Фильтрация нефти через песчаники после воздействия химреагентами

Проникновение ЖГ в принимающие участки порового пространства предотвращает взаимодействие этих участков с водой и образование пленок воды на породе, за счет чего происходит увеличение проницаемости для нефти и, как следствие, увеличение производительности скважин в послеремонтный период.

ГФ-1 - химреагент, входящий в состав ЖГ, является продуктом крупнотоннажного производства, выпускается в г.Перми в жидкой консистенции, удобной для разведения в технологических минерализованных жидкостях. Химреагент поставляется в металлической или пластиковой таре, не требует особых условий хранения, не застывает до температуры минус 30^оС. Реагент не токсичен, не взрывоопасен, технологичен в эксплуатации, устойчив при высоких температурах (90^оС).

Также в качестве жидкостей глушения можно использовать гидрофобные эмульсионные растворы и дегазированную безводную нефть.[25]

Опытно-промышленная эксплуатация газовых скважин Павловского месторождения выявила основные осложнения в процессе добычи газа, а именно: образование кристаллогидратов в газовом потоке, влияние жидкости, которая при определенных условиях скапливается в стволе и на забое скважины.

Гидраты представляют собой соединения компонентов природного газа (метана, этана, пропана и т.д.) с водой. Гидратообразование имеет место при высоких давлениях, определенной температуре и обязательно при наличии влаги и происходит на границе газ-вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Доминирующим условием для образования гидратов являются давление и температура многокомпонентных систем, необходимым условием является наличие в потоке газа воды в жидкой фазе. Следует отметить, что такие газы, как сероводород, углекислый газ, пропан способствуют образованию и дальнейшему накоплению гидратов.

Температура и давление равновесной кривой гидратообразования для Павловского месторождения приведены в таблице ниже, график равновесных параметров гидратообразования показан на рис.6.2.2. На графике сектор, расположенный левее и выше равновесной кривой, характеризует условие существования гидратов.

Условия гидратообразования определяют по константам равновесия системы газ-твердый гидрат.

К_i = X_i / Z_i,

где К_i – константа равновесия гидратообразования i-го компонента; X_i – молярная доля i-го компонента в газовой среде; Z_i – молярная доля i-го компонента в кристаллогидрате.

Начальные условия гидратообразования определяют по формуле:

Σ X_i / К_i = 1

Если эта сумма меньше 1, гидраты не образуются, если же больше 1, то при заданных термобарических условиях идет образование гидратов.

Установлено, что гидратообразование может происходить в стволе скважинs, в фонтанной арматуре и обвязке, в шлейфах.

Мероприятия по борьбе с гидратами включают мероприятия по предупреждению и ликвидации образовавшихся гидратных отложений.

Рис.6.2.2. График равновесных параметров гидратообразования

Мероприятия по предупреждению гидратообразования.

· Выбор оптимального технологического режима работы скважины.

· Непрерывная или периодическая подача на забой антигидратных ингибиторов (метанола, хлористого кальция) и др.

· Покрытие внутренней поверхности НКТ веществами, которые препятствуют отложению гидратов, например, эпоксидной смолой.

· Систематического удаление с забоя скапливающейся жидкости. Если в продукции скважины наблюдается вынос минерализованной воды, то вода в данном процессе выполняет функцию природного антигидратного ингибитора.

· Устранение причин, вызывающих пульсацию газа в стволе скважины и резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к образованию гидрата.

Мероприятия по ликвидации образовавшихся гидратных отложений.

· Подача большой порции антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку.

· Разрушение гидратной пробки путем резкого одностороннего снижения давления (продувка в атмосферу) или с обеих сторон пробки с последующей продувкой в атмосферу.

· Интенсивный обогрев мест образования гидратов или подача горячего агента непосредственно на гидратную пробку.

· Прекращение подачи газа на определенный период времени, достаточный для разложения гидратов теплом окружающего грунта, с последующей продувкой в атмосферу.

· Промывка горячим солевым раствором под давлением.

· Циркуляция антигидратного ингибитора по сифонным трубкам, спускаемым в скважину (в НКТ) через сальниковое уплотнение на устье.

Использование того или иного способа зависит от условий и места образования гидратов в технологической системе добычи.

Условия гидратообразования существуют в эксплуатационных скважинах, работающих на любом режиме, начиная с забоя и выше до устья. Для предупреждения образования гидратов в потоке газа необходимо устранить хотя бы одно из основных условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или влагу. В связи с этим основными методами борьбы с гидратами являются понижение давления, повышение температуры, осушка газа или ввод антигидратных ингибиторов (спирты или электролиты).

Наибольшее распространение для борьбы с гидратообразованием при разработках газовых залежей ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ» получил метанол, расход которого зависит от начальных и конечных параметров, качества транспортируемого продукта (в среднем 0, 6-0, 7 л на 1000 м³ природного газа). Однако при этом возникают дополнительные экономические (затраты на метанол) и экологические (вредное влияние метанола на природу и человека) проблемы.

Одним из путей уменьшения названных недостатков может являться метод многоступенчатого штуцирования, который приводит к существенному снижению темпа падения температуры газа и уменьшению интенсивности гидратообразования.

Метод основан на установке на шлейфе скважины двух или более специально подобранных штуцеров (диафрагм) и дает положительный эффект в том случае, когда отношение давлений между ступенями близко или равно 0, 6.

В качестве дополнительного метода снижения интенсивности выпадения гидратов на внутренних стенках шлейфов в зависимости от суточных перепадов температур предлагается укутывание теплоизолятором (стекловатой) наземных частей шлейфов скважин.

Для предотвращения образования гидратов в статическом состоянии недопустимо глушение скважин пресной водой (на время капитального ремонта, при проведении обработок призабойных зон). Для этого необходимо применять либо водные растворы хлористого кальция, либо пластовую воду, т.е. в любом случае растворы должны быть электролитами. Однако применение пластовых вод, водных растворов натрия и кальция для глушения скважин приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств пород ПЗП, к длительному периоду их освоения и выводу скважин на режим. В ООО «ПермНИПИнефть» разработана модифицированная жидкость глушения (МЖГ) [24], позволяющая сохранить коллекторские свойства ПЗП и исключить:

- затраты, связанные с продолжительным освоением и выводом скважин на режим после подземного ремонта;

- снижение продуктивности скважин в послеремонтный период.

Основными компонентами МЖГ являются минерализованные технологические воды и поверхностно-активное вещество (ПАВ – ГФ-1).

Для поглощающих скважин глушение следует проводить с закачкой буфера вязкой жидкости (растворы ПАА) с плотностью выше плотности основной жидкости глушения. Остальные скважины, как уже отмечалось, рекомендуется глушить пластовой водой с добавлением ГФ-1.

Эксплуатация газовых скважин часто осложняется в результате влияния жидкости (конденсат, нефть, пластовая вода), которая при определенных условиях может скапливаться в стволе и на забое скважины, что может способствовать увеличению потерь давления, уменьшению дебита скважины, а также полному прекращению ее работы в результате самоглушения скважины. Во избежание этого применяют различные технологические процессы.

Одним из способов удаления жидкости с забоя скважин является поддержание в лифтовой подвеске скорости потока выше критической, то есть такой минимальной скорости, при которой обеспечивается вынос жидкости с забоя скважины. Расчет необходимой скорости заключается в совместном решении уравнения параметра Фруда газового потока.

Fr = ω ² / gd

и уравнения скорости фильтрации газа у башмака лифтовых труб

ω = Q/F · Р_заб

где ω – скорость движения газа, м/с; d – внутренний диаметр НКТ, м; g – ускорение свободного падения; Q – дебит газа, тыс.нм³/сут; F – площадь сечения НКТ, м²; Р_заб – забойное давление, ат.

При решении этой задачи получены следующие результаты:

Выносимая жидкость (нефть, конденсат, вода) одновременно обладает ингибирующим антигидратным действием, что является благоприятным и облегчает эксплуатацию скважин в условиях активного гидратообразования. При этом дифференцированный подход к каждой отдельной скважине открывает пути экономии метанола, используемого как антигидратный ингибитор.

Продувку скважины по продувочной линии производят периодически, путем выноса жидкости на устье, при скоплении ее на забое, то есть при уменьшении буферного давления. Время для продувки скважины по продувочной линии состоит из времени прохождения объема газа над жидкостью, времени прохождения объема жидкости и в среднем составляет 1¸ 2 часа. Продувка скважины сопровождается падением давления в затрубном пространстве.

Установленные продувочные линии позволяют сократить потери газа от проводимых ранее продувок в атмосферу, производить увеличение скорости газа в значениях, не позволяющих разрушать призабойную зону пласта, улучшить экологическую обстановку на промысле.

Вообще, методы борьбы со скапливающейся жидкостью можно подразделить на три группы.

К первой относятся методы освобождения ствола скважины от жидкости путем подъема ее к устью: с помощью откачки насосными агрегатами (штанговыми насосами или свабированием); вспениванием жидкости с помощью добавки ПАВ, за счет нагрева.

Ко второй относятся методы освобождения ствола скважины от жидкости за счет ее откачки из зоны продуктивного газоносного пласта и закачки ее в поглощающий пласт с помощью насосного агрегата или под действием гидростатического напора; создание условий для поглощения жидкости пластом путем периодических остановок скважины, во время которых жидкость из ствола будет перетекать в пласт.

К третьей относятся методы предупреждения поступления жидкости к забою скважины путем эксплуатации скважины с заниженными дебитами газа, с повышенными забойными давлениями, исключающими поступление жидкости из пласта, или путем изоляции источника поступления жидкости от продуктивного газового пласта.

Как уже отмечалось выше, в настоящее время наибольшее развитие получили методы подъема жидкости к устью.

На номограмме ограничены области применения различных методов удаления жидкости в зависимости от режимов работы скважин.

Номограмма состоит из прямоугольной сетки с граничными линиями a, b, c, d, 0 девяти логарифмических шкал (снаружи сетки). На этих линиях указаны суточные дебиты газа, приведенного к нормальным условиям (Т₀=293, 16 °С, р₀=0, 1 МПа) для скважин соответственно с фонтанными трубами условного диаметра в мм 60, 73, 89, 127, 102, 114, 140, 146 и 168. На вертикальной шкале даны значения комплексного коэффициента В, зависящего от температуры и давления газа у низа фонтанной колонны.

Граничными линиями a, b, c, d, 0 выделены области применения наиболее распространенных средств удаления жидкости из скважины.

В I области номограммы, ограниченной вверху линиями а и b, применимы методы периодического действия, основанные на накоплении энергии газа в затрубном пространстве и в призабойной зоне, либо методы с продувкой газа в атмосферу или в коллектор низкого давления, либо с подачей в скважину газа высокого давления от внешнего источника (компрессора) или из другой скважины. В II области, ограниченной линиями b и с, можно применять методы непрерывного либо периодического действия, в зависимости от количества притока жидкости в скважину (вспенивающие ПАВ, плунжерный лифт). В III области, ограниченной слева линией d, можно применять методы непрерывного выноса жидкости с использованием высоких скоростей газового потока либо установки плунжерного лифта периодического действия. В скважинах, работаю­щих в режиме, расположенном левее линии 0, для удаления жидкости всегда следует использовать вспенивающие ПАВ либо плунжерный лифт, а в скважинах, работающих в режимах, расположенных правее линии 0, имеются достаточно высокие скорости газа и жидкость может быть удалена без использования ПАВ и плунжерного лифта. В областях IV и V, ограниченных линиями а-b и с-d, могут применяться методы, рекомендуемые для граничных областей.

Одним из методов удаления жидкости из скважины является применение пенообразующих ПАВ. Его сущность заключается в том, что при закачке пенообразующего ПАВ в скважину, растворении его в пластовой жидкости и прохождении газа через столб образованного раствора, образуется пена, состоящая из пузырьков газа, разделенных пленками жидко­сти. Так как плотность пены значительно меньше плотности пла­стовой жидкости, она поднимается газовым потоком на поверхность при значительно меньших дебитах газа и числах Фруда. Пенообразование обеспечивается резким снижением поверхностного натяжения воды в ее растворе с ПАВ.

Для вспенивания смеси пластовой жидкости с газовым конден­сатом метанового и метанонафтенового типа рекомендуются раз­личные типы и концентрации пенообразователей (таблица 6.2.2).

Наличие газоконденсата усложняет процесс пенообразования. При этом ввод ПАВ в скважины создает благоприятные условия для образования стойких эмульсий.

Для разрушения эмульсий рекомендуется отечественный деэмульгатор типа АНП-2 или, дисолван-4411 (ФРГ) в количестве 0, 5¸ 1 % массовый от разрушаемой эмульсии с перемешиванием и, воз­можно, подогревом эмульсии. Количество ПАВ, необходимое для удаления жидкости, рассчитывается по формуле

,

где С - концентрация ПАВ, необходимая для вспенивания удаляемой жидкости кг/м³; V - объем скапливающейся в скважине и подле­жащей вспениванию жидкости, м³; а - количество активной массы ПАВ, %.

Табл.6.2.2. Типы и концентрации пенообразователей

Количество растворителя для получения рабочего раствора за­данной концентрации определяется по формуле

где V_р — количество растворителя, л; r_р - плотность раствори­теля, кг/м³; n - концентрация рабочего раствора, %.

Количество антифриза при вводе ПАВ в зимних условиях опре­деляется по формуле

,

где V_a - количество антифриза, л; С_a - массовая доля антифриза, %; r_a - плотность антифриза, кг/м³.

Массовая доля антифризов в водных растворах ПАВ приведена в таблице:

Комплекс «Лотос-1» для ввода жидких вспенивающих ПАВ

Комплекс предназначен для установки на скважинах, эксплуатирующихся по насосно-компрессорным трубам с притоком жидкости к забою до 5 м³/сут, в том числе на скважинах, подверженных процессам коррозии, так как определенные составы пенообразующих ПАВ могут быть использованы также в качестве ингибиторов коррозии. Состоит он из блока пи­тания БПП-1, щита с пневмоавтоматикой для формирования ди­скретных сигналов управления, запорным клапаном типа КЗГ-2, емкости для хранения растворов ПАВ и отстойников. Щит представляет собой комплексное устройство, включающее один датчик-реле разности давлений (РРД-1) и плату управления с пневматическим реле времени.

Пневматический комплекс «Лотос – 1»

1 - блок питания; 2 – щит пневмоавтоматики; 3 – запорный клапан; 4 – емкость с ПАВ; 5 – отстойник; 6 – межтрубное пространство.

Плунжерный лифт

Установки плунжерного лифта могут быть непрерывного или периодического действия. Предназначены они для скважин, ко­торые эксплуатируются или только по фонтанной колонне, или совместно по фонтанной колонне и затрубному пространству. Установки могут использоваться на скважинах с одноразмерной и ком­бинированной колоннами труб, независимо от глубины их спуска. В установках непрерывного действия плунжер все время находится в движении вверх-вниз по фонтанной колонне, а периодического действия - в течение некоторого времени задерживается на забое или на устье скважины.

Установка плунжерного лифта состоит из оборудо­вания 1, устанавливаемого на поверхности, подземного оборудова­ния 2 и плунжера 3. Плунжер - основной рабочий элемент.

Установка плунжерного лифта

1 - наземное оборудование; 2 - подземное оборудование; 3 - плунжер.