МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 
 
 
 
 
 

                                                                                               КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И    

                                                                                                        ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И

                                                                                          ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ                        

                                                                                   МЕСТОРОЖДЕНИЙ 
 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

   ПО  КУРСУ :  СКВАЖИННАЯ  ДОБЫЧА  ГАЗА  И                           

                                ГАЗОКОНДЕНСАТА 

НА ТЕМУ : АНАЛИЗ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  2003  

Государственный комитет Российской Федерации

по  высшему образованию 

УФИМСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 

Кафедра

Студенту 

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ

Дисциплина

Рассчитать и спроектировать

Исходные данные       

Представить следующие  материалы в указанные  сроки

Дата выдачи                                                  2001г.

Консультант                                                            Студент        
 

                                           СОДЕРЖАНИЕ.                                                    СТР. 
 

1. Классификация методов обработки призабойной зоны скважин.       4. 

2. Физико-химические  метода ОПЗ                                                                6. 

    2.1. Кислотные обработки призабойной зоны пласта                             6.

     2.2. Вспомогательные реагенты для кислотных обработок                  8.

     2.3. Техника и оборудавание для кислотных обработок                        9.

     2.4. Технологии кислотных обработок ПЗП                                                    10.

     2.5. Особенности, кислотных обработок терригенных, коллекторов 11.

     2.6. Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ).                   12. 

3. Механические методы  ОПЗ.                                                                        13. 

      3.1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП)                                                     13.

      3.2. Материалы, применяемые при ГРП                                                  14.

     3.3. Песок для ГРП                                                                                        15.

     3.4. Пакеры и якоря                                                                                       17.

     3.5. Технологи проведения  ГРП.                                                                 17.

     3.6.Гидропескоструйнаяперфорация  скважин ГПП.                                      21. 

4. Тепловые методы  обработки ПЗС.                                                              25. 

5. Волновые методы  воздействия на  призабойную зону  скважин            28. 

     5.1. Вибрационная обработка ПЗС                                                             28.

     5.2. Электрогидравлическое воздействие на ПЗП                                   29.

     5.3.. Термоакустическое воздействие                                                         31.

     5.4. Высокочастотное электромагнитно-акустическое воздействие    32. 

6. Комбинированные  методы воздействия  на ПЗС                                      33. 

     6.1. Термохимическое воздействие на ПЗС (ТГХВ)                                 33.

     6.2. Термокислотные обработки                                                                  36. 

7. Меры по обеспечению  безопасных условий труда при выполнении работ по ОПЗ.                                                                                                                   37.

     7.1. Химические методы ОПЗ                                                                        37.

     7.2. Термогазохимическое воздействие                                                       40.

     7.3.Гидравлический  разрыв пласта                                                              41.  

     7.4. Техника безопасности при тепловых обработках скважин              42. 

8. Практический расчет  процесса гидроразрыва.                                          48. 

9 . СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ  ЛИТЕРАТУРЫ.                                    51.

                МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН. 

     1. Классификация методов обработки призабойной зоны скважин.[3] 

     Призабойная зона скважин представляет собой  область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся при закачке. Здесь скорость движения жидкости, градиента давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебита добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

     Очень важно сохранить призабойную  зону скважин (ПЗС) в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменение в распределение внутренних напряжений в скелете породы в ПЗС, сопровождается температурными изменениями, механическими загрязнениями пор пласта частицами выбуренной породы и утяжелителя, в ПЗС проникает фильтрат промывочной жидкости, при взаимодействии которой с пластовыми жидкостями и минералам породы происходит существенное изменение коэффициентов пористости и проницаемости пород. Спуск, крепление и перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременными увеличениями репрессии на пласт, в результате чего возможно попадание в ПЗС бурового раствора и цемента, создаются ударные волны различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезометрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования может либо тормозить, либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью  пор пласта.

     В связи с этим уже в процессе первичного освоения скважин приходится проводить работы по обработке призабойной зоны (ОЗП) скважины о целью восстановления до естественной ее продуктивности. В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость - нефть, вода и газ проходит через призабойную зону добывающих скважин и вся нагнетаемая вода или газ через ПЗС нагнетательных скважин.

     Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от первоначальных. В результате в ПЗС, как в фильтре  могут накапливаться как различные  углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия. Кроме того, возможно частичное дезагрегирование пород и механическая закупорка ими пор пласта.

     В процессе эксплуатации скважины практически  ежегодно проводят подземные ремонты и различные мероприятия, связанные с ее глушением. Для этой цели создается репрессия на пласт, как правило, путем замены скважинкой жидкости растворами большей плотности. При этом репрессия на пласт способствует интенсивному проникновению в пласт фильтрата жидкости глушения и вместе с ней различных  загрязнений: АСПО, частиц породы, продуктов коррозии, кристаллов солей и т.д.

     Как показывает промысловый опыт, в результате этих сложных процессов при последующем  освоении происходит существенное ухудшение продуктивной характеристики скважины.

     Таким образом, в процессе первичного освоения и эксплуатации скважины проводят работы по воздействию на ПЗП для увеличения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины, созданию и развитию системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

     Все методы воздействия на ПЗС можно  разделить на пять основных групп: физико-химические, механические, тепловые, волновые и комбинированные. Следует отметить, что в литературе приводятся и другие принципы классификации методов ОПЗ.

     МЕТОДЫ    ОПЗС:

1. Физико-химические

1) соляно-кислотные  обработки;

2) обработки  с НF;

3) применение  растворов ПАВ;

4) применение  растворителей.

     II.  Механические

1) гидропескоструйная  перфорация;

2) гидравлический  разрыв пласта;

3) торпедирование  скважин;

4) дренирование  пласта;

     III. Тепловые методы

1) применение электронагревателей;

2) использование специальных забойных горелок ;

3) закачка теплоносителей;

4)       закачка парогаза;

      IV. Волновые

1) вибровоздействие;

2) электрогидравлическое  воздействие;

3) термоакустическое  воздействие.

V. Комбинированные

1) термокислотные  обработки;

2) термогазохимическое  воздействие;

3) закачка  жидких взрывчатых веществ;

4) совмещение  нескольких методов.

      Физико-химические методы (ФХМ) воздействия на ПЗС целесообразно применять в тех случаях, когда можно растворить породу минерала или отдельные ее элементы,  отложения которого обусловило ухудшение проницаемости ПЗС. Кроме того, ФХМ применяют для снижения фазовой проницаемости породы для воды (закачка ПАВ, осушителей и др.), растворения АСПО, уменьшения набухаемости глин и т.д.

     Механические  методы воздействия эффективны в  твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЭС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные и слабопроницаемые части пласта. К атому виду обработок относятся ГПП (гидропескоструйная перфорация), ГРП (гидравлический разрыв пласта) и торпедирование скважины. В водонагнетательных скважинах к этой группе методов можно отнести способы, основанные на интенсивном дренировании ПЗС путем создания высоких скоростей фильтрации и кратковременных повышенных репрессий на пласт.

     Тепловые  методы целесообразны в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также при фильтрации высоковязких нефтей и битумов.

     Разработаны и проходят промысловые испытания  различные способы волнового воздействия на ПЗС. Сюда относятся: виброврздействие, электрогидравлическое и термоакустическое воздействия. Они оказывают, как правило, комплексное воздействие на ПЗС и могут оказаться эффективными в широком диапазоне изменения условий эксплуатации скважин.

     Для повышения эффективности воздействия на ПЗС часто в одну технологию совмещают два или более методе: ГРП с соляно-кислотной обработкой, ГРП с ГПП, термокислотные обработки, термогазохимическое воздействие и др. 

      2. Физико-химические  методы ОПЗ.[1] 

      2.1. Кислотные обработки призабойной зоны пласта.[1]

      Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты. Обработка скважин соляной кислотой характеризуется сравнительной простотой технологических операций, дешевизной и достаточной эффективностью.

     При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

     При закачке водных растворов соляной  кислоты в породу происходит растворение  карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

     Кроме соляной кислоты при химических методах воздействия можно применять  уксусную, сульфаминовую, фтористо-водородную и другие кислоты. Взаимодействие растворов  кислот с составляющими порода происходит по следующим реакциям:

     1) раствор соляной кислоты с  известняком и с доломитом

СаСО₃ + 2HCl = СаСl + Н₂О + CО₂;

СаМg (CО₃)₂ + 4HCl = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂;

      2) раствор уксусной кислоты с  карбонатными составляющими породы

СаСО₃ + 2СН₃СООН = Са(СH₃CОО)₂ + H₂O + CO₂;

      3) раствор сульфиминовой кислотой  с карбонатными составляющими

CaCO₃ + 2NH₂SO₃H = Ca(NH₂SO₃)₂ + H₂O + CO₂.

      Обычно  применяет соляную кислоту 8 –15% - ную. Увеличение концентрации не рекомендуется из-за сильной коррозии оборудования и возможности растворения гипса с последуещим закупориванием пласта. Применение кислотного раствора малой концентрации требует приготовления больших объемов раствора, что приводит к осложнению технологических  процесов.  Ниже приводятся рекомендации но выбору оптимальных концентраций кислотных растворов в различных геолого-физических условиях.

1} песчаники  с карбонатным цементом – 8-10 %;

2) карбонатные  породы высокой карбонатности  при низком пластовом давлении – 10 -12 %;

3) карбонатные породы низкой проницаемости при высоком пластовом давление - 12-16 %. 

      Для нужд нефтедобытчиков заводы-изготовители поставляют абгазовую, синтетическую и техническую соляную кислоты (ГОСТ 857-78). Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте должна составлять не менее:

1) ТУ 6-01-714-77 - 22 % (марка А) и 20 % (марка Б);

2) ГОСТ 857-78 -35 % (марка А) и 31,5 % (марка Б).

      Содержание  серной кислоты - не более 0,005 % (ГОСТ 857-78).

      Содержание  железа в соляной кислоте не должно превышать 0,015 % (ГОСТ 857-78) и 0,03 % (ТУ 6-01-714-77).

      В абгазовой кислоте (марка Б, второй сорт) по ТУ 6-01-714-77 содержится до 1 % НР. Поэтому для воздействия на карбонатные породы используется абгазовая кислота марки А или марки Б первого сорта. Абгазовая соляная кислота марки Б второго сорта пригодна только для приготовления глинокислоты.

      Товарную  кислоту заводы-изготовители поставляют в гуммированных стальных цистернах.

      Для обработок ПЗП в терригенных  коллекторах используют фтористо-водородную кислоту HF. Водный раствор фтористого водорода при температуре ниже 19° С - легкоподвижная жидкость.

      Заводы-изготовители поставляют техническую плавиковую каслоту по ТУ 608-236-77 с содержанием  НР не менее 30 %, кремнефтористо-водородной кислоты Н₂SiF₆ не более 8 % и H₂SO₄ - не более 2%. Температура замерзания плавиковой кислоты c концентрацией НР 30% - минус 35 ⁰С.

      Плавиковая  кислота поставляется в эбонитовых сосудах вместимостью 20 л или полиэтиленовых бутылях. Стекло и керамика разлагаются плавиковой кислотой. Поэтому сосуды из этих материалов нельзя использовать даже для кратковременного хранения плавиковой кислоты. Продукт пожаро- и взрывоопасен, токсичен. При попадании на кожу вызывает сильные ожоги, пары обладают раздражающим действием. Скорость коррозии глинокислоты, содержащей 10 % НСl и 5% НР, при температуре 20 °С составляет 43 г/(м² ч).

      Для удобства транспортирования,  хранения и безопасности работы на промыслах  плавиковую кислоту можно получать из БФА непосредственно в процессе приготовления рабочего раствора глинокислоты по следующей химической реакции:

NH₄F*HF + HCl = 2HF + NH₄Cl .

      При этом количество соляной кислоты  увеличивают из-за необходимости предварительного образования плавиковой кислоты.

      Бифторид-фторид аммония (БФА) - твердое кристалическое бесцветное вещество плотностью 1010 кг/м³ при температуре 25 °С. Растворимость БФА в воде зависит от температуры.

      БФА транспортируют и хранят в двойных  мешках- (полиэтиленовых, плотная бумага) или в бочках с внутренней полиэтиленовой оболочкой. БФА относительно дешев, его токсичность невысокая. 

      2.2. Вспомогательные реагенты для кислотных обработок.[1]

      Кроме основных, при кислотных обработках, применяют вспомогательные реагенты: ингибиторы коррозии, интенсификаторы, стабилизаторы.

      Ингибиторы  коррозии-вещества, замедляющие скорость коррозии металлов. Поэтому ингибирование растворов кислот является необходимой операцией при любых кислотных обработках. Ингибиторам коррозии предъявляются следующие требования:

1) снижение  скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости;

2) хорошая  растворимость в используемых  растворах;

3) невозможность  выпадения в осадок после взаимодействия  кислоты с породой;

4) невозможность  образования осадков с продуктами  реакции кислоты.

      На  промыслах применяется целый ряд ингибиторов, различающихся защитными свойствами. Если защитные свойства того или иного ингибитора недостаточны, то используют комбинацию ингибиторов. 
 

      2.3. Техника и оборудавание для кислотных обработок.[1]

      Техника, применяемая при кислотных обработках, подвергается интенсивной коррозии. Чтобы предотвратить преждевременный износ, она должна быть соответственным образом подготовлена.

      К технике кислотных обработок  относятся: оборудование кислотной базы, насосные установки, устьевая арматура, кислотовозы.

      Кислотная база располагается недалеко от железнодорожной  линии и объектов обработки. К  базе подводится тупиковая железнодорожная ветка для подвоза кислоты и других вспомогательных материалов. На кислотной базе принимают, хранят различные товарные кислоты и готовят смеси путем добавления в кислоты ингибиторов, ПАВ и других реагентов.

      Если  для обработки скважины требуется  рабочий раствор кислоты в количестве, меньшей или равном объему цистерны кислотовоза, то рабочий раствор полностью готовится на кислотной баае: разбавляется водой и ингибируется. При использовании больших объемов рабочего раствора кислоты на кислотной базе производится только смешение кислот и их ингибирование, а разбавление водой до необходимой концентрации производится на скважине.

      Концентрированные товарные кислоты хранят в металлических  резервуарах емкостью 25, 50 и 100 м³. Для предотвращения коррозионного разрушения металла внутренние поверхности резервуаров гуммируют: наносят специальные резиновое эбонитовое или полуэбонитовое покрыте. Применяют также футеровку, т.е. внутреннюю поверхность резервуаров облицовывают. Внутренние поверхности железнодорожных цистерн, в которых перевозят кислоты, защищают нанесением обычным краскораспылителем трех слоев стойкой эмали и двух слоев химически стойкого лака. При отсутствии перечисленных выше материалов иа внутреннюю поверхность резервуаров наносят слой из расплавленной смеси асфальта, озокерита к канифоли.

      Наружную  поверхность емкостей кислотной  базы покрывают химически стойкими эмалями в три слоя и химически стойким лаком в два слоя.

      Площадку  под кислотную базу планируют  таким образом, чтобы кислота  из железнодорожных цистерн в  емкости поступала самотеком, а  при перекачиванчи кислоты из емкостей в кислотовозы или другие емкости смешения насосы могли находиться под наливом.

      На  территории кислотной базы также  располагаются склада для хранения вспомогательных материалов и лабораторный пункт для проведения анализов кислот и их растворов.

      Для перевозки и закачивания в скважину различных жидкостей при кислотной обработке ПЗС используются УНЩ-160-500К (Азинмаш-ЗОА), УНЦ2-160-500, УНЦ1-160-500К, АКПП-500 и другие агрегаты.

      Установка УНЦ1-160-500К для соляно-кислотной  обработки ПЗП состоит из цестерны, имеющей два отсека, трубопровода и трехплунжерного насоса высокого давления, приводимого в движение двигателем автомобиля КрАЗ-257 Б1Д (грузоподъемность 12 т). Наибольшее давление, развиваемое трехплунжерным насосом, составляет 50 МПа, наибольший расход - 17,1 л/с.

      Предохранительный клапан со срезным стержнем расположен на рабочей части нагнетательного трубопровода.