанирующей скважины снизился до 15,2 т/сут, а пластовое давление составляло 0,43 ги­дростатического. Скв. 37 закрыли для стабилизации устьевого давления, ко­торое через 48 ч установилось на уровне 5 МПа. Устье скв. 37 обвязали со­гласно схеме (см. рис. 9.20), и через устьевой эжектор в лифт начали на­гнетать конденсат нефтяного газа и природный газ высокого давления. По­сле нагнетания 31 м3 конденсата давление в затрубном пространстве вырос­ло до 21 МПа и стабилизировалось на этом уровне. Далее стали нагне­тать в скв. 37 газокислотную смесь следующего состава: 1-я порция — 3 м3 10 %-ной НС1 + + 0,3 %-ной лимонной кислоты; 2-я порция — 6 м3 10 %-ной НС1 + 1,5 %-ной HF + 0,3 %-ной лимонной кислоты; 3-я порция — 3 м3 10 %-ной НС1 + 0,2 %-ной лимонной кислоты. Газокислотный раствор продавили в пласты газоконденсатной смесью. При этом давление в затрубном пространстве увеличилось до 21,7 МПа, а в 320

	конце продавливания снизилось до 20,5 МПа. После продавливания газокис­лотного раствора скв. 37 разрядили по затрубному пространству в амбар. После снижения давления в затрубном пространстве до 0,5 МПа скв. 37 на­чала фонтанировать, и за 2 ч произошло ее освоение. При газокислотной обработке давление до эжектора составляло 43-45 МПа, на выходе из эжектора - 19-21 МПа, в газовой линии - 10,5 МПа, степень аэрации достигла 100-105 mVm3. На рис. 9.22 приведены результа­ты гидродинамических исследований скважины. В результате газокислотной обработки коэффициенты продуктивности скв. 37 (Чижевское месторожде­ние) увеличились в 6,3 раза. Она проработала с увеличенным дебитом более 24 мес. После газокислотной обработки дебит скв. 37 возрос более чем в 3 раза. По описанной технологии газокислотной обработки пластов без глуше­ния скважин в НГДУ "Полтавонефтегаз" проведено 24 скважино-операции. Технология газокислотной обработки пластов без глушения испытана и на газовых скважинах Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторож­дения. В качестве примера рассмотрим обработку пластов в скв. 204, которая введена в эксплуатацию с дебитом 860 тыс. м3/сут газа и 36 т/сут конден­сата нефтяного газа. Интервал перфорации горизонта К-29-30 составлял 3235-3533 м. В 1971 г. с целью увеличения производительности в скв. 204 была проведена кислотная обработка по стандартной технологии, после ко­торой дебит скважины по газу снизился от 748 до 622 тыс. м3/сут. Обработ­ка была проведена при пластовом давлении, равном 0,97 гидростатического. В 1973 г. осуществлена повторная кислотная обработка по обычной техноло­гии, после которой дебит снова снизился от 435 до 120 тыс. м3/сут. Пласто­вое давление во время проведения повторной обработки по обычной техноло­гии составило 0,85 гидростатического. В 1976 г. на скв. 204 были проведены капитальный ремонт и пенокислотная обработка, дебит составил 100— 120 тыс. м3/сут газа. В 1978 г. осуществлена дополнительная перфорация в интервале 3369-3438 м, после чего дебит составил 241,7 тыс. м3/сут газа. В то же время при текущем пластовом давлении, составлявшем 0,49 гидроста­тического, на скв. 204 была запроектирована и проведена газокислотная об­работка пластов по технологии без глушения скважины. Технологию газо­кислотной обработки осуществляли следующим образом. Скв. 204 закрыли для стабилизации устьевого давления. По истечении 24 ч давление на устье стабилизировалось на уровне 15 МПа, устье обвязали согласно технологиче­ской схеме (см. рис. 9.20). При закрытой задвижке в затрубном пространст-
	20 f0 60 80 q.n/cym
	Рис. 9.22. Результаты гидродинамических исследований неф­тяной скв. 37 Чижевского месторождения: /, 2 - до газокислотной обработки и после нее соответст­венно	2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0	К 1 \ 1 \ 1 \ ч \ , 1
		ар, мпа
	321

	ве в лифт через устьевой эжектор нагнетали конденсат нефтяного газа, од­новременно подавая в газовую полость эжектора природный газ. После на­гнетания в скв. 204 конденсата нефтяного газа объемом 14,5 м3 давление в затрубном пространстве стабилизировалось на уровне 24,7 МПа, что указы­вало на фильтрацию газоконденсатной смеси в пласт. В этот момент в скв. 204 вместо конденсата нефтяного газа начали нагнетание глинокислотного раствора, не прекращая при этом подачу газа. Объемы и состав глинокис­лотного раствора такие же, как и на скв. 37 Чижевская. При нагнетании га­зокислотной смеси в пласты давление в затрубном пространстве сначала увеличилось на 0,5 МПа, а после откачивания второй порции кислотного раствора снизилось на 0,7 МПа. Рост давления в затрубном пространстве скв. 204 в процессе нагнетания газокислотной смеси в пласты происходит из-за того, что увеличивается фильтрационное сопротивление по сравнению с движением в пласт газоконденсатной смеси. Это приводит к частичному перекачиванию газокислотной смеси в затрубное пространство. Однако при фильтрации газокислотной смеси по пласту возрастает его проницаемость, что приводит к снижению потерь давления при движении газокислотной смеси в призабойной зоне пласта, а за счет упругой энергии газа, сжатого в затрубном пространстве, перекачанная в него газокислотная смесь оттесня­ется в пласты. Однако если давление в затрубном пространстве в процессе продавливания газокислотной смеси в пласты не снижается до значения давления, которое стабилизировалось в момент фильтрации в пласты газо­конденсатной смеси или ниже его, то после продавливания газокислотной смеси в затрубное пространство нагнетается конденсат нефтяного газа в объеме не более половины первой порции кислотного раствора. Продавлива-ние газокислотной смеси осуществляли газоводяной смесью в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб. После продавливания газокислотной смеси провели освоение скв. 204 по НКТ в амбар; она самоосвоилась в тече­ние 1,5 ˜. В процессе проведения газокислотной обработки давление в газовой линии поддерживалось на уровне 13-13,5 МПа, давление до эжектора со­ставляло 43 МПа, на выходе из эжектора в процессе нагнетания газокис­лотной смеси - от 17 до 18 МПа. При этих параметрах процесса степень аэрации достигла 127 м3/м3. После газокислотной обработки дебит скв. 204 уве­личился до 348,5 тыс. м3/сут газа и до 24,6 т/сут конденсата нефтяного газа. Технология газокислотной обработки пласта без глушения скважины может также успешно применяться на скважинах с пластовыми давлениями намного ниже гидростатического. Если скважины со значительным истоще­нием пластового даления р^ < 0,5рст заглушить, то часто в процессе их ос­воения даже при продувке лифта до башмака они не осваиваются, так как перепада давления в призабойной зоне недостаточно для очистки пласта от проникших в него жидкостей. В этом случае скважину можно освоить дли­тельным дренированием при максимально возможных депрессиях или после увеличения фильтрационной характеристики пласта в призабойной зоне скважин за счет обеспечения наилучших условий для очистки пласта от продуктов реакции и нагнетаемых жидкостей. Эту задачу и позволяет ре­шить технология газокислотной обработки пласта без глушения скважины. Пример использования технологии показан по скв. 207 Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения. Интервал перфорации газонасыщенного пласта в скв. 207 3475-3639 м, пластовое давление на мо­мент ее глушения для ревизии лифта составлял 0,3 гидростатического. По- 322

	еле глушения пластовой водой скв. 207 не осваивалась даже после неодно­кратной полной продувки НКТ до башмака. Так, она периодически дрениро­валась в течение нескольких месяцев, однако освоить ее не удалось. На скв. 207 в 1978 г. провели газокислотную обработку пласта по технологической схеме без глушения скважины. Перед этим скв. 207 полностью продули га­зом, после чего закрыли затрубное пространство и из шлейфа подали в нее газ до стабилизации давления на устье скважины. Давление стабилизирова­лось на уровне 11 МПа. Далее устье скв. 207 обвязали согласно технологической схеме (см. рис. 9.20) и осуществили процесс с аналогичной последовательностью техноло­гических приемов на скв. 204. Давление кислотного раствора до эжектора составляло 32 МПа, в газовой линии — 10 МПа, на выходе из эжектора — 11,5 МПа. По окончании процесса разрядили НКТ и затем - затрубное про­странство. После подачи газа в НКТ скв. 207 начала работать по затрубному пространству в амбар. В течение 5 сут ее дебит восстановили до уровня на момент ее глушения, а в последующие 12 сут дебит увеличился до 87,8 тыс. м3/сут. С возросшим дебитом скв. 207 проработала 11 мес. Параметры сква­жин, технологии и результаты газокислотного воздействия на нефте- и га­зонасыщенные пласты без глушения скважин приведены в табл. 9.11. Таким образом, при осуществлении газокислотной обработки пластов со значитель­ным истощением пластовой энергии после глушения скважин в процессе их ремонтов решается задача увеличения производительности и освоения сква­жин. В результате внедрения газокислотных обработок на месторождениях в НГДУ "Полтаванефтегаз" получен ряд технологических и экономических преимуществ. Основным показателем технологической эффективности явля-
	Таблица 9.11
	Номер Середина Пластовое Пластовая Дебит скважины до/после обработки сква- интервала давление, Газовое температу- жины перфора- МПа число ра, "С жидкости, нефти, газа, тыс. ции, м т/сут т/сут м3/сут Чижевское месторождение 185 2953 23,2 0,27 85 13,2/35 13,2/34,3 11,3/27,2 29 3804 18,3 0,34 102 3/23,1 3,0/23,7 3,0/86,7 30 3801 18,8 0,21 97 8,6/16 6,9/14,1 172,2/177 26 3811 17,9 0,33 100 8,5/26,8 8,0/23 39 3803 18,5 0,25 95 17/46,7 17,0/1,1 26,0/70 37 377 16,34 0,23 103 15,2/52 15,2/52 30,0/48 44 3779 16,25 0,19 103 4,9/67,5 4,9/67,5 5,7/75 35 3770 16,53 0,21 103 18,6/37,4 18,6/34,4 30,7/42,4 26 3313 17,1 0,31 90 20,5/33,8 15,2/25,0 24,3/40,7 39 3809 15,3 0,28 95 8,1/9,8 7,9/9,5 10,7/9,9 48 3812 15,3 0,34 100 23,7/30 22,8/29,1 15,6/19 54 3851 11,1 0,36 105 10/15 0,2/2,3 0,1/21,3 38 3801 15,0 0,27 97 15,6/27,6 15,1/26,5 22,3/38,4 44 3777 15,9 0,32 103 15,4/26 14,0/23,4 10,5/18,3 45 3741 16,9 0,26 103 6,9/10 5,9/8,5 7,7/11,1 33 3759 19,2 0,25 102 27,5/34,4 25,6/32 22,9/28,8 58 3521 14,7 0,35 92 18,6/26,8 18,4/26 12,6/24,7 49 3830 12,1 0,23 103 5,3/8,5 0,1/8,2 0,03/7 45 3741 16,9 0,21 103 5,5/5,7 4,7/4,8 5,5/5,7 Глинско- Розбышевское месторождение 203 3091 15,95 0,27 96 5,9/9,7 6,9/8,7 30,4/44,8 206 1840 16,2 0,28 52 2,0/3,5 1,9/3,4 0,1/0,2 233 3811 12,2 0,31 100 9,5/17,5 9,2/16,8 9,3/16,0
	323

	ется повышение уровня дополнительной добычи нефти и газа, а также ус­пешности операций. Это достигается за счет реализации достоинств процес­са: ускоренного извлечения продуктов реакции и освоения скважин после проведения обработок. Наиболее полно указанные преимущества выявлены в газовых и нефтяных скважинах на поздней стадии разработки месторожде­ний с низкой пластовой энергией. Применение газокислотных смесей и технологических схем обработок без глушения скважин позволило увеличить производительность скважин в 1,5-9 раз. Необходимо отметить, что если указанные результаты весьма показа­тельны даже для карбонатных коллекторов, то для терригенных пород они однозначно определяют высокую эффективность процесса. За 6 лет проведено 56 газокислотных обработок, в результате чего до­полнительно добыто 75,8 тыс. т нефти и 232,7 млн. м3 газа. В первые 2 года газокислотные обработки проводили по технологической схеме с глушением скважин. При этом успешность операций изменялась в широком диапазоне — от 100 % до 0, а дополнительная добыча на успешную операцию составляла 0,4-0,8 тыс. т нефти и 0,2-4 млн. м3 газа. Переход на технологию газокис­лотных обработок без глушения скважин позволил резко повысить эффек­тивность обработок. Прирост добычи на успешную операцию составил 1,1-4,6 тыс. т нефти и конденсата нефтяного газа и 4-19 млн. м3 газа, успеш­ность операций 81-100 %. При этом достигнуто также увеличение длитель­ности эффекта до 310-378 сут. Улучшение фильтрационно-емкостных характеристик в призабойной зоне после осуществления газокислотных обработок нефтяных скважин (Чижевское месторождение) позволило продлить время фонтанирования скважин в условиях резкого снижения пластовых давлений. В отдельных случаях газлифтные скважины после газокислотного воздействия были пе­реведены на фонтанный способ эксплуатации (скв. 44, 37, 26). Некоторое снижение показателей эффективности газокислотных обработок произошло в связи со снижением пластового давления на основных объектах на 50-70 % и составило 0,3-0,4 гидростатического. Это привело к переводу фонтан­ных нефтяных скважин на другие способы эксплуатации. Кроме того, про­исходит интенсивное обводнение пластов, в связи с чем сокращается фонд скважин для первичных обработок. Проведение повторных обработок при тех же параметрах процесса характеризуется значительным снижением как дополнительной добычи, так и продолжительности эффекта. Последнее обусловливает новые требования к выбору объектов для кислотного воздейст­вия, а также совершенствование рецептур и технологий обработок.
	9.5. ТЕРМООБРАБОТКА СКВАЖИН УГЛЕВОДОРОДНЫМИ ЖИДКОСТЯМИ С АЗОТОМ Забойная температура при эксплуатации скважин Битковского месторожде­ния (37-39 °С) ниже температуры кристаллизации парафина в пластовых условиях (42—45 °С). Сделан вывод о возможности парафиновыпадения в призабойной зоне скважин и рекомендовано применение тепловых методов. В настоящее время в связи с дальнейшим развитием режима растворенного газа дебиты скважин снизились до нескольких тонн в сутки, газовые факто­ры выросли до 2—3 тыс. м3/т, что повлекло за собой еще большее снижение температуры в работающих пластах у ствола скважины (до 30 °С). Пласто- 324

	вое давление снизилось до 0,5 гидростатического, так как условия извлече­ния растворенного парафина после термообработки (ТО) призабойной зоны скважины ухудшились. ТО осуществлена на Битковском месторождении путем закачки прибли­зительно 50 м3 горячего растворителя (нефти или дизельного топлива) при температуре на устье Ту = 73 °С и с применением специальной установки для огневого подогрева нефти на поверхности при Ту = 161 °С. При термо­обработках в пласт закачивали обычно 20-30 м3 растворителя (нефть, кон­денсат и др.) с расходом 0,2-0,3 м3/мин при давлении на устье ру = 5-20 МПа. Остальная жидкость оставалась в стволе скважины. Средняя дополни­тельная добыча Д на одну ТО составила Д7°3 = 150 т по 86 операциям и Д°61 = 233 т по 73 операциям, т.е. с ростом температуры на устье дополнительная добыча увеличилась в 1,5 раза. По некоторым скважинам определяли изме­нение забойной температуры Гзаб при ТО. Например, по данным замера в скв. 563 на глубине 1500 м до термообработки Т3 = 36,4 °С, после циркуляции 30 Ï3 ÌÂÙÚË íÁ = 39 °ë при Ту = 60+120 °ë. После закачки в пласт 30 м3 нефти с расходом 0,25 м3/мин Т3 = 54 °С при Ту = 155 °С. Средний прирост температуры на забое по сравнению с начальной составил 11 °С, а количество теплоты, внесенной в пласт, равно 586 тыс. кДж. Если принять среднюю поглощающую мощность пласта рав­ной 20 м (по данным термометрических исследований скважин), то расчет­ный радиус, где пластовая температура увеличится на 10 °С, будет не более 1 м, хотя радиус проникновения закачиваемой жидкости достигает 2,5 м. При этом повышение температуры в зоне прогрева над температурой кристалли­зации составит всего 2-5 °С. При такой небольшой глубине и степени про­грева резервы повышения эффективности процесса состоят, очевидно, в увеличении забойной температуры и немедленном (до остывания) выносе теплого растворителя с парафином из пласта. Рассмотрены возможности улучшения технологии в указанных направ­лениях с применением газифицированного жидкого азота. При прочих рав­ных условиях можно достигнуть увеличения забойной температуры в 2 раза за счет заполнения затрубного пространства газообразным азотом на 25 %, если к жидкости-теплоносителю добавить газообразный азот в количестве приблизительно 250 м3/м3. Пока применяется вариант усовершенствованной технологии термообработки, заключающейся в добавке 60 м3/м3 азота к жид­кости, заполняющей затрубное пространство скважины и закачиваемой в пласт. В результате этого несколько снижаются теплопотери и обеспечива­ется немедленное после закачки и более полное извлечение растворителя с парафином из пласта. В табл. 9.12 приведены данные о технологии и результатах характер­ных процессов термообработки призабойной зоны без азота и с азотом по некоторым фонтанным скважинам Битковского месторождения НГДУ "Надворнаянефтегаз". Технология термообработки с азотом (АТО) следующая. Не изменяя глубины подвески труб, производят прямую циркуляцию растворителя при расходе 0,3—0,4 м3/мин и азота при 12 м3/мин (Гу = 120+200 °С) в объеме ствола скважины обычно в течение 1 ч. При том же расходе азота и мень­шем расходе жидкости 0,2-0,3 м3/мин при Ту = 160+200 °С и давлении до 20 МПа на протяжении 1,5-2,5 ч закачивают в пласт 20-30 м3 растворителя при закрытом затрубном пространстве. Открывают затрубную задвижку и 325

	퇷 ÎË ˆ‡ 9.12 Эффективность периодических ТО и АКО
	Вскрытый Объем жид- Расход Использованное коли- Длитель- Давление Температу- Дебит, т/сут Номер интервал, кости с уче- жидкости, чество жидкого азота, т ность ос- закачки ра раствори- Дополни- сква- диаметр, том запол- м3/мин воения, ч теплоноси- теля на тельно до- жины мм;глубина нения эк- для обра- для освое- теля, МПа устье сква- до обра- после быто неф- спуска НКТ, м сплуата­ционной ко- ботки ния жины °С ботки освоения ти, т лонны, м3 648 Å 1575-1893; 50 0,27 - - > 12 14 190 5,4 6,0 10 73; 1567 50 0,23 3,0 3,0 3 16 180 2,2 4,0 190 49 0,32 2,0 3,0 4 17,5 200 2,3 3,5 140 55 0,30 2,5 2,0 2 17 180 1,8 3,7 222 50 0,33 - - > 10 16 185 2,0 2,3 55 580 Å 1732-2023; 60 0,20 2,5 23,0 3 5 200 23,0 27,0 394 73; 1736 57 0,21 - - > 12 0 230 21,4 24,9 128 535 Å 1615-1895; 45 0,23 - - > 12 0 230 2,0 2,0 0 73×60; 45 0,30 3,0 2,0 3 14 190 1,0 3,7 536 1597 50 0,29 2,5 2,0 3 8 215 0,8 4,0 375 70 0,19 3,0 0,5 140 20 180 1,0 1,0 - 100 2042-2045; 50 0,29 - - > 10 23 180 16,0 19,0 254 Тв 73; 2029 50 0,28 - - > 10 21 200 16,0 18,0 130 49 0,29 3,0 1,0 < 1 21 200 15,4 24,0 1629

	продолжают закачку в трубы до 2000 м3 азота при давлении на устье до 12 МПа. Через 2—3 ч скважину осваивали. Весь процесс продолжался 5—7 ч. При закачке растворителя без азота (см. табл. 9.12) давление закачки обыч­но меньше (однофазный поток), а продолжительность освоения намного больше. Исключение составляет освоение скв. 535 Б после третьей термооб­работки с азотом, длительность освоения которой составляет 140 ч. Объясня­ется это нехваткой азота для полной продувки скажины сразу после прове­дения процесса. Остальные параметры процессов АТО и ТО практически не отличаются. Всего с начала внедрения проведено 32 скважино-операции АТО, за счет чего получено дополнительно более 7000 т нефти. При применении статистических методов для оценки ТО и АТО ре­зультаты во многом зависят от однородности исходного материала, поэтому подбор его сделан целенаправленно. Основные принципы формирования вы­борки следующие. 1.  Сопоставление результатов ТО и АТО проводили с целью уменьше­ния вариации по геологическим причинам, условиям вскрытия пласта и экс­плуатации скважин. 2.  Количество теплоты, генерируемое на устье скважины и подлежащее доставке в пласт, при ТО должно быть не меньше, чем при АТО с азотом, объем растворителя, скорость его закачки и другие — примерно одинаковыми. 3.   Количество нефти, добытой из скважин между обработками, тоже должно быть примерно одинаковым, так как степень запарафинирования призабойной зоны при постоянном дебите, конечно, пропорциональна коли­честву извлеченной нефти. Для получения вывода о преимуществе новой технологии применяем ме­тоды проверки статистических гипотез. Нулевую гипотезу Но сформулиро­вали и следующим образом: дополнительная добыча нефти после ТО и АТО почти одинакова. Сопоставление результатов термообработки ведется по операциям по­следовательно на одних и тех же скважинах, сначала ТО, а после нее АТО, поэтому дополнительную добычу нефти после АТО нельзя рассматривать как варьирующую независимо от результатов предыдущих ТО. В таких условиях для проверки нулевой гипотезы применим метод сравнения совокупностей с попарно связанными наблюдениями. Исходный материал и расчетные статистические параметры представ­ÎÂÌ˚ ‚ Ú‡·Î. 9.13. Среднее значение разности приростов составляет 211,4 т при средне-квадратическом отклонении ±223,1 т. Условием применимости ^-критерия для проверки гипотезы о разности средних значений приростов является нали­чие нормального распределения разностей приростов. Таблица 9.13 Эффективность периодических ТО и АКО
	Номер скважины Дополнительно добыто нефти, т после ТО после АТО 528 215 175 535 120 450 587 218 566 648 10 192 648 55 222 221 145 809 100 215 232 100 75 101
	327

	Проверка по W-критерию показала, что, поскольку Won > W^ 005.8 нет оснований говорить об отклонении распределения разностей прироста добы­чи от нормального. Рассчитан опытный ^-критерий, и, поскольку ton > txp 0 05.7, Яо отвергается и АТО дает существенно больший прирост, чем ТО. Для проверки Но (см. табл. 9.13) использовали также непараметрический крите­рий Ван-дер-Вардена. Согласно произведенным расчетам величина Хоп > > XXf0 jo; 16, поэтому Яо отвергается, и разница в результатах ТО и АТО ста­тически различима. Таким образом, доказано с вероятностью ошибки 5 %, что обработка АТО эффективнее обычных ТО. Причем после ТО имеем Д = 131,6 ± 80,7, а после АТО имеем Д = 343 ± 243,7, т.е. выше в 2,6 раза. Это свидетельствует о целесообразности применения азота для увеличения эффективности ТО даже в небольшом количестве (60 м3/м3), обеспечивающем своевременное извлечение растворителя с парафином из призабойной зоны скважин. Всего было проведено 20 АТО, при этом дополнительная добыча в срав­нении с обычными ТО увеличилась в 2 раза и составила 417 т на скважино-операцию. Применение других схем добавления азота при термообработке возмож­но при условии увеличения производительности применяемых азотных уста­новок ‰Ó 24-48 Ï3/ÏËÌ.
	9.6. ГАЗОГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН Вопрос о сохранении естественной проницаемости стенок перфорационных каналов и увеличении их глубины приобретает особую остроту при вскры­тии глубокозалегающих пластов с уплотненными коллекторами, например в Прикарпатье, и горизонтов с пластовым давлением ниже гидростатического. Такие условия наблюдаются обычно в старых обустроенных нефтяных райо­нах. Первое — при разведочном бурении на больших глубинах, второе — при возврате на вышележащие объекты многопластовых месторождений. Из всех известных и применяющихся способов перфорации этим требованиям наи­более полно отвечает газогидропескоструйная перфорация. Исследования, проводимые на стендах, показали, что за счет добавления газа (азота) в жидкостно-песчаную смесь можно значительно (в 2-3 раза) увеличить длину канала. Наряду с этим газогидропескоструйная перфорация имеет ряд преиму­ществ по сравнению с обыкновенной гидропескоструйной перфорацией. При проведении процесса создается дополнительный перепад давлений на насадках за счет разности плотностей аэрированной смеси в насосно-компрессорных трубах и в затрубном пространстве, увеличивающийся с рос­том глубины скважины. Например, при расходе жидкости (воды) 0,54 м3/мин и азота 6 и 12 м3/мин (при работе соответственно одной или двух установок АГУ-8К) и глубине скважины 2000 м средняя расчетная плотность смеси (предполагается отсутствие потерь скольжения газа отно­сительно жидкости) составит в затрубном пространстве 0,73 и 0,60 г/см3, а в трубах - 0,97 г/см3. Тогда дополнительный перепад давления за счет раз­ности плотностей равен 4,8—7,4 МПа. С увеличением глубины скважины до 4000 м дополнительный перепад возрастает примерно до 8,8-13,6 МПа. Та­ким образом, при добавлении азота возникают реальные возможности увели- 328

	чения предельной глубины гидроперфорации за счет компенсации возраста­ющих с глубиной гидравлических потерь в трубах. Очень важным фактором, способствующим широкому применению гид­роперфорации с азотом, является создание при проведении процесса давле­ния в скважине, значительно меньшего гидростатического. В условиях рас­смотренного примера в скважине глубиной 2—4 тыс. м различие между дав­лением в затрубном пространстве и гидростатическим давлением составит приблизительно 5-15 МПа. Благодаря этому исключается возможность за­грязнения перфорационных каналов и проникновения в пласт инородных жидкостей и при вскрытии объектов с пониженным пластовым давлением. Кроме того, при газогидропескоструйной перфорации сочетается процесс вскрытия с вызовом притока при пониженном давлении на пласт, а также происходит постоянное дренирование скважины. Наличие газопроявлений способствует еще большему разгазированию столба в затрубном пространст­ве и, следовательно, стимулирует процесс.
	9.6.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ КАНАЛОВ АЗОТОГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИЕЙ Целью данного исследования являлось изучение в стендовых условиях влия­ния противодавления, перепада давлений, газосодержания и длительности выработки канала на размер перфорационных каналов и отработка рацио­нальной технологии проведения процесса. Конструкция стенда предусматривала проведение опыта при высоком противодавлении (до 20 МПа) и обеспечивала возможность измерения ос­новных параметров процесса. Для создания высоких рабочих давлений азот-но-жидкостной смеси (до 35 МПа) проводили эжектирование ее до рабочей насадки. Поддержание заданного противодавления в камере осуществлялось дросселированием рабочей смеси через насадки. Количество газообразного азота, поступающего в эжектор, измерялось расходомером ДП-430. Получение заданного газосодержания при постоянном расходе газа достигалось путем сброса части газообразного азота в атмосфе­ру через запорное устройство и измерялось ротационным счетчиком. Расход жидкости измерялся по емкости вспомогательного агрегата. Испытанию подверглись образцы, заключенные в патрубки размером 114x5 мм, длиной 895 мм, к которым с обеих сторон приваривались заглушки толщиной 10 мм из стали 3. Образцы приготовлялись из смеси тампонажно-го цемента марки 700 и кварцевого песка Волгоградского карьера в соотно­шении 1:1 при водоцементном факторе 0,31. Расстояние от насадки до преграды составляло 20—25 мм, концентрация песка 30—40 кг/м3. В качестве рабочей жидкости использовалась водоазотная смесь с песком фракции 1,2-2 мм, которая прокачивалась через насадки диа­метром 6 и 4,5 мм. Через каждые 20 мин замерялись глубина канала и объем выработки. Влияние противодавления. В опытах этой серии разрушению подвер­гались образцы прочностью на одноосное сжатие 60 МПа при газосодержа­нии 0,24. Под газосодержанием струи понимается отношение расхода газа к объемному расходу смеси, приведенному к давлению в камере образца. Из характера кривых (рис. 9.23) видно, что заметное влияние на вели­чину выработки оказывает повышение противодавления только в пределах 5— 329

	V,cm L,mm			Рис. 9.23. Влияние противодавления на длину канала L (1) Ë Ó·˙ÂÏ выработки V (2)
		100	\ ч \ ■/ 4 2 —\—
	150-■ 125-100-
	J 6 9 12 15 р МПа
	6 МПа. Дальнейшее его повышение практически не изменяет интенсивности разрушения. Подобное явление наблюдалось также при гидропескоструйной перфо­рации, которое объясняется наличием газовыделений в структуре и окружа­ющем ее пространстве, что приводит к изменению динамического напора струи. Величина динамического, или скоростного, напора струи определяется по формуле ç‰ = pt>2/2,                                                                                            (9.35) где р — плотность струи; v — скорость истечения струи. Отсюда следует, что динамический напор струи, т.е. ее разрушающая способность, зависит от плотности и скорости струи. При истечении жидкости со свободной газовой фазой в среду с давле­нием ниже 5—6 МПа объем газа увеличивается за счет появления полости с пониженным давлением, что приводит к повышению скорости и дальнобой­ности струи. Расширение газа начинается непосредственно в насадке и про­должается в среде, в которую истекает струя. С повышением противодавления более 5—6 МПа объем струи при попа­дании в среду не изменяется, что в конечном счете приводит к постоянству (при прочих равных условиях) динамического напора струи и ее разруша­ющей способности. Влияние величины противодавления на размеры входно­го отверстия в металлической заглушке несущественно. С учетом изложенного выше в дальнейших опытах для моделирования забойных условий скважины значение противодавления было принято рав­Ì˚Ï 5-6 åè‡. Влияние перепада давлений. Одним из основных факторов, влияющих на получение каналов большой протяженности, является энергия струи, ко­торая в основном определяется перепадом давления в насадке. При прочих равных условиях с ростом перепада давлений в насадке длина канала увели­чивается (табл. 9.14). Например, при повышении перепада на 5 МПа (в 1,25 раза) увеличиваются длина канала и объем выработки соответственно в 1,25 и 1,2 раза. Таблица 9.14 Влияние перепада давлений на размеры перфорационного канала
	Номер образ­ца Перепад давлений на рабочей на­садке, МПа Расход во­ды, л/с Расход газо­образного азота, нм3/мин Время перфора­ции, мин Размеры отверстия, мм Объем вы­работки, см3 глубина вход в метал­лическую за­глушку 6 16 17 П 20 25 29 ри мечани е 2,7 3,0 3,3 Значения а^. 3,0 3,4 4,2 = 60 åè‡, dÌ = 20 20 20 4,5 ÏÏ, ер = 0, 89 108 130 24. 15×22 16×22 21132 105 120 132
	330

	Очевидно, с точки зрения увеличения размера каналов процесс газогид-ропескоструйной перфорации целесообразно проводить при максимально возможном перепаде давлений. Однако повышать перепад можно до извест­ной величины, которая определяется техническими и технологическими воз­можностями используемого оборудования, насосных агрегатов и азотных ус­тановок, с одной стороны, и экономически выгодными затратами, с другой. Из этих соображений при азотогидропескоструйной перфорации для устано­вок 4АН-700 и АГУ-8К рекомендуется поддерживать перепад давлений на рабочей насадке 25-30 МПа. Влияние газосодержания. Экспериментальными исследованиями уста­новлено, что применение газожидкостной смеси при абразивной перфорации повышает темп образования перфорационного канала и способствует его увеличению в 1,5—2 раза. Данные опыты поставлены для проверки этих выводов в условиях, при­ближенных к пластовым, на искусственных образцах прочностью на одноос­ное сжатие 390 и 60 МПа. Влияние добавления газа на процесс газогидропескоструйной перфора­ции изучалось при истечении жидкости со свободной газовой фазой. Газосо­держание в процессе исследований изменялось от 0 до 0,5. Из результатов исследований (рис. 9.24 и 9.25) видно, что с добавлени­ем азота в рассматриваемых пределах (при прочих равных условиях) длина канала увеличивается в 1,4-1,6 раза, а объем - в 2,3-2,5 раза. Увеличение глубины выработки с ростом газосодержания обусловлено возрастанием динамического напора струи за счет увеличения ее скорости. Размеры входного отверстия практически не отличаются, но форма его при большом газосодержании приближается к кругу, а при малом - имеет форму эллипса. Влияние длительности выработки канала. Увеличение времени перфо­рации от 20 до 40 и от 40 до 80 мин при использовании газожидкостных смесей позволяет увеличить размеры перфорационных каналов (рис. 9.26, кривые 4,5) в 1,33 и 1,12 раза соответственно, т.е. прирост длины канала очень замедляется. Объем выработки при газогидропескоструйной перфорации в течение 80 мин от начала резки увеличивается пропорционально времени, тогда как при гидропескострйной перфорации увеличение происходит с затуханием (рис. 9.26, кривая 7). Из проведенных исследований видно, что при гидропескоструйной пер­форации отверстие образуется в течение 30—40 мин, а дальше в основном увеличивается объем канала. Прирост увеличения объема перфорационного отверстия при изменении газосодержания в рассматриваемых пределах на протяжении всего времени в течение 80 мин резки не уменьшается. Это свидетельствует о целесообраз­ности продолжения газогидроперфорации до 80 мин, если необходимо увели­чить поверхность фильтрации перфорационного канала. а                            5
	Рис. 9.24. Продольное сечение перфораци­онных каналов при гидроперфорации ( а) и азотогидроперфорации (б)
	331

	120 180 ~\ 1 \ у 3 1 100 80 -§ 60 V"		- та J _„» j
	О,15          0,30 Газосодержание	0,1*5 0,60	го ио Время, мин	60	80
	Рис. 9.25. Влияние газосодержания на длину (1, 3) и объем (2, 4) перфорационных кана­лов: 1,2- для образцов с асж = 39 МПа, Ар = = 11 МПа, ё„ = 6 мм; 3, 4 - для образцов с асж = 60 åè‡, Ар = 20 åè‡, dÌ = 4,5 ÏÏ		Рис. 9.26. Изменение длины (1, 4 — 6) и объ­ема (2, 3, 7) перфорационного канала во вре­мени при различных условиях: / - Ф = 0,65, dÌ = 6 ÏÏ, Ар = 11,5 åè‡, асж = = 52 åè‡; 2, 4Ì - у - 0,30, dÌ = 4,5 ÏÏ, Ар = = 20 МПа, асж = 60 МПа; 3, 5 - <р = 0,32, /н = = 6 ÏÏ, 4р = 15 åè‡, асж = 52 åè‡; 6, 7 - ф = = 0, dÌ = 6 ÏÏ, Др = 15 åè‡, асж = 52 åè‡
	Таким образом, в процессе стендовых испытаний выявлено влияние ос­новных факторов на выработку канала. Полученные данные положены в ос­нову проектирования технологии газогидроперфорации скважин, рекоменду­емой для интенсификации выработки каналов.
	9.6.2. ПРЕДСТАВЛЕНИЕ О МЕХАНИЗМЕ ВЫРАБОТКИ КАНАЛОВ И МЕТОДИКЕ РАСЧЕТА ИХ ГЛУБИНЫ Одно из перспективных направлений увеличения глубины выработки канала при гидропескоструйной перфорации — добавление в струю газовой фазы. Параметром, характеризующим свойства струи жидкости с газом, является газосодержание ■ф, представляющее собой отношение Ч> = (^г/Рср)/[^ж + (^r/Pcp)L                                                              (9-36) где Уг - объем газа в нормальных условиях; Уж - объем жидкости; рср - дав­ление среды, в которую истекает струя. Между газосодержанием и газовым числом Г, которое является отноше­нием объема газа в нормальных условиях к объему жидкости, существует зависимость ^=l=V(Pcp/Po)>                                                                                      (9-37) где р0 - атмосферное давление. Исследованиями В.А. Киреева, Ю.Н. Васильева, А.Е. Корнилова рас­крыты основы механизма процесса. Установлено, что при добавлении газа в струю жидкости увеличивается начальная скорость струи и более медленно снижается скорость струи по мере удаления от насадки. На основе обработки экспериментальных данных изменения начальной скорости струи с ростом газосодержания 0,1 s ■ф s 0,5 мы получили зависи­мость, действительную в указанных пределах изменения газосодержания: 332

	u0„ÊÒ = (1,15 + 1,85г|))м0,                                                                                  (9.38) где мОгжс — начальная скорость газожидкостной смеси (ГЖС); щ — начальная скорость жидкости, входящей в состав ГЖС. Например, при ■ф = 0,2 имеем мОгжс = 1,52м0, а при ср = 0,35 имеем мОгжс = = 1,8м0, т.е. скорость движения газожидкостной смеси значительно больше скорости жидкости, входящей в ее состав. С ростом газосодержания в исследованных пределах улучшается качест­во струи. Это отражается на численном значении коэффициента структуры струи. Так, при гр = 0,2 коэффициент структуры газожидкостной струи уменьшается в 1,5 раза, а при ■ф = 0,35 - в 1,75 раза по сравнению с на­чальным (при гр = 0). Улучшение качества струи объясняется выделением из нее газа. При этом уменьшается массообмен между струей и средой, в кото­рую происходит истечение. Проследим изменение скорости струи с ростом газосодержания и по мере удаления от насадки. Так, на расстоянии x/d0 = 20 при гр = 0,2 и 0,35 соответственно мОгжс = 1,32 и 1,71мх. При увеличении расстояния от насадки x/d0 = 30 это различие возрастает; мОгжс = 2,0 и 2,5мх. Следовательно, ско­рость газожидкостной струи с удалением от насадки остается большей, чем скорость жидкости, и тем больше, чем выше газосодержание. Экспериментальные данные дают весьма интересные сведения о скоро­сти газожидкостной смеси и жидкости. Так, при ■ф = 0,35 мОгжс примерно в 1,9 раза выше щ. При этом около трети роста начальной скорости струи происходит в результате увеличения объема флюидов, а остальное — за счет энергии расширяющегося газа. Перепад давления на насадках при истечении газожидкостной смеси гр = 0,35 увеличивается примерно на 12 %. Если начальную скорость жидко­сти рассчитать при таком перепаде давления, то она оказывается завышен­ной всего на 4 %. Поэтому при расчетах начальной скорости жидкости с не­большой погрешностью можно использовать значения перепада давления, замеренные при истечении газожидкостной смеси. Увеличение скорости газожидкостной смеси по сравнению со скоростью жидкости вызывает рост кинетической энергии струи. Поскольку выработка канала происходит за счет кинетической энергии струи, несущей абразив­ный материал, при этом увеличивается глубина выработки канала. Следова­тельно, механизм выработки каналов струями высокого давления и при на­личии газовой фазы с абразивным материалом остается неизменным. Поскольку механизм выработки каналов жидкостно-песчаными струями после добавления газовой фазы не изменился, считаем возможным расчет глубины канала осуществлять по формулам, подставив вместо щ значение могжс> определяемое из зависимости (9.38). Расчеты показали, что средняя относительная погрешность прогнозирования глубины канала при различных параметрах процесса составляет 8,9 %. Поэтому изложенная методика расче­та глубины каеалов, вырабатываемых газожидкостной сруей с песком, может быть рекомендована для проектирования процесса. Располагая методиками расчета глубины каналов гидропескоструйной перфорации с газовой фазой и без нее, можно оценить рост глубины кана­лов в результате добавления газовой фазы при прочих равных условиях. Расчеты показали, что при выработке каналов в породе прочностью на сжатие 50 МПа и перепаде давления на насадках 30 МПа глубина канала при газосодержаниях 0,2; 0,35 и 0,5 увеличится соответственно в 1,41; 1,67 и 333

	1,93 раза. Следовательно, добавление газовой фазы в жидкостно-песчаную струю существенно увеличивает глубину выработки. Нами предложен также другой подход к оценке влияния основных па­раметров, основанный на применении теории статистического планирования эксперимента с целью обработки накопленных опытных данных. Уровни варьирования факторов газосодержания Х1г перепада давления на насадках Х2 и времени выработки канала Х3 (табл. 9.15) устанавливались исходя из условий обработки и технологических возможностей оборудования. Газосодержание изменяется от нуля до единицы. Соответственно -1 s I, s s + 7,3. Изменение фактора — 1 s X2 s +1 соответствует изменению 20 s s Ар s 30 МПа в пределах технических возможностей оборудования. По данным предварительных экспериментов, — 1 s X2 s +7, так как наименьшая продолжительность выработки канала принимается не менее 20 мин, а наи­большая - 100 мин. Матрица экспериментов составлена на основе опытов по выработке ка­налов в образцах прочностью на сжатие 50—60 МПа через насадки диамет­ром 4,5 мм при концентрации песка 40—50 кг/м3. Давление среды поддержи­вали в пределах 6,0-20,0 МПа, т.е. в той области, где изменение его практи­чески не влияет на глубину выработки. Таким образом, подобранные параме­тры соответствуют условиям, встречающимся при проведении промысловых работ в глубоких скважинах. Уравнение регрессии имеет такой вид: lt = 111,5 + UXi + 18,6ï2 + 15,6ï3,                                                          (9.39)
	где lt - глубина канала, мм. Сравнение опытных данных и расчетных по уравнению регрессии по­казало, что относительная ошибка прогноза не превышает 20 %. Например, для проведения гидропескоструйной перфорации через две насадки диаметром 4,5 мм с расходом жидкости 6 л/с при глубине скважины 3000 м для обеспечения Xi = 2,3 (ср = 0,4) необходимо обеспечить расход газа 50 м3/мин при давлении на устье 30 МПа. При этом перепад давления на насадках составит 27,5 МПа при Х2 = +0,5. В настоящее время нефтяная промышленность не располагает компрессорами или азотными газификаци-онными установками с такими параметрами. Полученную модель можно использовать для прогнозной оценки влия­ния исследованных факторов на глубину канала. На первый взгляд кажется, что проще всего увеличивать перепад давления на насадке Х2 и длитель­ность перфорации Х3, т.е. факторы, имеющие наибольший вклад в рост глу­бины канала. Однако ситуация сложнее, если учитывать технологические возможности оборудования. Таблица 9.15 Уровни варьирования факторов
	Уровни факторов Код Газосодержание \f Перепад давления Ар, МПа Время выработки канала t, мин Верхний Средний Нижний Шаг +1 0 -1 0,24 0,12 0 0,12 30 25 20 5 40 30 20 10 Формула кодирования 4,-0,12 х\-012 v Ар - 25 ï2 t-30 ï2 10
	334

	Оценим влияние изменения отдельных факторов на рост глубины кана­ла при проведении процесса в промысловых условиях. За базу сравнения принимаем экспериментальную точку гр = О, Ар = 20 МПа, t = 40 мин, lt = = 96,5 мм (-1, -1, +1), которая соответствует обычно используемому режиму выработки канала без газовой фазы в глубоких скважинах. Добавление газовой фазы гр = 0,48 (Х4 = +3) позволит увеличить длину канала при прочих равных условиях до 132,5 мм (37 %), а при совместном росте всех параметров (+3, +1, +3) до 182,3 мм (89 %), что практически сов­падает с опытным ростом глубины канала при тех же параметрах. Из этого следует, что исследование модели также позволяет оценить ожидаемое уве­личение длины канала при изменении параметров процесса. Полезность полученной модели процесса и методики расчета заключа­ется и в том, что их можно использовать для обоснования параметров азот­ных установок высокой производительности, обеспечивающих проведение исследуемого процесса в глубоких скважинах. Вместе с тем отметим целесообразность проведения дополнительных экспериментов, например при Ар = 30 МПа и диаметре насадки 6 мм, для получения более полной модели процесса, с целью обеспечения возможности обоснования технологических параметров его в иных условиях. Таким образом, впервые получены зависимости для оценки влияния га­зосодержания и других параметров процесса на глубину выработки канала при газогидропескоструйной перфорации, которые рекомендуются для выбо­ра параметров при проектировании процесса. Наряду с возможностью увеличения глубины канала при газогидропес­коструйной перфорации возникает ряд преимуществ по сравнению с обыч­ной гидропескоструйной перфорацией. При проведении процесса создается дополнительный перепад давления на насадках в результате разности плот­ностей газожидкостной смеси в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве, увеличивающийся с ростом глубины скважины. Например, при глубине скважины 2000 м и газовом числе 40 м3/м3 дополнительный пе­репад давления составит 2 МПа, а при Г = 80 м3/м3 равен 3 МПа. Следова­тельно, при добавлении азота имеются реальные возможности увеличения предельной глубины гидроперфорации в результате компенсации возраста­ющих с глубиной гидравлических потерь в трубах. При применении гидроперфорации с азотом в скважине создается дав­ление ниже гидростатического. В условиях рассмотренного примера разли­чие между давлением в затрубном пространстве и гидростатическим составит соответственно 2,5 и 5 МПа. Благодаря этому исключается загрязнение пер­форационных каналов и проникновение в пласт инородных жидкостей при вскрытии объектов с пониженным пластовым давлением. Наконец, при газогидропескоструйной перфорации можно сочетать вскрытие с вызовом притока и осуществлять дренирование пластов. Наличие газопроявлений способствует еще большему разгазированию столба в за­трубном пространстве и, следовательно, стимулирует процесс. 9.6.3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ГАЗОГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ Изложенная методика дает возможность определить основные параметры процесса - газосодержание, диаметр насадки и перепад давления на ней, время выработки каналов в породах различной прочности. Концентрация 335

	песка принимается в пределах от 40 до 60 кг/м3. Для проведения процесса в скважине заданных глубины и диаметра необходимо определить потери дав­ления при движении определенных расходов жидкости газа, т.е. газожидко­стной смеси с песком по НКТ заданного диаметра, и на этой основе рассчи­тать ожидаемое давление на устье и количество необходимой техники. Мож­но также решать и обратную задачу — определение перепада давления на насадках и при заданном давлении на устье. Для этого построены графики (рис. 9.27) распределения давления гид­ростатического столба газожидкостной смеси в НКТ и затрубном простран­стве при постоянном расходе жидкости, различных газовых числах смеси и длине НКТ, давлениях на устье 15, 25 и 30 МПа и на затрубном простран­стве 1,0 МПа. При увеличении глубины скважины больше 1000 м и сниже­нии газового числа (изменяется от 1 до 200) происходит их выполаживание. Это обусловлено поведением газовой фазы при изменении газового числа и давления. На рис. 9.28 представлены графики изменения расхода азота с ростом глубины при различных газосодержаниях. Так, для обеспечения гр = 0,3 при расходе жидкости 6 л/с и перфорации на глубине 2000 м необходим расход газа 24 м3/мин, а на глубине 3000 м - 36 м3/мин. Следовательно, для под­держания постоянного газосодержания с увеличением глубины скважины не­обходимо повышать расход газа. Рассмотрим пример расчета параметров процесса перфорации на глу­бине 2000 м при газосодержании 0,2, расходе жидкости 6 л/с, диаметре на-
	10	20	50	гст.т
	1000
	2000
	3000
	4000 Н,М Рис. 9.27. Распределение давления в НКТ и затрубном пространстве при движении азотно-водяной смеси при расходе жидкости 6 л/с, давлении на устье 1 МПа для затрубного пространства и 15,0; 25,0; 30,0 МПа для НКТ при различных газовых числах смеси Г: 1,2,3,4 — ÒÓÓÚ‚ÂÚÒÚ‚ÂÌÌÓ 1; 61; 121 Ë 181 Ï3/Ï3
	336

	садок 4,5 мм, давлении на устье 30 МПа. Время выработки каналов принято равным 60 мин, число установок аппарата с двумя насадками — 10. Скважина оборудована 146-мм эксплуатационной колонной и 73-мм трубами. Из рис. 9.28 необходимо определить необходимый расход азота для вы­работки каналов при заданных условиях — 16 м3/мин и газовое число 45 мУм3. Перепад давления на насадках определим из такой зависимости: Ар = (ру + рст.тр - рст.затр - Лртр - РзатР)/Р,                                                   (9.40) где р — коэффициент, учитывающий уменьшение перепада давления на на­садках в результате увеличения гидравлических потерь в связи с наличием песка в смеси, р принимают равным 1,15; ру - давление на устье; p^.^, рст.злтр — давление гидростатического столба смеси в трубах и затрубном простран­стве, определяется из рис. 9.29; Дртр — общие потери давления на трение в трубах и затрубном пространстве, определяются из рис. 9.29; рзатр - затруб-ное давление при проведении процесса, принимают равным 1,0 МПа. Перепад давления на насадке можно записать следующим образом: Ар = (30 + 19 - 17,5 - 8 - 1) = 22,5 åè‡. Количество газообразного азота для выработки каналов азотогидропес-коструйным столбом каналов можно определить из зависимости
	V‡ = qantN		- 4>)](рср/ро),	(9.41)
	где Уа — объем азота, м3; п — число агрегатов АГУ при производительности <7а (м3/мин), шт.; N — число установок аппарата; Ускв — объем скважины, м3; t - длительность выработки каналов, мин. Для условий рассмотренного примера при d0 = 4,5 мм, t = 60 мин, N = 10 объем азота составит около 12 тыс. м3. Для проведения работ необходимы два агрегата 4АН-700 и три АГУ 6000-500/200. При работе по закольцованной схеме требуемый объем жидкости соста­вит примерно два объема скважины — 50 м3.
	0 6 12 18 24 3D 36 42 Чп,м/шн			Рис. 9.28. Зависимость расхода газа от глубины для обеспечения заданных значений при различ­ных значениях газосодержания: / -0,1; 2- 0,2; 3- 0,3; 4 -0,4 Рис. 9.29. Зависимость потерь давления в 73-мм трубах и затрубном пространстве между 73-мм НКТ и 146-мм колонной для заданной глубины спуска НКТ: 1, 2, 3 - ÒÓÓÚ‚ÂÚÒÚ‚ÂÌÌÓ 3000; 2000 Ë 1000 Ï
	1000-
	2000
	3000
	4000 Н,м
				О U1 81 121 161 201 /Г»%3
	337

	Определим перепад давления на насадках при газогидропескоструйной перфорации в скважине глубиной 4000 м при прочих равных условиях. Для обеспечения газосодержания, равного 0,2, необходимо поддерживать расход газа 32 м3/мин и газовое число 86 м3/м3. При этом может быть обеспечено значение перепада давления на насадках только 12 МПа. Следовательно, для эффективного осуществления газогидропескоструйной перфорации необхо­димо увеличить давление на устье скважины хотя бы на 15 МПа, т.е. оно составит около 45 МПа. Тогда перепад давления на насадках увеличится примерно до 25 МПа, т.е. можно рассчитывать на усиленную выработку ка­нала достаточной глубины. Следовательно, для реализации процесса в скважинах глубиной 4000 м необходимы азотные газификационные установки, работающие при давлении 50 МПа с расходом газа 30 м3/мин\ Промышленность некоторых стран производит установвки с давлением 70 Мпа и расходом газа 54 м3/мин. 9.6.4. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ АЗОТОГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ Для проведения процесса в промысловых условиях потребовалось разрабо­тать схему обвязки оборудования и технологию работ. На рис. 9.30 пред­ставлена схема обвязки оборудования, отличительными элементами которой по сравнению с гидропескоструйной перфорацией являются наличие обрат­ного клапана, устанавливаемого в НКТ на глубине, несколько большей ин­тервала перфорации, устьевого сальника, эжектора для повышения давления газожидкостной смеси и азотных установок с электростанцией. Устьевой сальник служит для направления газожидкостного потока из затрубного про­странства в емкость или амбар. Конструкция устьевого сальника обеспечива­ет прохождение через него муфт НКТ при спускоподъемных операциях и контакт с телом трубы при выработке каналов или промывке. Процесс осуществляется в указанной последовательности. Сначала про­мывают скважину азотожидкостной смесью через НКТ 2 (см. рис. 9.30), ги­дропескоструйный аппарат / и затрубное пространство 3. В скважину одновременно закачивают агрегатами // жидкость и азот­ными установками 7 азот. Плотность азотожидкостной смеси, подаваемой в
	-
		Рис. 9.30. Схема обвязки обору­дования при азотогидропескост-руйной перфорации
	338

	скважину, зависит от газового числа, которое регулируется изменением рас­хода жидкости. После замены жидкости в скважине на газожидкостную смесь в нее добавляют песок и только тогда приступают к перфорации. Вспомогательный агрегат 13 служит для подачи рабочей жидкости из емкос­ти 14 на пескосмесительную машину 12. После смешения жидкости с песком в лопастной мешалке пескосмесителя 12 рабочая жидкость направляется че­рез оборудование устья скважины, включающее в себя напорную линию 6, собранную на шарнирных коленах, устьевую головку и устьевой сальник 5 в насосно-компрессорные трубы 2 и собственно перфоратор /. Наличие шар­нирных соединений в наземных трубопроводах позволяет приподнимать гид­ропескоструйный перфоратор, не прекращая подачи жидкостно-песчаной смеси, только снизив давление закачки ее в скважину. Одновременно азотными установками 7, которые питаются от электро­станции 8, подается азот в эжектор 9, в котором давление азота повышается от 22 до 35 МПа благодаря подаче жидкости с высоконапорной стороны эжектора агрегатом 10 при давлении 45 МПа. В напорной линии 6 азото-жидкостная смесь смешивается с жидкостно-песчаной смесью и попадает в НКТ, проходит обратный клапан 4 и поступает в гидропескоструйный аппа­рат. При перепаде давления 15-20 МПа происходит разрушение колонны 3 и прилегающих пород. После перфорации в нескольких интервалах прихо­дится приподнимать аппарат выше, удаляя при этом одну или несколько НКТ. Наличие в верхней части НКТ обратного клапана 4 позволяет прово­дить эти операции, не снижая давления в системе. После завершения про­цесса выработки каналов в соответствии с программой работ производится промывка скважины жидкостью и подъем НКТ для выброса обратного клапа­на. Затем скважина может быть введена в эксплуатацию. Первая промысловая работа по азотопескоструйной перфорации выпол­нена в скв. 21 Битковского месторождения при возврате на вышележащий горизонт менилитовой залежи в интервале 1810—1720 м, зацементированном и обсаженном колоннами диаметрами 146 и 219 мм. Пластовое давление на глубине 1800 м составляет 14,0 МПа. На глубине 2079 м имелся цементный мост. Продуктивный горизонт в интервале 1810—1710 м был вскрыт перфора­тором ПК103 плотностью 10 отв. на 1 м. Для улучшения притока проведена кислотная обработка и применен метод переменных давлений. Прослежива­нием уровня на глубине 1514—1350 м в мае 1971 г. установлен средний рост его около 1,3 м/ч. Для улучшения связи скважины с пластом проведена гидропескоструй­ная перфорация плотностью одно отверстие на 1 м с применением в качест­ве рабочей жидкости воды, обработанной 0,2 % дисольвана. После освоения газом высокого давления прослеживали уровень в интервале 1537-1467 м. Рост уровня составлял 1,1 м/ч. Проведена гидроперфорация с азотом пер­форатором АП-6 с двумя 6-мм насадками в интервалах 1810-1800, 1796-1788, 1782-1777 и 1726-1720 м. В качестве рабочей жидкости применяли сточные воды. Плотность перфорации составила два отверстия на 1 м. Предвари­тельно производили привязку гидроперфоратора к продуктивным пластам с применением нейтронного гамма-каротажа. Система подачи жидкости была закольцована. Расход жидкости при перфорации составлял 0,4 м3/мин и увеличивал­ся по мере разъедания насадок до 0,71 м3/мин, а расход азота был постоян­ным, около 6 м3/мин, концентрация песка 40 кг на 1 м3 жидкости. Давление на установках АГУ-8К на входе в эжектор и на устье сква- 339

	жины составляло соответственно 17-22 и 24-32 МПа. Через эжектор подава­ли жидкость без песка. Расчетный перепад давления на насадках составлял 20-30 МПа с учетом дополнительного перепада за счет различия плотностей в НКТ и затрубном пространстве, расчетная депрессия на пласт в период резки - 1-2 åè‡. Необходимо отметить активную эрозию насадок. После 14 резок перепад давления на том же режиме снизился от 21 до 14 МПа, вследствие чего пришлось извлечь перфоратор для замены насадок. После повторного спуска перфоратора провели еще 11 его установок и приступили к снижению уров­ня азотом. В процессе перфорации наблюдали появление нефти в емкости, куда производили сброс жидкости из затрубного пространства. После ГПП с азо­том значительно улучшилась связь скважины с пластом, что подтверждает результаты стендовых испытаний, свидетельствующие о больших возможно­стях этого метода. Прослеживанием уровня в интервале 1440-1350 м опреде­лена скорость его роста более 2 м/ч, что примерно в два раза выше началь­ного. Таким образом, разработана технология и оборудование для непрерыв­ной гидропескоструйной перфорации с азотом с применением отечественных азотных газификационных установок при условии одновременного вызова притока из пласта и успешно проведен первый промысловый эксперимент. Кроме того, проведены азотогидропескоструйные перфорации в скв. 306 Б, 662 Å Ë 553 Å. В скв. 553 Б проводили перфорацию с целью дополнительного вскры­тия в интервале 2124,8-2108,8 м аппаратом АП-6 с двумя насадками диамет­ром 4,5 мм. Плотность перфорации - два отверстия на 1 м. В качестве рабо­чей жидкости применяли водный 0,01 %-ный раствор полиакриламида. Про­цесс проходил при расходе жидкости 0,45 м3/мин, азота 10 м3/мин, концен­трации песка 40 кг/м3, давлении газожидкостной смеси на устье скважины 26—30 МПа, газосодержании 0,12 в течение 60 мин при каждой установке аппарата. Дебит нефти увеличился с 1 до 4 т/сут при газовом факторе 2900 Ï3/Ú. Успешность работ по четырем операциям 50 %. Одна из основных при­чин невысокой успешности промысловых работ — очень низкая плотность перфорации, одно-два отверстия на 1 м, что в тонкослоистом низкопроница­емом менилитовом коллекторе недостаточно для обеспечения требуемой сте­пени совершенства скважин. Следовательно, разработана и испытана техника и технология азотоги-дропескоструйной перфорации с применением установок АГУ 6000-500/200. Для использования их в глубоких скважинах необходимо увеличить произ­водительность и давление азотных газификационных установок. Таким образом, в результате применения азота в процессах добычи нефти достигнуты определенные успехи в исследовании и разработке тех­нологии процессов освоения скважин и обработке призабойной зоны. Обеспечена взрывобезопасность работ при освоении скважин. Показано, что в присутствии азота достигается большее увеличение проницаемости пе­счаников, чем при обычной глинокислотной обработке. Возможно немедлен­ное (после закачки кислотных растворов в пласт) извлечение продуктов ре­акции. В процессе гидропескоструйной перфорации с добавлением азота к рабочей смеси достигается рост длины канала, увеличивается эффективный 340

	перепад давления на насадках и обеспечивается вскрытие пласта при давле­нии в стволе скважины, намного меньшем гидростатического. Перечисленные преимущества указывают на целесообразность приме­нения азота в процессах нефтедобычи. Эксплуатация газификационных установок АГУ-8К в сложных условиях гористой местности подтвердила работоспособность их в промысловых усло­виях. Разработанные оборудование и технологические схемы прошли про­мысловую проверку и могут успешно применяться. Учитывая ограниченность запаса азота в емкостях АГУ-8К, после появления высокопроизводительных компрессоров с давлением нагнетания, соответствующих азотным установкам, целесообразно применять смеси воздуха с азотом для экономии последнего. В процессах снижения уровня в скважинах для этой цели успешно приме­няли на начальном и конечном этапах освоения нефтяной газ (например, из соседних скважин или системы газлифта) с давлением 6-10 МПа. Значительное улучшение некоторых параметров процессов (сокращение длительности работ по освоению скважин, стимулирование кислотного воз­действия и др.) может быть достигнуто при увеличении производительности азотных установок. Увеличения расхода азота примерно в 2 раза (до 12 м3/мин при давлении 22 МПа) можно достичь путем небольшой реконст­рукции агрегатов АГУ-8К. Область использования азота не ограничивается рассматриваемыми ме­тодами. Можно назвать еще ряд процессов, где возможно его употребление: вскрытие пласта бурением, заполнение скважин при перфорационных рабо­тах, а также заполнение промысловых коммуникаций и аппаратуры. Целесообразно продолжить лабораторные исследования и промысловые эксперименты по разработке новой технологии в добычи нефти с примене­нием азота.