Методы интенсификации добычи газа

ГЛАВА

7

МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗА

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что можно в значительной мере увеличить дебит отдельных скважин или снизить величину депрессии на пласт при неизменном дебите газа с целью отдаления срока ввода ДКС за счет интенсификации притока газа, улучшения техники и технологии вскрытия пласта, усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скяажин.

Исходя из современной концепции рациональной разработки газовых и газоконденсатных месторождений основной задачей интенсификации является повышение энергосберегающего дебита газа.

Методы интенсификации притока также служат единственным средством получения рентабельных дебитов газа в плотных низкопроницаемых коллекторах!

Для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта используют различные методы, которые можно разделить на две группы: 1) предупреждающие ухудшение коллекторских свойств пластов; 2) направленные на восстановление или улучшение проницаемости призабойной зоны скважин.

Для интенсификации притока газа к забою скважин применяют:

гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты (многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т. д.);

солянокислотную обработку (СКО) и ее варианты — массированную, поэтапную, направленную;

гидропескоструйную перфорацию и сочетание ее с ГРП и СКО.

Для вскрытия продуктивных пластов, а также совершенствования процесса освоения скважин проводят следующие мероприятия:

перфорацию под давлением в газовой среде; увеличение диаметра забоя скважин;

бурение горизонтальных скважин с кустовыми забоями; применение безглинистых растворов при вскрытии продуктивной толщи;

вскрытие продуктивных пластов с продувкой забоя газом или воздухом;

приобщение продуктивных пластов без глушения скважины.

К усовершенствованию техники эксплуатации газовых скважин относятся;

раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной; эжекция низконапорного газа высоконапорным; применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды;

подача на забой поверхностно-активных веществ для удаления поступающей из пласта воды и механических примесей;

усовершенствование конструкции подземного оборудования в скважинах и установка в них разгрузочных якорей, па-керов, глубинных клапанов для ввода ингибитора в фонтанные трубы, комбинирование труб разного диаметра и т.д.

Особое место занимает метод увеличения газоотдачи путем детонации в пласте или призабойной зоне взрывчатого вещества. Все эти методы можно осуществлять не только для восстановления проницаемости призабойной зоны, но и для увеличения газоотдачи многих газонасыщенных пластов г низкой проницаемостью,

К новым методам интенсификации относятся акустическое воздействие большой мощности на призабойную зону пласта, снижение обводненности скважин и закрепление рыхлых песков с помощью силикатного гелеобразования. Все большее значение приобретают методы интенсификации на завершающей стадии разработки месторождений.

Методы интенсификации не рекомендуется применять: в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами и колоннами, некачественно зацементированными; в обвод-нившихся скважинах или тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в прикон-турных скважинах.

Работы по интенсификации газовых скважин начинают проводить в период разведки при опробовании перспективных горизонтов с целью определения их промышленной продуктивности и промышленной разработки.

Таблица 9.6

Снижение температуры насыщения нефти парафином при использовании композиции__

Установлено, что относительно асфальтенов и смол нефти Уренгойского месторождения эффективным растворителем является 4,4-диметилдиоксан (ДДМ). На основе ДДМ была разработана композиция, вторым компонентом которой является кубовой остаток со стадии ректификации полимеризации оле-финов С₃-С₅ с температурой начала кипения не ниже 250 “С (в дальнейшем “Пентамер”).

Результаты опытов по влиянию различных составов композиции на температуры насыщения парафином нефти приведены в табл. 9.6.

Как видно из данных табл. 2.6, применение композиции

может снижать температуру начала кристаллизации нефти на

15 “С. Наиболее эффективна композиция, состоящая из одной

части ДДМ и трех частей “Пентамера”. Влияние количества

этой композиции на эффективность ингибирования показано

ниже. Оптимальная дозировка композиции составляет 100—

130 г на 1 т добываемой нефти.

Массовая концентрация композиции в нефти, %..........................................0,005    0,010    0,020

Эффективность ингибирования, %    14    43    44

Проведенные в 1991-1992 гг. испытания на особо осложненных скважинах 6476, 6448, 6281, 6289, 6263 показали, что при использовании рекомендованной композиции межочистной период (МОП) скважин увеличивается до 30-40 сут и более, в то время как МОП до испытаний составлял всего 2-3 сут (табл.

9.7) и поддерживался ежедневными спусками скребка и периодическими промывками горячим конденсатом (через каждые 5-6 дней работы скважин). Испытанные ингибиторы ПГО рекомендованы для широкого промышленного внедрения.

Эффективность применения композиции практически одинаково проявляется как на скважинах с парафиноотложениями (скв. 6263), так и с парафиногидратоотложениями (скв. 6281).

На наш взгляд, хорошие перспективы имеют совместная обработка газоконденсатонефтяной смеси на установках НТС и, следовательно, совместный транспорт нефтеконденсатной смеси. В связи с этим большой практический интерес представля-

Осредненные значения периодичности термохимических обработок скважин до и в период подачи ингибитора парафиноотложений

ет вязкостно-температурная характеристика нефтеконденсат-ной смеси.

Согласно кривым рис. 9.7 и 9.8 разбавление нефти конденсатом снижает вязкость нефти и температуру образования парафиновой структуры. Иными словами, попадание нефти в конденсат повышает его вязкость и температуру образования парафиновой структуры. К примеру, если чистый конденсат имеет при температуре 20 'С вязкость 1,3 МПа • с (см. рис.

9.7), то при добавке всего 30 % нефти вязкость смеси становится равной 2,2 МПа ¦ с, т.е. возрастает более чем в 1,7 раза.

Рис. 9.7. Зависимость вязкости нефтеконденсатных смесей Уренгойского месторождения от температуры.

Содержание конденсата в нефте-конденсатной смеси, % (масс.): 1-0 (чистая нефть); 2 - 10; 3 -20; 4 - 30; 5 - 50; 6 - 70; 7-100 (чистый конденсат)

7.1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании на забое высоких давлений жидкостью, закачиваемой в скважину. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5 — 2 раза гидростатическое. В образовавшиеся трещины нагнетают крупнозернистый песок, который предотвращает смыкание трещин при снижении в них давления. Различают три основных вида гидравлического разрыва пласта: а) однократный; б) многократный; в) направленный (по-интервальный). Гидравлический разрыв пласта рекомендуется проводить в следующих скважинах: 1) низкодебитных; 2) с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора; 3} в скважинах, имеющих заниженный дебит по сравнению с окружающими [2].

При выборе пласта для проведения гидроразрыва необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин; дебитограммами (или шумо-граммами), данными о коллеторских свойствах пластов (проницаемости, пористости, составе глинистого материала и цемента).

Кроме того, необходимо знать толщину пласта-коллектора, расстояние от скважины до контура газоносности и от нижних перфорационных отверстий до газоводяного контакта (ГВК), а также пластовое давление и остаточные запасы газа.

Гидравлический разрыв осуществляют в крепких малопроницаемых и плотных трещиноватых песчаниках, плотных трещиноватых известняках или доломитах, переслаивающихся песчано-глинистых или карбонатно-глинистых породах и т. д,

Наиболее благоприятными объектами являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью (менее 0,1 мкм²) и высоким пластовым давлением, близким к начальному.

Гидроразрыв можно проводить в любых скважинах, если залежь работает при газовом режиме. Если же по залежи отмечается движение контакта газ — вода, то во всех скважинах крайнего ряда гидроразрыв пласта производить не рекомендуется,

На залежах водоплавающего типа при выборе скважины для гидроразрыва следует учитывать расстояние до ГВК. Рас-

Рис. 7.1. Головка для гидроразрыва пласта

стояние от трещины гидроразрыва до ГВК на каждом месторождении определяют по опытным данным одной из наблюдательных или разведочных скважин. Если дебит скважины вначале был высокий, а на протяжении короткого времени эксплуатации снизился, то гидроразрыв можно повторить, приурочив его к более высокорасположенному пропластку.

Рис. 7.2. Промывочная муфта

Устья эксплуатационных газовых скважин оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рассчитанной на давление, превышающее на 25 % соответствующее статическое давление.

Для проведения ГРП применяют специальную устьевую арматуру типа АУ-5 или специальные головки, Схема такой головки показана на рис. 7.1.

Для проведения гидроразрыва насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливают на 1 — 2 м под нижними перфорационными отверстиями. Осуществлять ГРП в газовой скважине без насосно-компрессорных труб не рекомендуется.

При многократном гидроразрыве способом "снизу вверх" на НКТ спускают пакер со шлипсовым упором, причем в скважинах глубиной более 1000 м шлипсовый пакер комбинируют вместе с гидравлическим якорем.

При многократном или однократном гидроразрыве в глубоких скважинах (более 3500 - 4000 м), где нельзя применять пакеры с резиновыми элементами из-за высоких пластовых температур (выше 150 °С), используют песочные пакеры. Во избежание прихвата резиновых элементов пакеров во время работы непосредственно над ними устанавливают промывочную муфту (рис. 7.2).

-SO¹-*-1-1-1-1

0 ZQ 40 SO 80 too Содержание нефти 8 газоконденсатной смеси, % (масс.)

Рис. 9.8. Температуры образования парафиновой структуры (1) н застывания нефтеконденсатных смесей (2) Уренгойского месторождения

При этом температура начала образования парафиновой структуры повышается с -45 до -11 “С (см. рис. 9.8).

В практике добычи и обработки парафиносодержащих углеводородных смесей определенный интерес представляют также и другие реагенты, сведения о которых приводятся ниже.

Один из составов (а.с. СССР JS& 697696) наряду с гликолем содержит также поверхностно-активное вещество - алкилар-илсульфонат в количестве 0,3-0,5 % (масс.) гликоля. Состав, подобранный по указанному принципу, был использован на УКПГ Карачаганакского ГКМ (компоненты состава не сообщались). Наряду с предотвращением парафиноотложения комплекс должен был также исключить гидратообразование в системе и снизить интенсивность коррозии.

Для повышения эффективности предотвращения отложений предлагается (а.с. СССР N° 662698) в качестве реагента использовать 2-ацилокси-2^/, 2"-диокситриэтиламин. Этот реагент хорошо растворим в нефти, при его добавлении к нефти в количестве 0,01 % межфазное поверхностное натяжение нефти на границе с водой снижается с 28 до 7,5 эрг/см². Испытания реагента в нефти, содержащей 25 % парафина, показало, что добавление 0,01 % реагента снижает парафиноотложение на 87 %.

Гидрофилизирующая композиция. В состав композиции входят силикат натрия (3,0-6,0 % масс.), полимерная аминосодержащая кислота (2,0-4,0 %) и вода (остальное) [19].

Фирма “Доу Кемикл Компани” применяет реагенты типа “Виско” и “Слово”. Эти ингибиторы образуют на поверхности металла защитные гидрофильные пленки поверхностноактивных веществ. Последние препятствуют прилипанию кристаллов парафина и образованию плотных отложений. Благодаря этому выделившийся из конденсата или нефти парафин легко смывается жидким потоком, т.е. не осаждается.

“Азолят-7” представляет собой 85 %-ный раствор 2-ацилокси-2', 2"-диокситриэтиламина в керосине. Разработан ВНИПИгазом. Производство освоено на экспериментальном заводе ИНХП АН Республики Азербайджан.

СНПХ-7202 состоит из оксиалкшшрованных алкилфенолов с фосфорсодержащей добавкой в бутилбензольном растворе. Опытно-промышленное производство освоено в ПО “Орг-синтез” по ТУ 39-24-008-82 (г. Казань).

ХТ-48 (ингибитор фирмы “Петролайт”, США) представляет собой смесь оксиалкилированных алканоламинов в ароматическом растворителе.

В состав МЛ-72 входят биохимически различные анионы и неионогенные ПАВ. Выпускается по ТУ 84-348-73. Этот реагент хорошо растворяется в пресной, пластовой и морской воде. Водные растворы реагента обладают высокой поверхностной активностью, смачивающей способностью и эмульгирующими свойствами. Применяется при добыче и транспорте высоковязких нефтей.

Растворители на углеводородной основе. На нефтяных месторождениях Туркменистана, Казахстана для ликвидации последствий парафиноотложения получили широкое применение углеводородные растворители, такие как газовый конденсат, газовый бензин, смеси сжиженных нефтяных газов, легкая нефть и т.д. Основное достоинство таких растворителей заключается в родстве соединений, входящих в их состав, с парафиносодержащей нефтью, а также в доступности сырьевого обеспечения. Эти растворители получают из нефтей, и они не влияют на дальнейшие процессы переработки нефти. При добыче конденсата и йефти в одном районе и их совместной переработке применение конденсата в качестве растворителя значительно снижает эксплуатационные затраты на очистку поверхностей от отложений парафинов.

Использование углеводородов для очистки поверхностей от отложений основано на их способности растворять парафины.

На растворимость парафинов, содержащихся в нефтях, большое влияние оказывают состав и концентрация высокомолекулярных соединений нефти. Химическая и физическая неоднородность тяжелых фракций нефти, где сконцентрированы высокомолекулярные соединения, затрудняет исследования по определению влияния состава тяжелых парафинов на образование в системе твердых осадков. Достаточно отметить, что

7.1.1. РАБОЧИЕ ЖИДКОСТИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ГИДРОРАЗРЫВЕ ПЛАСТА

Для успешного проведения гидроразрыва пластов, содержащих газ, жидкости гидроразрыва и жидкости-песконосите-ли должны обладать высокой временной вязкостью (исходная или начальная вязкость должна быть порядка 100 мПа-с) и легко удаляться из пласта. На скважинах необходимо заготовить жидкости четырех видов.

1.    Жидкость для глушения скважины перед гидроразрывом в количестве, равном 2 — 2,5 объема скважины,

2.    Жидкость гидроразрыва, количество которой для однократной операции равно объему насосно-компрессорных труб плюс 5—10м³ жидкости, требуемой для определения ко-эффицента приемистости и раскрытия трещины в пласте. При многократном гидроразрыве указанный объем жидкости увеличивается (учитывают число планируемых операций),

3.    Жидкость-песконоситель. В зависимости от ее вязкости или удерживающей способности писка для однократниш гидроразрыва объем ее составляет 20— 50 м^э. Оптимальную концентрацию песка в жидкости для каждого конкретного месторождения определяют опытным путем.

4.    Жидкость для промывки скважин в количестве, равном

1,5 объема скважины.

Перед началом работ по гидроразрыву в скважину рекомендуется закачивать меловые растворы или растворы хлористого кальция либо хлористого натрия. Если пластовое давление ниже гидростатического, то применяют водоконденсат-ные, водокеросиновые эмульсии, а также водные или керосиновые (конденсатные) растворы поверхностно-активных веществ с добавками понизителей фильтрации — мела, КМЦ и др.

КМЦ — одно из соединений целлюлозы, получаемое в результате. взаимодействия целлюлозы с монохлоруксусной кислотой в среде спиртового раствора щелочи. Наибольшее практическое значение имеют водорастворимые препараты КМЦ, т.е, ее соли аммония и щелочных металлов. Применяют эту добавку в виде порошка как загуститель водных растворов для получения продавочных жидкостей и жидкостей-песконосителей.

Сухой препарат КМЦ заливают потребным количеством пресной теплой воды, смесь перемешивают в течение 15 — 20 мин и оставляют на 1 —2 сут. С течением времени вязкость водных растворов КМЦ повышается. При подкислении водных растворов КМЦ соляной кислотой вязкость снижается, однако в меньшей степени, чем при непосредственном растворении КМЦ в этой кислоте.

Для получения солянокислотных растворов сначала готовят концентрат КМЦ: 200 кг сухого предарата КМЦ заливают

1    м³ пресной воды; смесь перемешивают и оставляют на 1 —

2    сут. В результате получают однородную массу желеобразной консистенции. Затем взвешивают требуемое количество концентрата (табл. 7.1), заливают водой и смесь перемешивают в мешалке. Когда в растворе не останется комков КМЦ, добавляют требуемое количество соляной кислоты и вновь перемешивают. Вязкость таких растворов для различных концентраций КМЦ и НС1 можно определить по рис. 7.3. Следует учитывать, что вязкость раствора КМЦ н большой степени зависит от интенсивности перемешивания. С течением времени вязкость водных растворов КМЦ повышается, а солянокислотных — падает.

ТАБЛИЦА 7.1

Составные части раствора КМЦ

углеводород нефти, имеющий 20 атомов углерода, может содержать свыше 366 тыс. изомеров, отличающихся структурой, температурами кипения и плавления, плотностью и т.д, [5). Каждый из этих изомеров имеет разную растворимость в реагентах.

На рис. 9.9 приведены экспериментальные данные о растворимости парафинов с различными температурами плавления в гексане [21]. В данном случае растворимость парафинов выражена через их молярную концентрацию в растворе. Согласно кривым рис. 9.9 с повышением температуры в системе растворимость парафинов также увеличивается. В то же время с ростом температуры плавления парафинов их растворимость снижается.

Приняв допущение об идеальном растворе системы парафин - нефть или парафин - растворитель, С. С. Натаном получено уравнение для расчета растворимости парафина в углеводородных жидкостях [21]:

bgW, =    - jr] + log М₂ + log W, - log M„    (9.2)

где А Н_п - теплота плавления растворенного вещества, кал/моль; М, - молекулярная масса растворителя; М₂ - молекулярная масса растворенного вещества; W_г - количество растворителя, г; W₂ - количество растворенного вещества, г;

Температура, ^ЛС

Рис. 9.9. Растворимость парафинов в гептане. Парафины с температурой плавления, ‘С:

/ - 90; 2 - 80; 3 - 70; 4 - 60; 5 - 50 410

Т - температура в системе, К; Т„ - температура плавления растворенного вещества, К; R ~ газовая постоянная, равна 1,987 кал/моль.

Основным недостатком уравнения С.С. Натана является то, что оно полностью учитывает свойства растворителя и растворимого парафина. На наш взгляд, по уравнению (9.2) получаются завышенные результаты по растворимости парафина. Для иллюстрации этого тезиса приведем пример расчета.

Пример. Определить растворимость парафина С^Н^ в 100 г растворителя (гексана) при температуре 30 ^вС.

Решен ие. 1. По данным табл. 9.3 находим: М₂ = 324; М_х = = 86, Я_г = 18,72, Т = 273,1 + 30 = 303 К; Т_а = 323 К.

2. По уравнению (9.2) вычисляем растворимость парафина в гексане:

^1о8^ = 1Жш(ш-з5з)^{+,о8324+1о8100}-^{1о886 = гб595}'

Отсюда W₂ = 456,6 г/100 г.

Следовательно, в 100 г гексана растворяется 457 г парафина молекулярной массой 324. Эта цифра представляется чрезмерно большой.

Теперь сравним этот показатель с экспериментальными данными, приведенными на рис. 9.9. Для этого сначала определим молярную концентрацию парафина в растворе:

ЛГ₂ = (W₂/M₂):[(W₂/M₂ + W,/M_x)\.    (9.3)

Подставив значения W,, W₂, M_t и М₂ в уравнение (9.3), получим N₂ - 0,55 моль/моль.

По графикам рис. 9.9 находим, что при Т = 303 К молярная концентрация парафина С^Н^ в гексане составит порядка 0,1 моль/моль. Столь большое отклонение экспериментальных и расчетных данных не позволяет рекомендовать уравнение (9.2) для определения растворимости парафинов в различных растворителях.

В работе [8] описан опыт использования керосина в качестве растворителя парафинов. Керосиновый экстракт имел следующую характеристику: плотность при 15,6 “С - 0,922 кг/л, температура начала и конца кипения 230 и 302 "С соответственно. В последующем начали использовать смеси некоторых нефтяных фракций. В частности, можно указать такой состав: керосиновая фракция - 38 %, керосиновый экстракт - 38 %, головной погон масляной фракции - 13 %, крекинг-керосин -9 %, крекинг-остаток - 2 %.

В нефтедобывающих районах Туркмении успешно применя-

Рис. 7.3. Изменение вязкости г) соляной кислоты при добавлении в нее КМЦ:

1 — водный раствор. Содержание HCI, %: 2 - 2: 3 - 4: 4 - 6: 5 - 8; 6 - 10

Для упрощения технологии проведения операций и удешевления работ в качестве жидкости разрыва и жидкости-песко-носителя во многих случаях можно применять одну и ту же жидкость. При проведении гидроразрыва пласта в крепких породах, нерастворимых в соляной кислоте, в качестве таких жидкостей используют гидрофильную и гидрофобную конденсатокислотную, керосинокислотную, водоконденсатную или водокеросиновую эмульсии. В породах с низкой прочностью или в тех случаях, когда нет возможности приготовить эмульсию с необходимыми свойствами, применяют пластовую воду, слабый раствор соляной кислоты (1,5 — 2%), керосин, конденсат, воду, загущенную КМЦ, каробозо-лином или стеароксом 6, растворы хлористого кальция и т.п.

Если для освоения скважины применяют меловой раствор, то сначала ее промывают технической водой, а затем проводят солянокислотную обработку. Соляную кислоту 10 — 12 %-ной концентрации закачивают в объемах, равных объемам мелового раствора, поглощенного пластом. Время реакции кислоты должно быть в пределах 1,5 — 3 ч.

При гидроразрыве в карбонатных породах используют стабильные гидрофобные утлеводородно-кислотные эмульсии.

7.1.2.НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГРП

Устье скважины оборудуют вышкой с подъемником. Рабочую жидкость и песок в пласт закачивают с помощью насосных агрегатов типа 2АН-500, 4АН-700 (не менее четырех). Для подачи песка в жидкость-песконоситель используют один или два пескосмесительных агрегата типа ЭПЛ.

Агрегаты для нагнетания жидкостей подсоединяют к устью через смесительное устройство, входящее в комплект устьевого оборудования. Каждый агрегат подключают к устройству через линию, на которой монтируют обратный клапан, позволяющий продолжать закачку жидкости в случае выхода из строя какого-либо из агрегатов.

Для подачи жидкости к пескосмесителю типа ЗПА предусмотрены не менее двух агрегатов ЦА-320 или ЦА-150 или какие-либо другие передвижные насосные агрегаты низкого давления (один вспомогательный агрегат на два закачивающих в скважину). Материал для закрепления трещин после гидроразрыва загружают в бункер пескосмесителя, который может транспортировать с базы на скважину до Ют песка.

Рабочие жидкости для гидроразрыва заготавливают в емкостях, располагаемых у устья. Общий объем емкостей определяют по потребности в жидкостях, предназначенных для глушения скважины и ее промывки перед началом работ, проведения разрыва, закачки песка, продавки его в пласт и промывки скважины после окончания работ. Кроме того, добавляют воду в количестве 1,5 объема скважины для освоения ее после ГРП и меловой раствор для глушения скважины в случае аварии. Каждая из жидкостей размещается в отдельных емкостях. В схеме обвязки оборудования для проведения гидроразрыва (рис. 7.4) автоцистерны типа 4ЦР выполняют роль аварийных емкостей с запасом рабочей жидкости на гот случай, если подающие агрегаты выйдут из строя и потребуется их замена в процессе работ. В этом качестве две автоцистерны подключают непосредственно к смесительному бачку.

Для освоения скважины после окончания работ по гидроразрыву используют передвижные компрессорные установки (например, УКП-80), компрессор которых развивает давление до 8 МПа и способен снизить уровень жидкости в затрубном пространстве на 700 — 800 м.

Процесс гидроразрыва пласта осуществляется следующим образом (см. рис, 8.4). Рабочая жидкость из емкостей забирается подающими агрегатами и через выкидные линии насосов ЦА-320 подается в бачок пес косм есителя ЗПА. К другому приему пескосмесителя подключается линия от аварийных цистерн 4ЦР. Из бачка жидкость с песком или без него с помощью центробежного насоса, установленного на пескосмесительном агрегате, подается под давлением 0,3 —0,4 МПа на прием насосов закачивающих агрегатов, откуда через выкидные линии высокого давления поступает в смеситель АУ-5.

ли газовый конденсат для борьбы с АС ПО в глубиннонасосном оборудовании, НКТ и выкидных линиях [8, 9]. В НГДУ “Лениннефть”, где в качестве растворителя использовали газовый конденсат, содержание парафина и смол в нефти составляло 9,8 и 32 % соответственно. В скважины закачивали конденсат со следующими показателями: плотность при 20 °С - 732 г/л; температура начала кипения - 26 *С; выкипает при разгонке, %: до 100 °С - 62, до 150 °С - 79, до 220 “С -89.

В лабораторных условиях проводили опыты по определению парафинорастворяющей способности конденсата. В качестве последних использовали смолопарафиновые отложения, отобранные из лифтовых труб нефтяных скважин.

На рис. 9.10 приведены зависимости растворяющей способности конденсата от температуры и продолжительности опытов [8]. Согласно рисунку для достижения условия, близкого к равновесию, необходимо определенное время, порядка 8—12 ч. При большей продолжительности опытов растворимость парафинов в конденсате практически не увеличивается, что свидетельствует об установлении равновесия в системе.

Результаты опытов были использованы при обработке скважин в НГДУ “Лениннефть”. Обработано 340 газлифтных и 662 фонтанные скважины. Объем перекачиваемого конденсата на одну скважину составлял 4-6 м^э. После закачки газового конденсата скважину оставляли закрытой в течение 10-12 ч.

Эффективность обработки для фонтанных и газлифтных скважин составила соответственно 71 и 58 %. Относительная низкая эффективность обработки газлифтных скважин объяс-

Врьмя, ч

Рис. 9.10. Зависимость растворимости парафина в газовом конденсате от времени опыта при температуре, ‘С:

1 - 60; 2 - 50; 3    40;    4    ~    30;    5-20

няется тем, что при закачке газа происходит охлаждение их ствола, что снижает эффект. Авторы рекомендуют для полного удаления парафина в газлифтных скважинах проводить не одну, а несколько обработок подряд.

В работе [8] отмечается преимущество газового бензина над газовым конденсатом как растворителя АСПО. К примеру, в газовом бензине, вырабатываемом на Узенском НПЗ, растворимость АСПО в 2-3 раза выше, чем в газовом конденсате. Растворимость в нем АСПО составляет около 60 г/л [8], а введение в него от 0,2 до 0,4 % ПАВ повышает этот показатель еще на 10 %. Для АСПО Жирновского, Камышанского, Олей-никовского месторождений ПО “Нижневолжскнефть" установлено, что общее разрушение образцов за счет диспергирования и растворения составляет 62-85 %, или 24,8-34 г/л. Следует отметить, что эти цифры могут оказаться значительно выше при увеличении времени растворения, которое в опытах составляет 30 мин.

В качестве растворителя применяют также газовый конденсат. В частности, в НГДУ Н. Нариманова (Азербайджан) использовался способ циклической обработки парафиноотлагающих труб горячим газовым конденсатом [10]. Конденсат подогревали в передвижной парогенераторной установке (ППУ) до температуры 70-80 "С и насосами подавали на обрабатываемую поверхность. Несмотря на высокую эффективность, этот метод в условиях нефтедобычи оказывается трудоемким и дорогостоящим, требует большего объема конденсата.

Применение углеводородных композиций. Для повышения показателей углеводородных растворителей в них добавляют различные вещества. Применение таких растворителей, как правило, дает хороший эффект.

Используемые на промыслах Западного Казахстана для очистки призабойных зон скважин газовый конденсат и газовый бензин растворяют парафины и смолы. В то же время асфальтены и карбоиды, входящие в состав этих отложений, в указанных продуктах практически не растворяются. Поэтому были проведены работы по подбору добавок, усиливающих растворимость асфальтенов и карбоидов. Полученная смесь растворителей - углеводородная композиция (УВК) обладает комплексным действием по отношению ко всем составляющим отложений.

Лабораторные исследования по определению растворяющей способности отдельных реагентов проводились относительно отложений нефти месторождения Узень. Содержание парафина в отложениях составляло 13,8 %, смол и асфальтенов - 16,6

Рис. 7,4. Обвязка оборудования устья скважины для проведения ГРП:

t — агрегат 2АН-500; 2 — нескосмеситель ЭПА; 3 — автоцистерна 4ЦР; 4 — агрегат ЗЦЛ-400; .5 — емкость

Из этого смесителя жидкость по одной или двум линиям высокого давления через устьевую арматуру поступает в насос-но-компрессорные трубы.

7.1.3. СПОСОБЫ ГРП И ТЕХНОЛОГИЯ ИХ ПРОВЕДЕНИЯ

Перед проведением ГРП необходимо исследовать скважину. После обвязки оборудования определяют приемистость. Для этого с помощью одного, а затем всех агрегатов закачивают жидкость до стабилизации давления.

Коэффициент приемистости К определяют по формуле

-    ,    (l-ч

tp

где V — объем закачанной жидкости, м³; f — время закачки, мин; р — давление закачки, МПа.

Изменение коэффициента приемистости при закачке жидкости всеми агрегатами по сравнению со значением, получаемым при закачке одним агрегатом, свидетельствует о раскрытии одной или нескольких трещин в пласте.

При необходимости проведения многократного разрыва пласта после первого разрыва образовавшиеся трещины закупоривают либо легко извлекаемыми материалами, либо песком. Жидкость с песком нагнетают только при повышении коэффициента приемистости (на основании опытных данных) не менее чем в 1,5 раза, свидетельствующем о раскрытии трещин.

Вначале содержание песка в жидкости незначительно. При отсутствии каких-либо осложнений в работе наземного оборудования концентрацию песка увеличивают до расчетной (в пределах 100 —350 г на 1 л жидкости). Если в качестве жидкости-песконосителя используют маловязкуто жидкость, то закачку и продавку ее в трещину следует проводить с максимально возможной скоростью. При этом для более точного регулирования концентрации песка один из агрегатов подает чистую жидкость для предотвращения образования песчаной пробки на забое скважины. После закачки жидкости-песко-носителя в трещину агрегаты останавливают. Со снижением давления на устье до нуля ствол промывают для удаления остатков песка с забоя и из насосно-компрессорных труб.

После проведения ГРП скважину плавно осваивают, продувают до выхода сухого газа и исследуют. Из сравнения данных исследований до и после ГРП определяют его эффективность: экономическую и гидродинамическую.

На разрабатываемых месторождениях экономическая эффективность определяется затратами на проведение ГРП и количеством газа, дополнительно добытого за счет проведения гндроразрыва. По этим двум показателям определяют третий показатель — себестоимость дополнительно добытого газа. В этом случае экономическая эффективность ГРП тем выше, чем меньше себестоимость дополнительного газа по сравнению с плановой.

В другом случае, когда целью ГРП является снижение рабочих депрессий скважин, экономическая эффективность вытекает из продления срока бескомпрессорной эксплуатации ме-

Табли ца 9.8

Растворимость парафиновых отложений в различных реагентах

Табли ца 9.9

Растворимость АСПО различных скважин в реагентах [31J

и 13,2 %. Растворяющую способность реагентов определяли по потере массы образцов после нахождения их в течение 3 ч в 40 мл раствора при температуре 60 ‘С.

Согласно данным табл. 9.8 лучшей растворяющей способностью обладают композиции СНПХ-1р-1 и СНПХ-7р-2.

Основу обеих композиций составляет легкая пиролизная смола. Вторая половина в композиции СНПХ-lp-i - это газовый бензин, а в СНПХ-7р-2 - гексановая фракция.

Согласно кривым рис. 9.11 растворимость парафиновых от-

Рис. 9.11. Зависимость растворимости парафиновых отложений от времени опыта в композиции СНПХ-7р-1 (/) и газовом бензине (2)

8рем я опыта, млн

сторождения. Экономическая эффективность тем выше, чем на больший отрезок времени отодвинут срок ввода головной компрессорной станции.

На месторождениях, подлежащих вводу в эксплуатацию, экономическая эффективность ГРП определяется тем числом эксплуатационных скважин, которое может быть сэкономлено за счет его внедрения. Количественно экономическая эффективность в данном случае определяется разницей затрат на проведение ГРП и затрат на бурение дополнительных скважин.

Гидродинамическая эффективность определяется изменением коэффициентов а и Ь в уравнениях притока газа (4.6 и

4.15), Уменьшение коэффициента а — показатель увеличения проницаемости призабойной зоны пласта.

Задача об условиях устойчивости магистральных вертикальных трещин, образуемых при массированном гидроразрыве пласта, была решена Е.Ф. Афанасьевым.

Обозначив через р, предельную нагрузку, выше которой нарушается устойчивость трещины, можно записать:

Jn(l_vV^ _ [__(1 + ^ . _    (7.2)

\ 2( 1 — ш)Яу Ч(1+1)⁴-1

где р — давление; v — коэффициент Пуассона; Е — модуль Юнга; г_с — радиус скважины; т — пористость; у — плотность поверхностной энергии; L — длина трещины.

Кривая F(L), изображенная на рис. 7.5, делит всю область

на область устойчивости и неустойчивости трещин в зависимости от величин р, V, т, Е, у.

Если

р^ГУ; <т.    (7.з)

то трещины будут устойчивыми.

Если

^,7'⁴¹

то трещины будут неустойчивыми.

Увеличение дебита скважин благодаря системе трещин найдем из решения задачи о притоке жидкости к скважине единичного радиуса г,. = 1с двумя симметричными трещинами длиной L.

Qo Inr_t-In0,51

Из формулы (7.8) очевидно, что чем больше длина трещин L, тем меньше знаменатель и больше отношение Q/O₀.

В случае фильтрации газа по закону Дарси вместо (7.5) имеем

Q- nkli Рк pq    (7 9)

ПРО In(от*)

Т аб ли ца 9.11

Экспертная оценка растворителей по балльной системе

ложений в композиции СНПХ-7р-1 в 4 раза больше, чем в газовом бензине. В то же время для достижения предельного значения растворимости образцов в СНПХ-1р-1 потребуется более 10 ч, а в газовом бензине - порядка 3,5 ч.

В литературе описаны также результаты применения углеводородной композиции СНПХ-7р-2 для удаления АСПО на Чутырско-Киенгопском нефтяном месторождении (Удмуртия).

Растворимость АСПО в композиции определялась по потере их массы в течение 3 ч в 40 мл растворителя. Опыты показали отличие растворимости АСПО, отобранных из разных скважин (табл. 9.9), что объясняется различием составов самих АСПО. Несмотря на это, общая тенденция сохраняется по всем трем скважинам.

Для повышения эффективности действия нефтяных растворителей иногда в них добавляют ПАВ. В частности, разработан состав (а.с. СССР № 633887), состоящий из 99,6-99,8 % газового бензина (углеводородов С₄-С_а) и 0,2-0,4 % ПАВ.

Свойства наиболее широко распространенных растворителей приведены в табл. 9.10.

В работе [1] описана балльная система оценки эффективности растворителей. Эта система учитывает степень подготовленности реагентов к применению, их экологические и технологические свойства, капиталовложения, эксплуатационные затраты и т.д. Оценка ряда растворителей приведена в табл. 9.11.

Данные из табл. 9.11 показывают, что углеводородные продукты имеют высокие показатели и вполне конкурентоспособны с различными реагентами смешанного состава. В качестве преимуществ углеводородных фракций можно указать их относительную дешевизну и доступность.

На основании изложенного можно говорить об эффективности использования углеводородных растворителей при добыче и обработке парафиносодержащих углеводородных смесей. На наш взгляд, использование внутреннего продукта установок обработки сырья может значительно снизить эксплуатационные затраты на объекте.

9.4. ТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ПАРАФИНОСОДЕРЖАЩИХ СМЕСЕЙ ПЕРЕД ИХ ТРАНСПОРТИРОВАНИЕМ

Известно, что температура застывания и вязкость нефтей в основном зависят от содержания в них твердых парафинов и асфальтосмолистых веществ.

В результате высокотемпературной обработки нефти снижается концентрация твердых парафинов и увеличивается относительное содержание асфальтосмолистых веществ и легких фракций. Благодаря этому снижается вязкость нефти. Например, . согласно данным [15] термообработка нефти позволяет снизить температуру застывания с 24 до 10 “С, а динамическую вязкость - с 2,5 до 0,1 Па-с.

При соотношении этих компонентов не более чем 2 : 1 реологические свойства нефтей могут быть улучшены путем нагревания их до температуры 80-90 “С с последующим регулируемым охлаждением до 10-20 °С. В таком процессе (нагрев и последующее регулируемое охлаждение выше температуры плавления парафинов) асфальтосмолистые вещества, содержащиеся в нефти, препятствуют образованию крупных кристаллов и объемной кристаллической структуры парафина.

Наиболее важным фактором термообработки является режим охлаждения горячей нефти. Рекомендуется охлаждать нефть до 50 “С со средней скоростью охлаждения не более 90 *С/ч, в интервале температур от 50 до 20 °С - со скоростью не более 20 “С/ч.

С увеличением скорости охлаждения эффект улучшения реологических свойств нефти будет снижаться. При скорости охлаждения выше 200 °С/ч реологические свойства обработанной нефти будут хуже, чем исходной.

В случаях, когда обработка нефти при температуре 80-90 ^вС не позволяет достичь желаемого результата, возможно сочетание термообработки с другими методами. Например, часть (от 5 до 20 %) подготавливаемой к транспорту нефти можно подвергнуть термическому крекингу при температуре 450-510 "С, а продукты крекинга смешать с остальной частью нефти до температуры ее термообработки 80-90 “С. Затем смесь транспортируют до пункта назначения.

Опыты по термообработке проведены с конденсатом Карача-ганакского месторождения [44]. Сделана попытка изучить влияние начальной температуры обработки конденсата Г_н на свойства конденсата. В опытах значение Т_л принималось в интервале 60-90 °С, конечное значение температуры (после посте-7.15, МАССИРОВАННЫЙ ГРП - СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Массированный гидроразрыв пласта (МГРГТ) является эффективным способом интенсификации в низкопроницаемых (до 10^_4мкм²) плотных газовых пластах. Он отличается от обычного гидроразрыва тем, что в пласт закачивается большое количество жидкости разрыва (от 190 до 1900 м³) и расклинивающего материала (от 40 до 450 т).

Уже при длине трещин 300 м производительность скважин увеличивается настолько, что перекрываются все расходы на операцию по МГРП. Имеются примеры успешного проведения МГРП при длине трещин до 800 м.

Новой стадией развития технологии МГРП стали работы, проводимые на месторождении Уоттенберг, при разработке илистого пласта с очень низкой проницаемостью (от 0,05 до 0,005 мД) при толщине пласта 25 м и глубине залегания 2400 м. Были проведены лабораторные исследования различных жидкостей, а также рассчитана пропускная способность трещин при применении полимерно-эмульсионной жидкости разрыва (1900 м³) и 450 т песка.

Анализ полученных данных показал, что применение массированного гидроразрыва в продуктивных зонах с малопроницаемыми породами экономически оправдано, а дальность проникновения трещин приблизительно равна 900 м. Благодаря развитию технологии гидроразрыва месторождение считается промышленным.

Были разработаны методы закачивания в скважины полимерной эмульсии. Объемы закачки варьируются от 190 м¹ жидкости и 45 т песка до 1900 м³ жидкости и 450 т песка (табл. 7.2).

Добыча газа из месторождений бассейна Анадарко (США) осуществляется с глубины 5000 — 7000 м при пластовом давлении до 120 МПа и пластовой температуре до 180 °С [8]. Для обеспечения рентабельности разработки здесь широко применяется гидравлический разрыв с давлением разрыва, близ-

ТЛ5Л11ЦА. 7 2 Срок окупаемости МГРП

ким к градиентам порового давления. При эксплуатации большое внимание уделяется выбору материалов и контролю качества оборудования, обеспечивающего безопасность проведения работ.

В условиях высоких температур (150— 180 °С) при интенсификации глубоких скважин необходимо правильно выбрать жидкость разрыва и сохранить ее несущую способность до конца операций. Эта жидкость должна обладать следующими характеристиками:

вязкостью около ЮОМПа-с;

отсутствием сдвига и перехода в состояние с низкой вязкостью в результате разрушения химических связей при турбулентности;

сохранять высокую вязкость при температуре 175 —200 ^аС в течение заданного времени,

Разработаны два типа жидкостей разрыва: одна — с поперечными связями, вторая — загущаемая в два этапа.

Жидкость с поперечными связями (обусловленными химической реакцией некоторых полимерных цепей) является хорошим песконосителем. Однако при температуре выше 145 °С происходит разрушение понеречных связей и жидкость теряет способность переносить расклинивающие агенты. Ко второму типу относится жидкость с основным загустителем, в который вводится второй загуститель (в сухом виде) во время закачивания скважины.

В зарубежной практике, особенно в США, развиваются методы оценки степени ухудшения исходных параметров малопроницаемых продуктивных пластов при интенсификации. Результаты интенсификации методом гидроразрыва свидетельствуют о необходимости более тщательного отбора рабочих жидкостей с целью уменьшения их отрицательного влияния на проницаемость пород пласта при гидроразрыве. Снижение степени ухудшения исходных параметров продуктивного пласта способствует сокращению периода времени до достижения максимального дебита при эксплуатации.

7.2. СОЛЯНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

С олян о кислотная обработка скважин основана на способности кислот вступать в реакцию с карбонатными породами (известняками и доломитами), что приводит к очистке и рас-пенного охлаждения конденсата) составляло 18 “С, что ниже температуры начала кристаллизации. В результате опытов получены данные, характеризующие влияние скорости охлаждения конденсата на время расслоения суспензии (табл. 9.12). Например, при охлаждении конденсата с 90 до 18 "С стойкая к расслоению суспензия парафинов образуется при скоростях охлаждения не менее 0,139 'С/с. Следовательно, эта скорость является оптимальной для данного значения Т_н.

С понижением начальной температуры оптимальная скорость термообработки увеличивается. Для значения Т_н, равного 80 и 70 'С, стойкая к расслоению суспензия парафинов образуется при скоростях охлаждения 0,222-0,239 и 0,250-0,278 “С/с соответственно.

Говоря об этих исследованиях, необходимо обратить внимание на высокие скорости охлаждения нефтей. В то время как обычно рекомендуется этот показатель поддерживать не более 90 "С/ч [15], в данной работе скорость охлаждения поддерживалась на уровне 250-1100 ^аС/ч, т.е. значительно больше. Авторами не объясняется, почему были установлены столь высокие скорости охлаждения.

Следует отметить, что поддержание высоких скоростей охлаждения, с одной стороны, может снизить эффективность процесса, а с другой - позволит уменьшить металлоемкость установки.

Перед подачей в транспортную систему конденсат Карача-Таблица 9.12

Влияние начальной температуры и скорости охлаждения конденсата на устойчивость суспензии парафинов

Влияние скорости охлаждения конденсата на устойчивость суспензии парафинов (7^-60 'С)

ганакского ГКМ дегазируется при температуре 60 °С. Поэтому часть опытов проводилась при этой температуре. Конечная температура была принята 5—15 °С, что соответствует температуре грунта на глубине залегания конденсатопровода в различное время года. Полученные данные показывают, что при скоростях охлаждения 0,250-0,417 ^аС/с возможно образование стойкой суспензии (табл. 9.13). Небольшое расслоение верхнего слоя (1,5-4,3) % не приводит к образованию плотных па-рафинистых осадков.

Охлаждение парафиносодержащих нефтей до температуры ниже Г* (температуры кристаллизации) способствует образованию многих центров кристаллизации и созданию мелкокристаллической системы. В результате увеличивается вязкость системы и повышается температура, при которой кристаллы выпадают в осадок.

9.5. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНОВ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ УСТАНОВКИ НТС

Отложение парафинов на установках НТС приводит к нарушению проектного режима их работы. Эти нарушения выражаются в повышении температуры сепарации, снижении выхода целевых компонентов в жидкую фазу, ухудшении показателей качества товарного газа и т.д.

ширению их пористых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, к повышению производительности скважин. Химические реакции, происходящие при этом, выражаются следующими уравнениями.

Для известняка

СаС0₃ + 2 НО = СаС1₂ + Н_;0 + СО,.

Для доломита

CaC0₃-MgC0₃ + 4НС1 = СаС1₂ + МдС1₂ +

+ 2Н₂0 + 2С0₂.

Продукты реакции карбонатных пород с соляной кислотой, т. е. хлористый кальций СаС1₂ и хлористый магний МдС1₂, хорошо растворимые в воде, не выпадают н осадок из раствора прореагировавшей кислоты.

Скорость реакции в известняках и доломитах зависит в основном от давления и температуры, С увеличением давления и при использовании солянокислотного раствора пониженной температуры скорость реакции уменьшается.

Химическими заводами вырабатываются несколько сортов соляной кислоты. Лучшей является кислота, имеющая следующие показатели: содержание НС1 — не менее 31 %, железа — не более 0,02 %, серной кислоты — не более 0,00/> %.

В результате взаимодействия окисных соединений железа с соляной кислотой образуется хлорное железо, которое при полной нейтрализации кислотного раствора выпадает в пласте в осадок в виде окиси железа Fe(OH)₃ и закупоривает его поры. Поэтому при содержании железа более 0,02 % для предупреждения выпадения осадка необходимо к кислоте добавлять 1 — 1,5 % уксусной кислоты.

Если в растворе соляной кислоты содержатся примеси серной кислоты, то последняя, взаимодействуя с карбонатами, образует нерастворимый осадок гипса, способный закупорить поровое пространство. Эта реакция протекает по уравнению

H₂SO, + CaC0₃ = CaS0₄ + Н,0 + СО.,

Для удаления серной кислоты добавляют хлористый барий в количестве 0,02—0,05%. При этом реакция происходит с образованием осадка сернокислого бария

После отстоя осадок BaS0₄ удаляют.

Для обработки скважины применяют следующие виды соляной кислоты:

ингибированную, г.е. кислоту, препарированную на заво-дах-поставщиках специальными добавками для снижения коррозионного воздействия на металл;

ингибированную синтетическую, но с пониженной концентрацией (до 19— 25 %);

ингибированную, полученную из абгазов органических производств при концентрации НС1 от 18 до 22 %.

В процессе эксплуатации скважины часть ее перфорированных каналов обычно заглинизовывается. Для их очистки применяют солянокислотную обработку призабойной зоны. При этом образование трещин нежелательно, так как кислота, прорвавшись в пласт, реагирует уже за пределами обрабатываемой зоны.

Газоносные карбонатные породы не покрыты пленкой нефти, и поэтому кислота вступает в реакцию, как только попадает в пласт, Реагируя с породой и расширяя поровые каналы, она под действием собственного веса продвигается вниз, приближаясь к газоводяному контакту. Поэтому время реакции кислоты в таких породах значительно меньше, чем в нефтяных пластах. Если возникает необходимость закачать кислоту в газоносный пласт как можно дальше от ствола скважины, например при солянокислотном гидроразрыве, необходимо прежде закачать экранирующую углеводородную жидкость. Аналогичного результата по закачке кислоты в пласт на большом расстоянии от ствола можно добиться при использовании керосино- или конденсатокислотных эмульсий, Этот способ имеет перед изложенным ряд преимуществ. При использовании эмульсий, имеющих высокую вязкость и во много раз сниженную скорость реакции, скорость их закачки и продолжительность незначительно влияют на результаты.

Эмульсию можно закачать в зону газоносного пласта с хорошей проницаемостью. Это объясняется тем, что керосино- и конденсатокислотные эмульсии относятся к типу гидрофобных, а газоносные известняки, особенно при отсутствии в залежах нефтяных оторочек, как правило, очень плохо принимают гидрофобные жидкости, даже менее вязкие, чем эмульсии. Поэтому эмульсия, закачанная в трещину, не фильтруется гкипзь стенки трещины, а реагирует непосредственно на стенках до тех пор, пока вся кислота не прореагирует. Затем она распадается на подвижные компоненты.

На практике возможны случаи, когда из-за несоблюдения показателей качества газа с товарным газом в трубопровод поступает излишнее количество тяжелых углеводородов. При снижении давления и температуры в газопроводе происходит частичная конденсация углеводородов, что ухудшает гидравлическую характеристику газопровода и обусловливает экологические проблемы.

Косвенными показателями, указывающими на отложение парафинов на установке, могут служить изменение температурного режима работы оборудования (повышение температуры сепарации) и увеличение перепада давления в теплообменниках. Последнее объясняется снижением площади свободного сечения аппаратов и увеличением скорости газа в них.

Согласно приведенным ниже данным, коэффициент теплопередачи парафиновых и других отложений в сотни раз меньше, чем различных металлов, из которых изготавливается оборудование. Эта и есть основная причина уменьшения общего коэффициента теплопередачи оборудования.

Коэффициент теплопередачи, кал/ч

Металл:

175

320

53

39

М

0,12 0,1-0,3 0,3-3,0

0,286 Вт/(м*С)

алюминий..

медь..........

железо......

сталь

латунь.......

Осадки, накипи:

смазочное масло ............

накипь (силикат) ..........

накипь (без силиката) парафин......................

ВНИИгазом выполнены расчетные исследования по определению влияния толщины отложения парафинового слоя на коэффициент теплопередачи теплообменников установок НТС Уренгойского ГКМ. При расчетах была принята следующая характеристика теплообменников: площадь поверхности одной секции - 1290 м², число U-образных труб в секции - 574; внутренний диаметр трубы - 15 мм, толщина - 2,5 мм.

Влияние толщины слоя парафина на коэффициент теплопередачи рассчитывается по данным [3, 4].

Теплопроводность парафина принята 0,286 Вт/(м*°С). Принимая для теплообменника с чистой поверхностью начальное значение коэффициента теплопередачи К₀, равное 200; 250 и 350 ккал/(м²-ч • “С), определяли его величину в зависимости от толщины слоя парафиновых отложений на поверхностях труб аппарата. Результаты расчетов выражены кривыми рис.

Рис. 9.12. Влияние толщины слоя парафина на коэффициент теплопередачи теплообменника

Согласно рисунку, чем выше начальное значение K_Qi тем больше относительное снижение его значения. Например, при толщине слоя парафина 1 мм и начальном значении коэффициента теплопередачи К₀ = 250 его значение на загрязненных поверхностях составляет 107, т.е. уменьшается в 2,34 раза. В то же время при K_Q = 350 К_п составляет 125, т.е. уменьшается в 2,8 раза.

ч да¹--' ^{1    1    1}-'¦    ¹    ~

О 0,2    0,+    0,6    ОД    1    1#

Толщина слои парафина, мм

Снижение коэффициента теплопередачи приводит к повышению температуры сепарации и, следовательно, к уменьшению выхода пропан-бутановой фракции в жидкую фазу. Для оценки этого тезиса выполнены расчеты, результаты которых приведены в табл. 9.14 и 9.15. В качестве сырья установки была принята продукция ачимовских залежей, а объекта исследования - установка НТС (см. рис. 7.1). Во всех расчетах температура газа на входе в установки составляла 32 "С, давление в низкотемпературной ступени сепарации - 5,5 МПа.

Выполнены две группы расчетов. В первой (табл. 9.14) измеряли коэффициент теплопередачи только для рекуперативного теплообменника Т-1, а во второй (табл. 9.15) - для обоих теплообменников. Определены показатели работы установки при различных режимах.

С образованием на поверхности труб парафинового слоя толщиной всего 0,80 мм температура в концевой ступени сепарации повышается более чем на 5 “С. Это приводит к уменьшению выхода ПБФ в жидкую продукцию на 4,52 %, или на 4,70 r/м³. В пересчете на годовую производительность 5 млрд. м³ по товарному газу эта цифра составит 24,7 тыс. т. Одновременно увеличивается содержание С₅₊ в газе на выходе из установки на 0,8 г/м³. В пересчете на УКПГ производительностью 5 млрд. м³/год годовые потери С_5т с товарным газом составят

4,0 тыс. т.

В качестве эмульгатора применяют поверхностно-активные вещества.

Обычно целью соля но кислотной обработки является увеличение производительности скважин. Этого можно добиться различными путями. В одних случаях достаточно очистить призабойную зону после бурения или капитального ремонта; в других — необходимо увеличить проницаемость присква-жинной зоны пласта в радиусе десятка и более метров; в третьих — обеспечить сообщаемость забоя с зонами, обладающими лучшими коллекторскими свойствами; в четвертых — интенсивно обработать отдельные участки вскрытой толщины пласта, которые при установленных рабочих депрессиях практически не продуктивны, и т.д,

В зависимости от способа подачи кислоты в пласт определяют давление на устье скважины, которое необходимо поддерживать в процессе закачки. С этой целью кислоту закачивают в насосно-компрессорные трубы с максимально возможной скоростью до тех пор, пока давление на устье не начнет увеличиваться. Затем темп закачки снижают до момента, когда пласт начнет принимать кислоту (или другую жидкость). Это будут как раз те условия, при которых кислота фильтруется в пласт сквозь поровые каналы. Если задан такой способ закачки кислоты, то давление в течение всего процесса необходимо поддерживать на установленном уровне, изменяя темп подачи кислоты в скважину. При другом виде подачи кислоты в пласт — через систему микротрещин — после определения момента приемистости пласта следует медленно увеличивать давление до тех пор, пока оно не установится на определенном уровне. Приемистость скважины в таком случае значительно возрастает. Этот момент будет соответствовать раскрытию системы микротрещин. Затем закачивают кислоту при режиме, обеспечивающем поддержание давления и приемистости на уровне.

При гидроразрыве пласта кислоту (или дру!ую жидкость) закачивают с максимальной скоростью при максимально возможном или допустимом давлении. Скорость ее закачки — не менее важный технологический параметр при солянокис-лотных обработках, чем давление.

Если скорость закачки кислоты небольшая, то основная ее масса реагирует в непосредственной близости от ствола (особенно в газоносном пласте), и в отдаленные участки пласта она поступает в основном не способной к эффективному воздействию на породу. Кислота гораздо быстрее реагирует с породой в движении, чем в спокойном состоянии, так как 426 лучше осуществляется отвод от места реакции образующихся продуктов. При закачке ее на значительное расстояние от забоя необходимо как можно быстрее доставить кислоту к месту реакции и с возможно большим процентом концентрации ее в растворе. При этом замедлить скорость реакции можно либо путем эмульгирования кислоты, либо путем добавки к ней соответствующего ингибитора с повышением давления закачки.

Промысловая практика показывает, что при небольших давлениях в процессе закачки кислоты в пласт солянокислотные обработки наименее эффективны. Малоэффективны также обработки, проведенные при небольших скоростях закачки в пластах большой мощности.

7.2.1. ВЫБОР ОБЪЕКТА ДЛЯ СКО

При выборе газовой скважины для кислотной обработки необходимо знать: результаты промысловых и геофизических исследований; коллекторские свойства пласта, свойства глинистого раствора, используемого при вскрытии продуктивного пласта; толщину пласта; расстояние от скважины до контура газоносности и от нижних перфорационных отверстий до газоводяного контакта; пластовое давление и остаточные запасы газа.

Благоприятны для обработки соляной кислотой следующие объекты:

карбонатные пласты с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых снижена вследствие засорения трещин частицами карбонатных пород и глинистого раствора в процессе бурения. В этом случае кислота растворяет проникшие в трещины частицы пород, способствует извлечению из пласта глинистого раствора и, следовательно, многократному увеличению дебита скважин;

карбонатные пласты, в которых трещиноватость развита слабо. В результате реакции кислоты с породой образуются каналы растворения с многократным увеличением размеров поровых каналов, глубоко проникающих в пласт;

пористые карбонатные пласты, в которых проницаемость призабойной зоны снижена вследствие фациальных изменений или проникновения в пласт промывочных жидкостей в процессе бурения или ремонтных работ. Механизм воздействия кислоты в этих случаях состоит в том, что она растворяет материал на стенках поровых каналов;

Показатели работы установки НТС при различных коэффициентах теплопередачи в теплообменнике Т-1

Таблица 9.15

Показатели работы установки НТС прн различных коэффициентах теплопередачи в теплообменнике Т-1 и Т-2

Снижение коэффициента теплопередачи сопровождается повышением температуры после теплообменника Т-1 и уменьшением степени конденсации всех компонентов сырья. При этом уменьшение степени конденсации легких компонентов носит более интенсивный характер, чем тяжелых фракций. Ввиду этого происходит повышение концентрации последних в жидкой фазе, что в свою очередь создает условия для их выпадения в твердый осадок.

Указанное положение наиболее ярко проявляется при снижении коэффициента обоих теплообменников (см. табл.

9.15).

В условиях Уренгойского комплекса, когда между ступенями охлаждения установлен промежуточный сепаратор, наиболее уязвимым аппаратом является первый по ходу газа рекуперативный теплообменник. Обеспечение нормальной эксплуатации этого аппарата позволит полностью исключить возможность осложнений в работе теплообменника Т-2.

С учетом изложенного можно отметить, что для обработки парафиносодержащих газов схема установки НТС с трехступенчатой сепарацией . представляется более эффективной, чем схемы с двухступенчатой сепарацией.

При снижении коэффициента теплопередачи для поддержания заданной температуры в концевой ступени сепарации при прочих равных условиях потребуется повысить входное давление газа. Зависимость последнего от значения К приведена на рис. 9.13. При получении этой зависимости коэффициент теплопередачи для Т-2 был принят постоянным, для Т-1 - в интервале 50-150 ккал/(м²-ч-°С); давление и температура в концевой ступени сепарации составляли 5,5 МПа и -30 *С соответственно.

Согласно данным рис. 9.13, при снижении коэффициента теплопередачи теплообменника Т-1 от 140 до 50 ккал/(м²-ч-^вС)

Коэффициент теплопередачи,    -^eCj

Рис. 9.13. Влияние коэффициента теплопередачи на требуемое значение входного давления газа

плотные слабопористые низкопроницаемые карбонатные пласты. В этом случае необходимо проводить гидрокислотный разрыв, в результате чего механическое воздействие жидкости, обеспечивающее создание трещин разрыва, дополняется химическим воздействием кислоты на породу,

Для обработки глинокислотой благоприятными объектами являются плотные низкоироницаемые малопродуктивные песчаники с карбонатным или глинистым цементом,

К условиям, неблагоприятным для проведения кислотной обработки, относятся близость подошвенных или контурных вод; значительное снижение пластового давления (на 60 — 70% от первоначального); приток в скважину даже незначительного количества пластовой воды; нарушения в обсадной колонне и отсутствие возможности изолировать их от обрабатываемого интервала,

7.2.2. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ СКО

Концентрация раствора кислоты. Если в составе пород содержится гипс или ангидрит, то концентрация кислоты не должна превышать 15 %. Более концентрированная кислота растворяет указанные вещества, и они выпадают в осадок после ее нейтрализации, закупоривая поровые каналы,

В пластах, представленных карбонатными породами с хорошо развитой естественной трещиноватостью, в которых кислота может прореагировать с породой в непосредственной близости от забоя скважины, при отсутствии возможности применить замедлители скорости реакции или гидрофобную эмульсию используют ступенчатое изменение концентрации, закачивая в пласт первые порции кислоты 25 %-ной концентрации и последние — 10 %-ной концентрации.

При обработке слабопористых и малопроницаемых известняков и доломитов концентрацию увеличивают до 20—25 %. В большинстве же случаев для обработки карбонатных пластов применяют кислоту 12—15 %-ной концентрации, а для пластов, представленных терригенными породами, — глино-кислоту, т.е. смесь соляной кислоты 8—10 %-ной концентрации с 3 — 5 %-ной плавиковой кислотой в расчете на объем кислотного раствора.

При повторных обработках и необходимости увеличения радиуса обработки для снижения рабочей деирессии применяют ступенчатое изменение концентрации. Для скважины, в

которой дебит снижен вследствие засорения призабойной зоны в процессе эксплуатации или ремонтных работ используют кислотные растворы 8—12 %-ной концентрации; для кислотных ванн скважин_г перекрытых колонной, — соляную кислоту концентрацией от 12—15 до 20 % в скважинах с открытым забоем; для глинокислотных ванн — смесь соляной кислоты 14—16 %-ной концентрации с 3 — 5 %-ной плавиковой кислотой.

Объем кислотных растворов. Для обработки призабойных зон пластов в газовых скважинах рекомендуется объем кислоты из расчета 0,4—2,5 м³ на 1 м толщины пласта. Объем кислоты зависит от ее состава, минералогического состава пород, трещиноватости, пористости, проницаемости, характера засорения призабойной зоны.

При обработке карбонатных пластов с хорошо развитой естественной трещиноватостью и проницаемостью более

0,1 мкм², продуктивность которых снижена вследствие засорения трещин частицами выбуренной породы и отчасти глинистым раствором, объем кислоты составляет 0,4—1,0м³ на 1 м толщины пласта. Если трещины и призабойная зона высокопроницаемого пласта не засорены, то объем кислоты увеличивают до 1,5 —2,5 м³ и более на 1 м эффективной толщины пласта.

Когда пласт представлен слаботрещиноватыми пористыми карбонатными породами, то удельный расход ее составляет 1 —1,5 м³ на 1м толщины пласта, исходя из необходимости расширения сети микротрещин. При обработке пористых нетрещиноватых пластов, в которых проницаемость призабойной зоны снижена вследствие проникновения в пласт промывочной жидкости, удельный расход кислоты равен

0,5-5-1 м³ при первичных обработках и 1,5+2 м³ на 1 м толщины пласта при вторичных.

В нетрещиноватых слабопористых низкопроницаемых карбонатных пластах проводят гидрокислотный разрыв с расходом кислоты более 25 м³ на одну операцию. При обработке песчаных коллекторов соляной кислотой или глино-кислотой в зависимости от состава пород и характера цементации удельный объем кислоты должен составлять 0,4-!-1 м³.

При повторных обработках, проводимых для восстановления производительности, удельный расход кислоты увеличивают на 30 — 50% по отношению к объему кислоты, закачанной при предыдущей обработке. Если повторная обработка проводится с целью увеличения радиуса воздействия кислоты на пласт, то удельный расход увеличивают в 2 — 3 раза, для поддержания заданной температуры в концевой ступени сепарации потребуется повысить входное давление газа на 1,6 МПа, что приведет к увеличению затрат на дожатие газа.

9.6. ПОДГОТОВКА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ К ТРАНСПОРТУ С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ ВЫДЕЛЕНИЕМ ПАРАФИНОВЫХ ФРАКЦИЙ

Впервые с проблемой парафиноотложения при добыче газа столкнулись в семидесятые годы на Березанском и Майкопском газоконденсатных месторождениях Краснодарского края [32-35]. Конденсаты этих месторождений в начальный период эксплуатации имели высокую температуру кристаллизации, порядка -2 °С, что объяснялось относительно повышенным содержанием в них парафинов.

Перед тем, как определить режим работы установок обработки парафиносодержащих газов, А.С. Великовским и сотрудниками было рекомендовано провести эксперименты по определению температуры застывания и кристаллизации: стабильных конденсатов и их отдельных фракций; конденсатов, из которых выделены тяжелые фракции с различными температурами начала кипения;

конденсатов, из которых выделены легкие фракции с различными температурами конца кипения.

Применительно к конденсату Майкопского ГКМ результаты таких исследований приведены в табл. 9.16-9.19. Опыты проводились следующим образом. В лабораторных условиях путем четкой ректификации от конденсата было отогнано 70 % (масс.), т.е. все фракции, кипящие до 200 “С (эти фракции практически не содержат твердых парафинов)

С использованием смеси ацетон - бензол - толуол (соотношение 35 : 60 : 5) из остатка (30 % от количества исходной пробы) депарафинизацией при температуре 21 ‘С был выделен парафин в количестве 5 %, что в пересчете на весь конденсат составляет около 1,5 % (масс.), с температурой плавления 53 “С и средней молекулярной массой 350. Средняя температура кипения фракции 400 “С. Эти данные наглядно показывают, что парафины концентрируются в самых тяжелых фракциях конденсата. Отсюда можно сделать вывод, что если самые тяжелые фракции из нефти или конденсата выделить на стадии предварительной обработки, то будет решена проблема борьбы с отложением парафинов при их транспортировании до объекта назначения.

Табли ца 9.17

Температуры кристаллизации и застывания фракций конденсата Березанского ГКМ

Табли ца 9.18

Зависимость температур кристаллизации и застывания конденсата с различными концами отбора

Продолжительность реакции кислоты с породой. Для скважин с открытым стволом при кислотных ваннах это время ориентировочно составляет 16 — 24 ч (г.е. продукты реакции должны быть извлечены по истечении этого срока), а при проведении солянокислотных ванн в скважинах, закрепленных обсадной колонной, с целью удаления глинистой корки — 2+4 ч. Для призабойной зоны карбонатного пласта в скважинах с открытым забоем с пластовым давлением более 5 МПа и температурой не ниже 30 °С при условии, что ствол в пределах толщины пласта также заполнен кислотой, продолжительность реакции составляет 8-5-12 ч, при пластовом давлении менее 5 МПа -- 4+6 ч. Если вся кислота закачивается в пласт, представленный пористыми карбонатными породами, необходимая продолжительность реакции составляет 4+6 ч, При прочих равных условиях, если карбонатный пласт имеет хорошо развитую естественную трещиноватость, время реакции следует увеличивать до 8+10 ч.

Для карбонизированных песчаников необходимая продолжительность реакции с соляной кислотой составляет 4+6 ч. При обработке слабокарбонизированных песчаников последовательно раствором соляной кислоты, а затем глииокисло-ты или песчаников, лишенных карбонатов, только глинокис-лотой реакция продолжается в течение 8+12 ч.

Выявлено, что кислота высокой концентрации может глубоко проникать в пласт при условии, что она смешана с добавками органических ингибиторов. После ингибирования 30 %-ную соляную кислоту можно применять при температуре 163 — 204 °С. При этом необходима промывка призабойной зоны для ее охлаждения.

В высокотемпературных скважинах представляет опасность захват кислоты в трубах на время, превышающее срок надежного ингибирования. С целью более легкого проникновения в плотные продуктивные породы в кислотный раствор добавляют ПАВ.

Положительные результаты получены при обработках газовых и нагнетательных скважин. ПАВ используется и как вспенивающее вещество, суспендирующий агент для сильно измельченных твердых частиц, а также в качестве средства, предотвращающего осадкообразование, ингибитора кислоты и вещества, способствующего удалению глинистого раствора. При обработках газовых скважин часто применяются солянокислотные растворы, содержащие спирт.

Высокое пластовое давление флюидов существенно влияет на технологию интенсифицирующих обработок. Перед проведением кислотной обработки пласта желательно провести исследования па кернах большого диаметра для определения растворяющего действия кислоты на породу. Обработка пластов с высоким давлением концентрированными кислотами может привести к необратимому снижению прочности породы. Такие пласты рекомендуется обрабатывать большими объемами слабой кислоты с применением ПАВ, реагентов для удаления грязи, растворителей.

7.2.3. ТЕХНИКА СКО

Кислотная ванна предназначена для удаления глинистой корки и очистки фильтровой части скважины. Для различных условий рекомендуется применять два вида кислотных ванн: без действия давления и под давлением.

В первом случае этот метод увеличения производительности скважин используют для удаления глинистой корки и очистки фильтровой части скважины перед обработкой призабойной зоны или ремонтными работами. Во втором случае кислотную ванну применяют в скважинах, заполненных жидкостью или газом, по следующей технологии.

Если скважина заполнена жидкостью, ее тщательно промывают до забоя (пресной или минерализованной водой, водным раствором ПАВ, слабым водным раствором соляной кислоты, водным раствором хлористого кальция, конденсатом, дизтопливом или меловым раствором). При этом если устье не герметизировано, используют жидкость соответствующей плотности. Затем закачивают кислотный раствор таким образом, чтобы он разместился в колонне или открытом стволе в пределах вскрытой части пласта. После реакции скважину промывают до забоя легкой жидкостью (водой, конденсатом, слабым раствором кислоты).

Если скважина заполнена газом, то требуемый объем кислотного раствора закачивают в насосно-компрессорные трубы, которые затем соединяют на устье с затрубным пространством. По окончании реакции кислоты скважину продувают.

Кислотную ванну под давлением применяют не только для удаления глинистой корки и очистки призабойной зоны, но и для очистки трещин на забое перед кислотной обработкой.

Как было отмечено выше, дегазация жидкости (нефти или конденсата) сопровождается уменьшением ее объема и увеличением доли парафинов в остатке. Ввиду этого повышается температура кристаллизации конденсата. Применительно к конденсату Майкопского ГКМ разность температур кристаллизации сырого и стабильного конденсатов составляла 2*С.

Из табл. 9.17 видно, что конденсат, отобранный от начала кипения до 360 °С, имеет температуру кристаллизации -43 ^вС, т.е. значительно более низкую, чем на ныне эксплуатируемых установках низкотемпературной сепарации. Отсюда следует, что если в сепараторе первой ступени полностью выделить из сырья конденсат с температурой начала кипения 360 *С, то на последующих ступенях обработки не произойдет выделения парафинов в твердый осадок при условии, что будет полностью отсутствовать капельный унос жидкой фазы из сепаратора и температура в системе не понизится ниже -43 ’С.

В заключение необходимо отметить целесообразность проведения аналогичных исследований на конденсатах ачимовских залежей,

С учетом полученных результатов авторами работы [33] предложена схема подготовки газоконденсатной смеси к транспорту, в которой предусматривается предварительная сепарация конденсата из пластовой продукции на устье скважин и раздельная транспортировка газовой и жидкой фаз до установки подготовки газа к транспорту (рис. 9.14). Основным отличием схемы является поддержание температуры в устьевом сепараторе выше Т_к. Применительно к этой схеме, по мнению авторов, давление в устьевом сепараторе следует поддерживать как можно выше. Если при этом обеспечить некоторый подогрев сырья до входного сепаратора (если это очень потребуется), то можно добиться выделения в сепараторе С-1 минимального количества конденсата с максимальным количеством парафинов. В этом случае основное количество парафинов из

Рис. 9.14. Принципиальная технологическая схема установки сбора и обработки парафиносодержащей газоконденсатной смеси

газа будет выделяться в этом (устьевом) сепараторе, что снизит остроту проблемы по борьбе с парафиноотложением на дальнейших стадиях процесса.

9.7. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ ПАРАФИНОСОДЕРЖАЩЕГО СЫРЬЯ СЕРНИСТЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Проблемы, связанные с отложением парафинов, наиболее остро проявили себя на Карачаганакском ГКМ. Пластовая продукция этого месторождения отличается высоким содержанием сероводорода (около 5 % об.), углекислого газа и. газового конденсата (углеводородов С₅₊). Значение конденсатного фактора по отдельным объектам составляет 600-1000 г/м³. Характеристика конденсата приведена в табл. 9.20.

Согласно данным табл. 9.22, от температуры начала кипения до 250 “С выкипает 60 % конденсата. Выкипающая фракция в основном состоит из углеводородов до С₁₅ (температура кипе-ния С₁₄Н₃₀ равна 253 °С). До температуры 360 “С выкипает 86,5 % конденсата. Эта температура соответствует температуре кипения С₂₂Н₄₆ (см. табл. 9.3). Таким образом, можно утверждать, что 40 % конденсата состоит из углеводородов, по темпе-

Технология проведения кислотной ванны под давлением отличается тем, что после закачки необходимого количества кислотного раствора на забое создается давление, превышающее пластовое, но не превосходящее давление промывочного растиира при вскрытии пласта в процессе бурения.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения бурового раствора или его фильтрата. Порядок работ при этом следующий.

1.    Интенсивно промывают забой и призабойную зону с целью предварительной очистки фильтрата для последующего воздействия кислотой.

2.    Применяют кислотную ванну для разрушения и удаления глинистой корки, а также очистки трещин.

3.    Промывают забой и призабойную зону скважины от продуктов реакции.

4.    Закачивают и продавливают в пласт весь запроектированный объем кислоты.

5.    Осваивают скважину и вводят ее в эксплуатацию.

При обработке плотного нетрещиноватого малопроницаемого карбонатного пласта целесообразно предварительное кратковременное воздействие на пласт высоким давлением с помощью аппарата АСГ-105.

Массированную кислотную обработку проводят с целью воздействия на пласт кислотой в радиусе, исчисляемом десятками метров. Технология ее проведения такая же, как и при простой обработке. Удельный объем кислоты берут максимальный.

Направленную кислотную обработку применяют в тех случаях, когда из всей вскрытой мощности требуется обработать определенный интервал. Технология ее проведения следующая. Глушат скважину, устанавливают башмак фонтанных труб у подошвы намеченного к обработке пласта, заполняют фонтанные трубы и продуктивную часть скважины вязкой низкофильтрующейся жидкостью, продавливают эту жидкость кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой затрубной задвижке. Кислотный раствор закачивают до заполнения фонтанных труб и ствола скважины в выбранном для обработки интервале, закачивают расчетное количество кислоты в пласт при закрытой затрубной задвижке, продавливают кислотный раствор в пласт вязкой низкофильтрующейся жидкостью, выдерживают его в пласте для реагирования с породами и заменяют вязкую жидкость на промывочную.

Глинокислотные растворы применяют для проведения ванн, простых, массированных, направленных и других обработок пласта. Состав кислотных растворов и технологию метода определяют по данным лабораторных исследований и промысловых опытов.

Обработку с применением двух видов кислот осуществляют по двум вариантам.

По первому варианту вначале закачивают соляную кислоту, затем плавиковую (фтористоводородную). Чтобы исключить контакт отработанной соляной кислоты с плавиковой, при котором неизбежно образование осадков фтористого кальция и фтористого магния, объем соляной кислоты должен превышать объем плавиковой в 2,5 — 3 раза. После выдерживания кислоты скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

По второму варианту вначале закачивают соляную кислоту, затем извлекают продукты реакции, после чего нагнетают плавиковую кислоту.

При таком способе обработки скважин скорости закачки кислоты, особенно соляной, должны быть минимальными для более полного освобождения от карбонатных отложений той области пласта, в которую закачивают глинокислоту.

Фтористоводородную кислоту применяют только в смеси с соляной. Такую кислотную смесь (глинокислоту) используют для обработки скважин, сложенных карбонатными породами или силънокарбонизированными песчаниками.

Технология обработки глинокислотой должна исключать продолжительный контакт ее с металлом труб. С этой целью при низкой приемистости пласта закачку и продувку кислоты следует проводить порциями, размещая каждую порцию только в пределах фильтра или толщины обрабатываемого пласта (при открытом забое). При достаточной приемистости закачку кислоты и продавку ее в пласт необходимо осуществлять без перерыва.

В случае, если результаты лабораторных и промысловых исследований показали, что применяемая кислота (соляная или глинистая) в любой концентрации разрушает скелет плата, вместо кислотной обработки следует проводить гидроразрыв пласта нейтральной жидкостью с обязательным креплением трещин разрыва. Если после мероприятий по улучшению вскрытия плотного карбонатного пласта, очистке фильтра и увеличению приемистости пласт кислоту не принимает при давлениях, допустимых для колонны, необходимо использовать гидрокислотный разрыв,

Технология приготовления водных растворов соляной кис-

кипения близких к твердым парафинам. (Однако их нельзя полностью отнести к твердым парафинам.)

В работе [44J указывается, что содержание твердых парафинов в конденсате возрастает с глубиной залегания и достигает 3,8 % (масс.). Конденсат содержит около 1 % смол.

При температурах 35 °С и ниже начинается кристаллизация твердых парафинов из стабильного конденсата Карачаганакского ГКМ. Основная масса твердых парафинов выкристаллизовывается при положительных температурах. Влияние температуры на количество выпавшего в твердую фазу парафина показано на рис. 9.15 на примере конденсата скважин второго объекта [44]. Согласно этим данным, для исключения выпадения парафинов из конденсата в твердый осадок температура конденсата должна поддерживаться не ниже 35 X. Видимо, именно это положение было принято за основу при принятии решения о подогреве сырья до поступления во входной сепаратор УКПГ до температуры 35 “С.

Рис. 9.15. Зависимость количества выпадающих твердых парафинов от температуры конденсата

Из-за высокого значения .конденсатного фактора и свойств самого конденсата первоначально Карачаганакское месторождение рассматривалось как нефтяное. Обработка газа по нефтяной схеме предусматривала бы ведение процесса при относительно низких давлениях, и эффективность использования пластовой энергии сырья была бы значительно ниже.

Было принято решение об обустройстве месторождения по газоконденсатной схеме. Благодаря этому удалось эффективно использовать пластовую энергию, получить отсепарированный газ при высоких давлениях и транспортировать его до Оренбургского ГПЗ для дальнейшей переработки без применения компрессорного оборудования. Что касается проблем, связанных с отложением парафинов, то обработка сырья при низких давлениях (по нефтяной схеме) их полностью не снимала бы.

Принципиальная технологическая схема установки комплексной подготовки газа Карачаганакского ГКМ приведена на рис. 9.16.

Установка состоит из трех рабочих (основных) и одной опытной нитки. Производительность каждой технологической нитки составляет 5 млн. м³/сут по сухому газу. Первая технологическая нитка пущена в эксплуатацию в 1984 г.

Оборудование рабочих ниток УКПГ поставлено немецкой фирмой “LGA Gaztechnic”.

Ниже приводится описание технологической схемы УКПГ (установки НТС) на примере одной нитки. Газ, поступающий на установку, проходит подогреватель Т-09, где нагревается до 39 *С, затем дросселируется до давления 12,6 МПа и поступает во входной сепаратор. Цель подогрева газа — предотвратить осаждение парафинов в сепараторе. Теплообменник Т-1 рассчитан на возможность подогрева сырья до 60 "С. Такая температура требуется для растопления парафинов, отложившихся на поверхностях оборудования.

Рис. 7.6, Расположение и обвязка оборудования, используемого при кислотных обработках с помощью агрегатов ЛзИНмаш-30.

Емкости:    /    и    2 — для рабочей

жидкости: 3 — для промывочной жидкости

лоты состоит в следующем. В емкость наливают требуемое количество воды, после чего добавляют по расчету необходимое количество концентрированной соляной кислоты и тщательно перемешивают. В раствор вводят ингибитор и стабилизатор (уксусную кислоту, хлористый барий). Б качестве стабилизатора в кислотный раствор можно добавлять в количестве 30 % отходы химических производств, представляющие собой смесь слабых кислот (уксусной, муравьиной и др.). В послидпюю ичередь добавляют повсрхностнй-активные вещества и после перемешивания оставляют раствор в покое для осаждения и удаления сернокислого бария. Полученную таким образом смесь можно считать готовой для обработки призабойной зоны пласта.

Для глушения и промывки скважин и закачки кислотного раствора в пласт применяют агрегаты АзИНМАШ-30_г ЗЦА-400, ЦА-320, АН-500, 2АН-500, 4АН-700.

Для транспортировки кислоты и других рабочих жидкостей к скважине используют агрегаты АзИНМАШ-30 и авто-цистсриы типа 4ЦР.

После кислотной обработки скважины осваивают с помощью компрессорных установок УКП-80 и УК.С-80.

Для приготовления рабочих жидкостей используют металлические емкости вместимостью 25 — 50 м³ каждая.

Схемы обвязки оборудования с устьем скважины представлены на рис. 7.6.

7.3. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Гидропескоструйная перфорация — высокоэффективный метод интенсификации притока газа к забою скважины и сообщения ее ствола с продуктивным пластом. Разрушение преград (обсадных колонн, цементного камня и породы) по этому методу осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного эффекта высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих с большой скоростью из насадок специального глубинного устройства — пескоструйного перфоратора.

Кроме вскрытия пластов перфорацией этот метод применяют для интенсификации других способов обработки призабойных зон, а также при капитальном и текущем ремонтах скважин.

Основные виды гидропескоструйной перфорации: вскрытие пластов при опробовании и испытании разведочных скважин;

вскрытие продуктивных пластов в скважинах, оборудуемых для совместно-раздельной закачки воды и эксплуатации двух или более пластов в одной скважине;

вскрытие пластов с трещиноватыми коллекторами; вскрытие слабопроиицасмых сцементированных пластоо; вскрытие пластов после проведения изоляционных работ и капитального ремонта скважин;

вскрытие пластов с последующим гидравлическим разрывом;

вскрытие пластов, перекрытых двумя и более колоннами; работы по вырезке обсадных и других колонн для извлечения их из скважины;

создание специальных отверстий для проведения цемента-жа при устранении затрубной циркуляции.

Гидропескоструйный метод перфорации не дает должного эффекта в интервалах, ранее обработанных соляной кислотой, или после гидроразрыва, а также повторного вскрытия высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением или сильнообводненных.

Гидропескоструйная обработка скважины осуществляется с помощью специальных устройств — перфораторов, иозво-

Рис. 9.16. Принципиальная технологическая схема УКПГ Карачаганакского ГКМ

Сепаратор С-1А предназначен для грубого отделения жидкости и работает по гравитационному принципу. Отсепариро-ванный газ поступает в промежуточный сепаратор С-1 Б для отделения от остаточной жидкости. Жидкость из сепараторов С-1 А и С-1 Б попадает в подогреватель, где нагревается до 35 “С и поступает в трехфазный сепаратор-разделитель Р-1. Газ после отделения от жидкости дросселируется до давления

8,0 МПа и направляется в сепаратор второй ступени С-2. Жидкая фаза из сепаратора С-2 поступает в трехфазный разделитель Р-2, где разделяется на нестабильный конденсат (верхний слой) и раствор ингибитора (нижний слой). Последний сбрасывается в трубопровод насыщенного раствора метанола.

Углеводородный конденсат из Р-1 подогревается в теплообменнике, затем объединяется с потоком конденсата из Р-4, дросселируется до давления 3,5 МПа. Объединенный поток конденсата проходит подогреватель и подается в дегазатор, а оттуда насосами - на ОГПЗ. Предусмотрено ингибирование оборудования установки от парафиноотложения и коррозии. Показатели оборудования установки приведены в табл. 9.21.

Сравнение показателей оборудования с показателями аналогичных аппаратов УКПГ Уренгойского ГКМ показывает, что на Карачаганакском ГКМ установлены аппараты с меньшими габаритами. Если учесть, что конденсатный фактор пластовой продукции Карачаганакского ГКМ в несколько раз больше, то влияние этого отличия окажется еще более существенным. С учетом высокого значения конденсатного фактора и наличия парафина в сырье на УКПГ (Карачаганак) необходимо было бы установить аппараты с большими габаритами.

По проекту в качестве ингибитора коррозии и парафиноот-ложения использовался Додифлоу V-3421. Основным недостатком реагента является его высокая температура застывания (+5 °С). Кроме того, он не растворяется в метаноле и способствует образованию пены высокой стабильности в аминовых растворах установок сероочистки.

Институтами ВНИПИгаз (Азербайджан) и ЮжНИИгипро-газ были разработаны ингибиторы парафиноотложения ДИП-1 и комплексного воздействия ИКТ-1 А. Последний представляет собой композицию реагентов ИКТ-1 и ДИП-А.

При концентрации 0,4-0,5 г/л жидкой фазы комплексный ингибитор ИКТ-1А обеспечивает защиту промыслового оборудования от коррозии на 80-90 %, наводороживания на 75-80 %, парафиноотложений на 77 %. Производство ИКТ-1 А организуется на фенольном заводе ПО “Южкокс” и ОПБ ВНИИгаза.

ляющих направлять песчано-жидкостные смеси на стенку через насадку. Выпускаются четыре типоразмера насадок с внутренним диаметром 3; 4; 5 и 6 мм. Насадки диаметром 3 мм применяют для вырезки прихваченных труб в скважинах, закрепленных обсадной колонной, и когда глубина резания должна быть минимальной; насадки диаметром 4 и 5 мм — при перфорации скважин, а также в случаях, когда процесс ограничивается темпом прокачки жидкости; насадки диаметром 6 мм — при обработках, ограниченных давлением, а также в тех случаях, когда глубина вскрытия должна быть максимальной.

Для промывки скважин перфоратор снабжен хвостовиком с пером. R комплект входят сменные центраторы для обсадных труб, которые монтируются на цилиндрической части хвостовика. Верхний конец хвостовика служит седлом клапана перфоратора.

Для разбуривания цементных мостов и предметов на забое скважины изготавливают торцевые перфораторы, которые опускают в скважину на НКТ. При этом должны соблюдаться следующие требования:

коэффициент безопасности для колонны труб составляет не более 1,3— 1,5 минимальных потерь давления на трение в трубах и межтрубном пространстве;

обеспечивается вынос отработанного песка.

Если обработка осуществляется без выхода жидкости из затрубного пространства (при полном или частичном поглощении жидкости пластом), то глубину подвески труб рассчитывают с учетом дополнительных нагрузок, возникающих за счет разности уровней жидкости.

Для вскрытия пластов используют пескоструйные перфораторы АПА-6М, обеспечивающие создание точечных и щелевых каналов в пластах и спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах. Устье оборудуют стандартной арматурой типа 1АУ-700 или специально изготовленной головкой, применяемой при ГРП. Для прокачки песчано-жидкостной смеси используют насосные агрегаты 2АН-500 или 4АН-700, а также цементировочные агрегаты или буровые насосы.

Потребное число насосных агрегатов

_п _ X gPy_ _{+ {    (7    10)}

Tl’SaPa

где Eg — теми прокачки жидкости, м³/с; р_у — устьевое дав-

Рис. 7.7. Обвязка агрегатов и устья скважины по закольцованной схеме:

1,2 — насосы; 3 — шламо-уловитель; 4 — пескосмеси-тель; 5 — емкость; 6 — амбар; .7 — устье скважины

ление, МПа; т|* — коэффициент, учитывающий техническое состояние агрегатов; д_& — подача агрегата, м³/с; р_л — давление, развиваемое агрегатом при принятой подаче, МПа.

Песчано-жидкостную смесь приготавливают в пескосмесительных агрегатах (2ПА, ЗПА и др.), а также с помощью смесительных цементировочных воронок. На линии обвязки поверхностного оборудования монтируют фильтры, предупреждающие закупорку насадок перфоратора и очищающие отработанную песчано-жидкостную смесь от шлама.

В зависимости от вида работ перфорацию осуществляют по следующим схемам обвязки скважины и оборудования: с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема); со сбросом отработанного песка и повторным использованием жидкости; со сбросом жидкости и песка.

Закольцованную схему (рис. 1.1), как наиболее экономичную, применяют во всех случаях вскрытия продуктивных пластов методом гидропескоструйной перфорации. Если используют фонтанную арматуру, оборудование и скважину обвязывают по схеме, предусматривающей сброс отработанного песка и повторное использование жидкости (рис. 7.8). В случае, если продолжительность обработки невелика, а потребный объем жидкости с песком меньше объема скважины, процесс осуществляется со сбросом жидкости и песка (рис. 7.9).

Основные материалы при гидропескоструйных обработках -• рабочая жидкость и песок. Рабочие жидкости подби-

Для борьбы с гидратообразованием и парафиноотложениями может применяться также комплексный ингибитор А-55. В состав этого реагента входят антигидратный ингибитор (ДЭГ или метанол) и композиция отечественных ПАВ. Показатели ингибитора А-55: плотность при 20 ^вС - 1,20 кг/л; вязкость при 20 ^вС - 4,9 мм²/с; температура застывания - минус 30 *С.

Ингибитор А-55 растворяется в воде, ДЭГе и метаноле, нетоксичен, пожаробезопасен. Проявляет защитное действие путем гидрофилизации поверхности оборудования, снижает адгезионную способность отложений, предотвращает прилипание парафиногидратных смесей.

Основные свойства ингибиторов приведены в табл. 9.22. Представляет определенный интерес сравнение схем УКПГ сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений: Карачаганакского парафиносодержащего (рис. 9,17) и Оренбургского - беспарафинистого. В обеих схемах не показаны до-жимные компрессоры (как условно повторяющие составляющие).

Можно отметить следующие особенности схемы УКПГ Карачаганакского ГКМ:

наличие подогревателя в схеме сырьевого газа перед входным сепаратором;

Таблица 9.22

Физико-химические и эксплуатационные показатели ингибиторов ИКТ-1, ДИП-А и комплексного ингибирующего состава ИКТ-1 А

Рис. 9.17. Принципиальная технологическая схема УКПГ Оренбургского ГКМ

подогрев конденсатов первой и второй ступеней и их смеси на выходе из установки;

использование на установке ингибитора парафиноотложе-ния. Ингибитор подается как в сырьевой поток, так и в поток газа на выходе из концевого сепаратора. Последнее решение явно указывает на то, что допускалась возможность наличия парафинов в товарном газе. Ингибирование отсепарированного газа в принципе могло бы предотвратить отложение парафинов в межтрубном пространстве. В то же время парафины с газом уносились бы в газопровод и отлагались в нем. Такое предположение подтверждается опытом эксплуатации газопровода Карачаганак - ОГПЗ. Вскрытие рекуперативных теплообменников показало, что как в трубном, так и в межтрубном пространстве накапливается парафиновая масса. Это свидетельствует о том, что режим работы УКПГ не обеспечивает полного выделения из газа парафиновых углеводородов. Основной причиной попадания парафинов в межтрубное пространство теплообменников является капельный унос жидкой фазы с отсепарированным газом и повышение температуры в концевом сепараторе;

предусмотрен подогрев конденсата до температуры 60 *С перед подачей в конденсатопровод. В качестве теплоносителя в подогревателях по проекту используется водный раствор гликоля;

скорости газа в сепараторах больше, чем в аналогичных аппаратах Оренбургского ГКМ. Это также служит одной из причин уноса жидкой фазы из сепаратора первой ступени, что усложняет работу рекуперативного теплообменника и в целом установки НТС.

Рис. 7.8. Схема обвязки агрегатов и устья скважины при повторном использовании жидкости:

/ — кран закрыт, II - кран открыт; /// — обратный клапан; t — устье; 2 - шламо-уловитель; 3 — насосы; 4 — пескосмеситель; 5 — емкости

рают с учетом физико-химических свойств пластов и насыщающих породу жидкостей, а также видов работ, проводимых r скважине. При этом учитывают, что рабочая жидкость не должна ухудшать коллекторские свойства пласта. Вскрыше и обработка призабойной зоны пласта не должны сопровождаться выбросом газа, приводящим к открытому фонтанированию.

Пески применяют с размером чррен от 0,2 до 2 мм и с преимущественным (более 50 %) содержанием кварца. Массовая концентрация песка в жидкости составляет 50 — 100 г/л.

Рис. 7.9. Схема обвязки агрегатов и устья скважины со сбросом песка и жидкости:

I—III, 1—5 — см. рис. 7,8, в — амбар

Для вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков применяют следующие жидкости: 5 —6 %-ный раствор ингибированной соляной кислоты (коллектор карбонатный), дегазированную нефть; пластовую или пресную воду (техническую), содержащую поверхностно-активное вещество (ПАВ); промывочный раствор (при вскрытии трещиноватых пластов с аномальными давлениями в них).

При ремонтных работах в качестве рабочих жидкостей используют: дегазированную нефть; 5 —6 %-ный солянокислотный раствор; соленую и пресную воду с добавлением ПАВ; промывочный раствор — при осуществлении работ в продуктивном пласте,

Породы, содержащие глинистые включения, обрабатывают песчано-жидкостными смесями, не вызывающими набухания глин. Для этого с учетом физико-химических свойств глин различных газоносных формаций рекомендуются следующие жидкости: 0,5—1 %-ный водный раствор хлористого кальция;

0,5—1%-ный водный раствор словатопа; 0,5 %-ный водный раствор полиакриламида; 1—2 %-ный водный раствор стеа-рокса 6; 0,5— 1 %-ный водный раствор выравнивателя А; 0,5 —

1 %-ный водный раствор КМЦ; 10 %-ный водный раствор хлористого натрия с добавками 0,3—0,5% поверхностно-активных веществ (сульфанол, дисолван); 5—10 %-ный водный раствор хлористого натрия с добавками 3,5 — 5% карбокси-метилцеллюлозы (КМЦ).

Рабочую жидкость подбирают в лабораторных условиях. Если плотность перечисленных рабочих жидкостей не обеспечивает глушения скважины, применяют следующие растворы.

1.    Меловые растворы (массовая доля, %): бентонит - 10; мел — 25; 2 %-ный раствор NaOH — 65.

Ниже приведена характеристика меловых растворов.

Плотность раствора может быть повышена до 1400 кг/м³ увеличением содержания в нем мела до 35 % без существенного изменения характеристик.

2.    Водный раствор хлористого кальция плотностью 1200 кг/м^п.

Глушение скважин в процессе их подготовки к перфорации (при наличии вскрытых продуктивных горизонтов) также должно проводиться с помощью жидкостей, не снижаю-

Отложение парафинов на установке должно контролироваться замерами перепада давления Ар в теплообменнике Е-102. При достижении заданного значения Ар выше 0,07 МПа теплообменники должны быть переведены на режим растопле-ния отложившихся парафинов. Для этого предусматривается остановка технологической линии и подогрев аппарата.

К основным недостаткам схемы установки подготовки газа к транспорту Карачаганакского ГКМ можно отнести следующее.

1.    На отдельных участках шлейфа происходит периодическое накопление жидкой фазы. При определенных значениях скорости потока и перепада давления в трубе осуществляется вынос накопленной жидкости (или части ее) на УКПГ. Жидкий поток в виде “залпа” вместе с газом поступает во входной сепаратор технологической линии. Этот аппарат не обеспечивает отделения всей жидкости из газа. Часть жидкости, содержащей различные ингредиенты и парафины, поступает в рекуперативный теплообменник, в котором при охлаждении сырья происходит выпадение парафинов в жидкую фазу. Анализ проб твердой фазы показывает, что в ее состав наряду с парафинами входят также механические примеси, продукты коррозии.

Промежуточный сепаратор С-101 В, установленный после входного сепаратора и предназначенный для доулавливания жидкой фазы, уносимой из входного сепаратора, не справляется со своей функцией.

На наш взгляд, на первой ступени следовало бы поставить горизонтальный сепаратор большого объема и, следовательно, с большой поверхностью испарения. Скорость газа в свободном сечении такого аппарата была бы низкой, что сводило бы к минимуму унос жидкой фазы с отсепарированным газом.

2.    В схеме установки отсутствует компрессор для дожатия газов выветривания. В связи с этим газы возвращаются в поток газа перед низкотемпературным сепаратором, что повышает температуру процесса на несколько градусов. (Впоследствии на объекте был установлен компрессор отечественного производства для дожатия этих газов, однако работа его в проектном режиме не была освоена.)

3.    На поверхностях труб рекуперативных теплообменников отмечаются отложения парафинов, что снижает эффективность работы. Использование ингибитора парафиноотложения на установке носило эпизодический характер.

4.    В схеме УКПГ отсутствует устройство для предотвращения попадания жидкостных пробок во входной сепаратор.

Отметим, что при добыче нефти установки подготовки нефти снабжаются буллитами или внутритрубными сепараторами.

5.    Перед входом во входной сепаратор УКПГ осуществляется подогрев пластовой продукции. Для этого в схему включен теплообменник. Теплоносителем служит раствор гликоля. Основной целью этого решения является снижение выпадения тяжелых фракций конденсата в жидкую фазу в сепараторе первой ступени. В этом случае не происходит выпадения из жидкой фазы твердых парафинов и обеспечивается надежность эксплуатации контрольных и регулирующих устройств входного сепаратора. Такое решение в условиях работы входных сепараторов с низкой эффективностью представляется недостаточно обоснованным. Дело в том, что из-за повышения температуры в системе часть конденсата, имеющегося в сырье, испаряется, т.е. переходит в паровую фазу. Вследствие этого, а также из-за большего уноса жидкой фазы в целом снижается степень конденсации тяжелых фракций во входном сепараторе.

Следовательно, несконденсировавшиеся тяжелые углеводороды, в том числе осадкообразующие, поступают в рекуперативные теплообменники. При последующем охлаждении газа парафиносодержащие фракции выделяются из него и осаждаются на поверхностях труб рекуперативных теплообменников.

Последствия отложения парафинов на рекуперативных теплообменниках более негативно сказываются на работе установок НТС, чем когда это происходит во входном сепараторе. Кроме того, увеличивается тепловая нагрузка аппаратов и их потребная поверхность теплообмена.

Следует отметить, что данное положение не полностью отвергает необходимость подогрева сырья перед входным сепаратором. Принятию такого технического решения должны предшествовать исследования влияния температуры на степень выпарки тяжелых фракций конденсата из смеси с тем, чтобы определить оптимальные параметры процесса. При этом необходимо учесть влияние снижения пластового давления на состав добываемого конденсата и эффективность работы сепаратора.

6.    По проекту на установке предусматривалось использование гликоля в качестве антигидратного ингибитора. Гликоль является хорошим растворителем ингибитора коррозии, и он поглощал бы его из газовой фазы. Поскольку температура кипения ингибитора коррозии выше температуры нагрева глико-щих фильтрационную характеристику призабойной зоны и не вызывающих набухания глин.

Объем рабочей жидкости для проведения процесса определяют:

а) при работе по закольцованной схеме — 1,3 — 1,5 объема скважины;

6} при работе со сбросом жидкости по формуле

IV = q_HntN,

(7.11)

где XV — потребное количрство рабочей жидкости, м³; q_n — par-хпд жидкости на одну насадку, м³/с; л — число насадок; t — продолжительность вскрытия одного интервала, с; N — число интервалов.

При гидропескоструйном методе применяют пески с размером зерен от 0,2 до 2 мм с преимущественным (более 50 %) содержанием кварца.

Потребное количество песка определяют следующим образом.

При сбросе отработанного песка

Г?_п = T.VK = q_utnKN,

(7.12)

где G_u — потребное количество песка, кг; EV — объем жидкости, м³; К — концентрация песка, кг/м³.

При закольцованной схеме

(7.13)

где V_CRB — объем скважитги, м³; К, - концентрация песка, добавленного в выходящую пульпу, кг/м³; Т — суммарное время вскрытия, с.

Плотность отверстий при гидропескоструйной перфорации и профиль создаваемого канала определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики продуктивных пластов. Монолитные, однородные по проницаемости продуктивные пласты вскрывают точечными каналами. При этом плотность составляет 2 — 4 отверстия на 1 м вскрываемой толщины. В переслаивающихся коллекторах перфорируют каждый из продуктивных пропластков.

Плотные абразивостойкие слабопроницаемые и устойчивые коллекторы (типа песчаника, известняка, доломита) эффективнее вскрывать вертикальными щелями. Высоту щели по толщине пласта принимают не менее 100 мм и не более 500 мм; интервалы между щелями по образующей — не менее 500 мм. Максимальный охват пласта вскрытием обеспечивают щели, располагаемые в шахматном порядке,

Определяют перепад давления в насадках и потери давления на трение, причем необходимо обеспечить максимальный перепад давления в насадках при минимально возможных потерях давления в трубах и затрубье. Для этого, зная диаметр насадки и задавшись расходом жидкости через нее, по графикам находят перепад давления. Далее по суммарному расходу жидкости, равному произведению числа одновременно работающих насадок на расход жидкости через насадку, определяют потери давления при прокачке жидкости ь трубах и затру б ном пространстве. Сумма потерь и перепада давления должна быть равна или несколько меньше допустимого устьевого давления. При выборе перепада давления в насадках следует учитывать, что нижний предел допустимых перепадов должен обеспечить эффективное разрушение металлической колонны, цементного камни и породы, d поэтому не должен быть менее 10,0—12,0 МПа для б-мм насадок и 18,0 — 20,0 МПа для насадок диаметром 4,5 и 3,0 мм. С увеличением прочности пород (при а_сж = 25,0 — 30,0 МПа) нижний предел перепада давления в насадках целесообразно увеличивать, доводя его соответственно до 18,0 — 20,0 МПа для насадок условным диаметром 6 мм и 25,0 — 30,0 МПа для 4,5-мм насадок.

Минимальную подачу насосных агрегатов принимают исходя из условий выноса отработанного песка и шлама; для этого скорость восходящего в затрубном пространстве потока должна быть не менее 0,5 м/с. Концентрация песка в жидкости составляет 50— 100 кг/м³.

После спуска инструмента производят обвязку скважины для прямой и обратной промывок. В насосно-компрессорные грубы опускают опрессовочный шаровой клапан (шар диаметром 50 мм) и после его посадки опрессовывают подземное оборудование на давление, превышающее рабочее в 1,3 —1,6 раза. Перфоратор должен быть точно установлен на заданную глубину; для этого методом радиоактивного каротажа определяют положение его по отношению к обрабатываемому пласту, а затем, подняв или опустив трубы, перфоратор устанавливают у нижнего интервала обработки.

При небольших глубинах или в однородных пластах большой толщины для контроля за установкой перфоратора на заданной глубине замеряют длину труб при спуско-подъем-ных операциях, используя магнитный локатор, лебедку АзИНмаш или геофизический подъемник. При этом необходимо учитывать растяжение насосно-компрессорных труб и ля, ингибитор частично накапливался бы в гликоле и повышал эффективность защиты от коррозии. Кроме того, снизился бы расход ингибитора коррозии.

Однако было принято решение об использовании метанола в качестве антигидратного ингибитора вместо гликоля.

Следует отметить, что замена ДЭГа метанолом сама по себе не представляется ошибочным решением, так как использование гликоля в качестве ингибитора гидратообразования при обработке высокосернистых газоконденсатных смесей могло бы вызвать серьезные проблемы.

В результате совокупного воздействия указанных отрицательных факторов (технологических решений, ряда конструктивных недостатков оборудования) эффективность работы УКПГ оказалась низкой: практически изотерму процесса не удалось поддерживать ниже минус 4-5 *С вместо проектной минус 10 ^вС.

В лучшие годы работы фактическая производительность рабочих ниток установки составляла 125-130 при проектной 208 тыс. м³/ч.

В литературе приведены результаты исследований по оценке и повышению эффективности работы УКПГ Карачаганакс-кого ГКМ. Ниже приводятся краткие итоги некоторых исследований.

Опыты по выбору ингибитора парафиноотложения. Применительно к конденсату Карачаганакского ГКМ ряд интересных опытов по выбору ингибиторов парафиноотложения проведен А.П. Илясовым и др. [43-46]. Эффективность предотвращения отложения парафинов оценивалась по методу “ холодного цилиндра ”.

Краткая характеристика реагентов и результаты их испытаний приведены в табл. 9.23.

На основе опытов сделаны выводы о том, что “Азолят-7” при концентрации 0,005 не предотвращает отложения парафинов. В то же время известна ввдсокая эффективность этого реагента при его больших концентрациях.

Эффективность действия сополимеров на основе этилена и винилацетата (ВЭС-1) высока и составляет 80-90 % при концентрациях реагента в конденсате 0,002-0,02 %.

Эффективность реагентов, содержащих звенья малеинового ангидрида (ВЭС-3), несколько ниже даже при более высоких концентрациях.

В присутствии ВЭС-1 и ВЭС-2 была определена температура начала кристаллизации Г_нк парафинов из конденсата. Показано, что максимальное снижение Т_нк достигается при кон-

Результаты опытов по предотвращению парафиноотложения из конденсата Карачаганакского ГКМ [43]

центрации ВЭС-1 0,002 % и составляет 10 °С. Для ВЭС-2 при тех же условиях этот показатель равен 5 “С.

Был проведен ряд опытов, где реагенты смешивали с конденсатом при температуре 20 °С, т.е. ниже Т„ _к. В этих условиях уже в системе наблюдались кристаллы парафинов. Опыты показали, что сополимеры на основе этилена и винилацетата могут воздействовать на образовавшиеся кристаллы. С увеличением количества реагента эффективность предотвращения отложения парафинов возрастает (рис. 9.18).

При концентрации реагента в конденсате 0,02 % эффективность реагента практически становится такой же, как при ингибировании системы при температурах выше Г_нк. Такой эффект объясняется тем, что сополимеры, образуя вокруг кристаллов парафинов слои, препятствуют их слипанию друг с другом и прилипанию к металлической поверхности.

В результате анализа полученных данных авторами сделан вывод о том, что сополимеры на основе этилена и винилацетата являются ингибиторами комплексного воздействия, так как предотвращают парафиноотложение и одновременно препятствуют осаждению на поверхности ранее образовавшихся кристаллов. Были проведены опыты по изучению выпадения в твердый осадок парафинов при хранении конденсата. Установлено, что со временем объем, занимаемый осадком, уменьшается. В то же время плотность осадка возрастает. Это ука-вносить поправку на удлинение проволоки под действием собственного веса.

Способом обратной промывки вымывают опрессовочный клапан, а в трубу опускают клапан перфоратора. Монтируют оборудование на устье и обвязывают насосные агрегаты с пе-скосмесителем и скважиной. Опрессовывают наземное оборудование и манифольды при давлении, в 1,5 раза превышающем рабочее. Производят пробную закачку жидкости и определяют запроектированный режим обработки. Режим обработки считается установленным тогда, когда давление закачки станет равным запланированному. После этого подают в смеситель песок из расчета 50— 100 кг на 1 м³ жидкости и закачивают в скважину песчано-жидкостную смесь.

При точечном вскрытии и использовании специальных устройств для осевого или радиального перемещения перфоратора песчано-жидкостную смесь закачивают при запроектированном устьевом давлении, В процессе вскрытия пластов вертикальными щелями закачку такой смеси вначале ведут при запроектированном устьевом давлении, а затем, планово снижая темп закачки, уменьшают давление до значения, необходимого для перемещения перфоратора на длину принятой щели.

Снижение давления определяют из соотношения

ЛР = ^,    (7.14)

где Др — изменение давления, Па; 1_щ — длина щели, м; 5 — площадь поперечного сечения тела трубы, м²; F — модуль Юнга, Па; И — глубина вскрытия, м; F — внутренняя площадь сечения труб, м²; ? -- коэффициент, учитывающий трение труб о колонну (изменяется от 1,5 до 3).

Гидроиескоструйную обработку пластов осуществляют снизу вверх. В нижнем (первом) интервале песчано-жидкост-ную смесь прокачивают дольше запроектированной продолжительности вскрытия на время, необходимое для заполнения смесью объема колонны труб. Если при очередной установке перфоратора в новый интервал удаляют одну или несколько труб, то сначала скважину промывают до чистой жидкости, а затем извлекают необходимую часть труб. При вынужденной остановке процесса проводят обратную промывку скважины.

По окончании обработки всех интервалов способом обратной промывки вымывают шаровой клапан, а затем скважину промывают до забоя.

После гидропескоструйных обработок поднимают перфоратор и скважину оборудуют для освоения и эксплуатации.

Эффективность гидропескоструйного вскрытия оценивают по индикаторным кривым и приведенному радиусу скважины, определенному с помощью кривых восстановления давления.

7.4. ПЕРФОРАЦИЯ В ГАЗОВОЙ СРЕДЕ

При дополнительной перфорации обсадной колонны в эксплуатационной скважине с целью увеличения дебита газа, а также при освоении пакерных скважин было замечено, что не всегда дополнительная перфорация дает положительные результаты по приросту добычи газа. Это объясняется тем, что после глушения скважины глинистым раствором или водой требуется продолжительное время, чтобы скважина вновь восстановила свою продуктивность. В связи с этим был разработан метод перфорации в газовой среде, т.е. без глушения скважины жидкостью.

Новый метод имеет ряд преимуществ: повышается пробивная способность пуль, уменьшается число трещин как в обсадной колонне, так и в цементном кольце и, наконец (что наиболее важно), исключается глинизация призабойной зоны пласта, что повышает ее рабочую характеристику.

Для проведения перфорации под давлением (в газовой среде) скважину оборудуют специальным лубрикатором, состоящим из приемной камеры и сальникового устройства. Перфоратор спускают в скважину через лубрикатор на специальном бронированном кабеле. Наиболее удобно метод дополнительной перфорации применять на скважинах, в которые не спущены фонтанные трубы. Однако данный метод можно использовать и в скважинах, где спущены фонтанные трубы. В этом случае перфорацию осуществляют, спуская в фонтанные трубы малогабаритные перфораторы, и прострел намеченного интервала происходит сквозь фонтанные трубы. В снязи с тем, что перфорация под давлением в газовой среде имеет ряд преимуществ, обеспечивающих высокую продуктивность скважины, этот метод целесообразно применять и при перфорации вновь пробуренных скважин. Для этого необходимо столб глинистого раствора предварительно заменить газовым столбом.

Для проведения перфорации в газообразной среде разра-

Рис. 9.18. Зависимость эффективности предотвращения парафнноот-ложения от концентрации сополимеров в конденсате:

1 -ВЭС-1, Т_нзч > Т -2- ВЭС-1, Г_11ач < Т_Икр, 3 - ВЭС-2, Т_т > > Г_{Н К1)}; 4 - ВЭС-2, Г_нач < Г,_кр

о ms в,от о#15    и,ого

Концентрация полимера, % (масс.)

зывает на уплотнение осадка и увеличение содержания в нем твердых частиц.

Согласно [44], присутствие водно-метанольной смеси в жидкой фазе при хранении конденсата не оказывает влияния на скорость осаждения, количество и плотность парафиновых осадков. При этом осадок формируется не на дне емкости, а в углеводородной фазе (конденсате), над слоем водно-метанольной смеси.

Анализ работы теплообменников. Для оценки эффективности работы рекуперативных теплообменников проведены исследования по расчетной схеме, приведенной на рис. 9.19.

При расчетах расход газа был принят 5 млн. м³/сут (расход сырья 8666 кмоль/ч). Тепловая нагрузка рекуперативных теплообменников Е301А и В в зависимости от режима работы установки приведена в табл. 9.24. Здесь значениям К соответствуют фактические данные при температуре газа t_x = = 36 °С (фактическая температура газа на входе во входной сепаратор). Согласно данным таблицы фактические значения коэффициента теплопередачи рекуперативного теплообменника составляют 97-172 ккал/(м²-ч-°С). При поддержании в низкотемпературной ступени сепарации температуры -10 "С значение К равно 200 ккал/(м²-ч-°С). В то же время с повышением температуры сепарации этот параметр плавно снижается.

Рис. 9.19. Расчетная схема анализа работы рекуперативного теплообменника

Т аб ли ца 9.24

Показатели работы рекуперативного теплообменника [49]

Модернизация схемы установки НТС. При производитель-ности значительно ниже проектной (200 тыс. м /ч) из сепаратора второй ступени отмечен большой унос жидкой фазы (рис. 9,20).

По проекту эффективность этого сепаратора должна составлять 99,9 %. Следует отметить, что данный способ оценки работы сепаратора не представляется корректным. При таком подходе в зависимости от наличия жидкой фазы количество уносимой жидкой фазы может изменяться в широком диапазоне. При этом как бы не нарушается технологический режим эксплуатации сепаратора. Более правильным было бы регламентировать фиксированное значение уноса жидкой фазы из сепараторов концевой ступени. Для сепараторов первой ступени могут быть использованы как фиксированное значение уноса жидкой фазы, так и степень ее сепарации.

Для повышения эффективности работы УКПГ предложен перенос сепаратора С-01 В в точку после теплообменников Е-01 и Е-02 [12, 39]. Такое изменение схемы УКПГ представляется нерациональным. Это объясняется тем, что при работе по проектной схеме концентрация тяжелых парафинов, поступающих вместе с газом в теплообменник Е-01, значительно меньше, так как в промежуточном сепараторе из газа дополнительно выделяется жидкая фаза. По новой схеме в связи с увеличением

Производительность, тыс. м³/ч

Рис. 9.20. Зависимость уноса жидкой фазы от производительности сепаратора

Рис. 7.10. Лубрикатор грузо-вого    Рис.    7.11. Кабельный превентор

типа с лабиринтовым уплотнением

ботан лубрикатор с лабиринтовым уплотнением. Лубрикатор позволяет вводить глубинные приборы и устройства в газовые скважины с избыточным давлением на устье при производстве иромыслово-геофизических и других работ без глушения скважин [8].

Лубрикатор (рис. 7,10) состоит из наголовника /, трех секций 3, 5, 7 с лабиринтовыми уплотнителями 2, 8. Секции соединены между собой муфтами 4, 6. Через переводник 9 головка лубрикатора соединена с камерой 10, которая служит для размещения в ней различных устройств. На нижнюю часть трубы камеры лубрикатора навернуг фланец 11 с отверстием для отвода газа через шланг высокого давления и вентиль 13 в емкость 14. Штуцер 15 с калиброванным отверстием и вентиль 16 служат для дозировки подачи пенообразователя. Шланг 12 предназначен для вывода пены и газа.

После размещения геофизических приборов или перфора-тов в камере лубрикатора 10 открываются вентили 13 и 16, а затем задвижки фонтанной арматуры.

За счет избыточного давления в емкости 14 раствор ПАВ поступает в лубрикатор через штуцер 15. Раствор, попадая в лубрикатор, уменьшает утечку газа через него при спуске приборов в скважину, находящуюся под давлением газа. В исследованиях в качестве ПАВ использовался раствор прево-цела.

При проведении геофизических работ на газовых и нефтяных скважинах, а также спуске в них различных приборов используют превентор, устанавливаемый на перфорационной задвижке. Применение его обеспечивает герметизацию кабеля на устье и исключает случаи оставления кабеля в скважине после закрытия перфорационной задвижки.

Превентор ПКГ 16x200 (рис. 7.11) состоит из пробки 1, стакана 2, муфты 3, разрядников 4, трубы 5, разрезного упорного кольца 10, уплотнительных резиновых колец И, фланца 12. В комплект входят также ручной насос 7, шланги

6, манометры 13, 15 и вентиль 14.

Пробка с резьбой и пазом предназначена для удержания муфты 3 в стакане 2\ паз позволяет снимать пробку при спущенном кабеле в скважину,

В стакане 2 выполнена полость для размещения муфты 3 с уплотнительными резиновыми кольцами 11 и разрезного упорного кольца 10. Для соединения с трубой (камерой) 5, пробкой 1, шлангом 6, разрядниками 4 в стакане имеется резьба. Фланец 12 входит в комплект кабельного превентора в виде заготовки. Конструкция превентора обеспечивает извлечение перфоратора ПК-103 и других приборов из скважины,

Муфта 3 с металлическими наконечниками герметизирует каротажный кабель при нагнетании жидкости насосом 7 через шланг 6 высокого давления.

Уплотнение 11 обеспечивает герметичность муфты 3 в стакане 2. Разрезное упорное кольцо 10 с отверстиями выполняет роль ограничителя.

Разрядники 4 предназначены для сбрасывания давления на полости муфты 3 и трубы 5 (камеры). Верхний разрядник обеспечивает возможность снижения давления при разрушении герметичности нижнего резинового уплотнительного количества парафинов в газе на входе в рекуперативный теплообменник отложение парафинов на поверхности его труб приобретет более интенсивный характер.

УКПГ месторождения Култак. На этом месторождении подготовка газа к транспорту осуществляется с помощью низкотемпературной сепарации. Холод на установке получают за счет избыточного давления газа.

На установке НТС в промышленном масштабе испытана композиция на основе реагента “Азолят-30” с добавлением ПАВ [41]. В качестве последнего применяются алкиларил-сульфонаты: ДС-РАС и сульфонол. Композиция представляет собой однородную подвижную, слегка окрашенную жидкость плотностью 1,06—1,11 г/см³ и вязкостью 10,7-12,3 мм²/с при температуре 20 °С, растворяется в воде, гликолях, метаноле.

Действие ПАВ заключается в блокировании кристаллов твердой фазы на поверхности теплообмена подвижным защитным слоем из адсорбированных молекул алкиларилсульфоната. Это приводит к замедлению роста кристаллов; в итоге парафины остаются в объеме жидкости в мелкодисперсном состоянии, что препятствует их осаждению. Принципиальная схема установки НТС Култакского ГКМ приведена на рис. 9.21.

Отсепариробанный газ

Сырьевой

газ

•*»

Регенерированный растВор ингибитора, содержащий ПАВ

Насыщенный раствор ингибитора \

( Е-1 'У*— БР    I

Нестабильный конденсат на ИСК

Рис. 9.21. Принципиальная схема УКПГ Култакского ГКМ:

С-202, С 201 - сепараторы; Т-201, Т-202 - рекуперативные теплообменники; Е-1 ~ буферная емкость; Р-402 - трехфазный разделитель; БР - блок регенерации

Ингибитор парафинообразования на установке использовался в виде раствора диэтиленгликоля (ДЭГ). Таким образом, полученная смесь одновременно предотвращала отложение парафинов и гидратообразование на установке. (Схема подачи композиции ПА-Азолят-30 полностью совпадает со схемой подачи антигидратного ингибитора.)

Насыщенный раствор ДЭГа, содержащий компоненты композиции, подвергался регенерации. При регенерации ПАВ не разлагается и не испаряется с влагой.

9.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВНО-ПОРОГОВОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ ТЯЖЕЛЫХ ФРАКЦИЙ В ЖИДКОЙ ФАЗЕ

В последние годы разработан ряд технических решений по обработке парафиносодержащих газоконденсатных смесей [69, 70], основанных на использовании внутреннего продукта УКПГ в качестве растворителя парафинов.

Оценка эффективности разработанных схем проведена на основе сравнения показателей работы установок НТС Уренгойского ГКМ. Для повыщения корректности сравнения показателей установок составы сырья валанжинских и ачимовских залежей идентифицированы по фракционному составу конденсата (углеводородов С₅₊). Полученные составы сырья приведены в табл. 9.25, а свойства фракций - в табл. 9.26. В табл. 9.25 составы пластовой продукции соответствуют началу разработки валанжинских (по зоне УКПГ-1ав) и. ачимовских залежей.

Табли ца 9.25

Молярный состав пластовой продукции Уренгойского ГКМ

кольца 11, так как при высоком давлении в скважине муфта может чрезмерно зажать кабель. Нижний разрядник необходим для сбрасывания давления из грубы 5 в случае перекрытия отверстия в муфте при закрытой задвижке 8.

Труба 5 (камера) предназначена для размещения перфоратора 9 или других приборов. С помощью фланца 12-кабель-ный превентор устанавливается и герметизируется на перфорационной задвижке 8.

Ручной насос 7 и шланг 6 обеспечивают дистанционное управление работой кабельного превентора, Манометры 23 и 13 позволяют контролировать давление, создаваемое ручным насосом 7. Вентиль 14 служит для отсоединения насоса.

Характерной особенностью превентора является наличие эластичной муфты с дистанционным гидравлическим управлением. Герметизация кабеля обеспечивается за счет упругой деформации этой муфты.

Кабельный превентор характеризуется простотой конструкции и обслуживания.

Техническая характеристика превентора ПКГ 16x200

Тип................................................................................................. Гидравлический с руч

ным приводом

Максимальное давление, создаваемое насосом, МПа 27,0 ±( 1,0— 1,5)

Для увеличения производительности скважин применяются различные методы, направленные на восстановление и улучшение проницаемости призабойной зоны, создание конструкций призабойной зоны значительных размеров и укрепление рыхлых несцементированных пород [22, 25].

В настоящее время в отечественной практике используются следующие химические и физические методы, восстанавливающие или повышающие фильтрационную характеристику забоя и призабойной зоны:

1)    нефтяные, нефтесодовые и газоконденсатные обработки;

2)    прохождение зоны ухудшенной проницаемости каналами повышенной длины — дострел и перестрел путем абразивной перфорации и гидроразрыва пласта;

3)    обработка поверхностно-активными веществами и ингибиторами, снижающими поверхностное натяжение внут-рипоровой жидкости и температуру начала гидратообразования.

В карбонатных коллекторах и песчаниках с прослоями карбонатных пород наиболее эффективным средством улучшения продуктивной характеристики скважин после капитального ремонта является солянокислотная обработка (СКО). В зависимости от степени загрязнения призабойной зоны скважин применяются ванны, простые, массированные и направленные кислотные обработки [26].

Кислотную ванну используют для обработки карбонатных коллекторов с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых была снижена при бурении или консервации скважин. При этом кислота способствует извлечению из пласта глинистого раствора и растворяет частицы карбонатных пород, проникшие в трещины пласта.

Простая СКО эффективна для воздействия на карбонатные пласты со слаборазвитой трещиноватостью, коллекторские свойства которых определяются пористостью. При этом кислота, реагируя с породой, значительно увеличивает поро-вые каналы, глубоко проникающие в пласт. Массированная СКО применяется для обработки пористых нетрещиноватых карбонатных пластов, в которых проницаемость призабойной зоны снижена из-за фациальных изменений или проникновения в пласт промывочных жидкостей и взвешенных частиц (при бурении или ремонтных работах).

Гидрокислотный разрыв пласта применяют для обработки слабопористых низкопроницаемых карбонатных пластов. В результате ГРП при механическом воздействии жидкости образуются трещины, но которым кислота глубоко проникает в пласт и реагирует с породой.

Направленная СКО осуществляется в скважинах, где продуктивный пласт перекрыт эксплуатационной колонной, с помощью гидропескоструйного или кумулятивного перфоратора [22].

В скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах опускают гидропескоструйный или кумулятивный перфоратор и устанавливают напротив заданного интервала. При открытом затрубном пространстве колонну и пласт перфорируют в необходимом направлении, а затем выполняют обратную промывку скважины. После окончания перфорации столб жидкости в трубах вытесняется раствором соляной кислоты. Затрубную задвижку закрывают, а оставшийся раствор кислоты закачивают и продавливают в пласт агрегатами.

Ключевым моментом при определении режима эксплуатации установки НТС, обрабатывающей парафиносодержащие газы, является определение пороговой концентрации осадкообразующих компонентов или фракций. Здесь и далее под выражением “пороговая концентрация” подразумевается такая концентрация фракций или компонента в жидкой смеси, выше которой происходит образование в системе твердой фазы.

Как указывалось ранее, пороговая концентрация может быть установлена (определена) как по отдельному компоненту, так и по фракциям.

Необходимо напомнить само понятие “парафиносодержащие газоконденсатные смеси”. В начальный период разработки месторождения пластовая продукция большинства ГКМ содержит парафины. К примеру, в начальный период разработки конденсат Уренгойского ГКМ содержал углеводороды С₁₆₊ в количестве около 1,0 % (масс.). Однако это не вызывало каких-либо проблем в системе сбора и обработки сырья. С учетом этого обстоятельства принято называть парафинистыми те смеси, при добыче, сборе и обработке которых происходят осложнения и требуется реализация специальных мероприятий по обеспечению надежности работы технологических объектов.

Следует отметить, что высокое значение конденсатного фактора само по себе недостаточно для образования в системе твердой фазы и ее выпадения на поверхности коммуникаций или оборудования. Например, в начальный период разработки конденсатный фактор газа Вуктыльского месторождения составлял порядка 400 г/м³. Более 10    % конденсата

(углеводородов С₅₊) выкипало при температурах выше 287 "С, т.е. условно могло бы относиться к фракции С,_бН₃₄₊ (по температуре кипения). Однако в системе сбора и обработки газоконденсатной смеси особых проблем, связанных с отложением парафинов, не было замечено. Другим примером может слу-

жить работа установок низкотемпературной абсорбции (НТА) Оренбургского ГПЗ. На этой установке в качестве абсорбента используется (по проекту) фракция конденсата, состоящая в основном из углеводородов Сд-С₁₂. В период обследования работы установки НТА абсорбент содержал также более тяжелые фракции. Например, концентрация фракции, выкипающей при температурах выше 250 "С, в составе абсорбента составляла 3-5 %. При этом не происходило отложения парафинов на поверхности труб испарителей - наиболее уязвимых аппаратов установки НТА, несмотря на то что абсорбент в них охлаждался до температуры -30 °С.

В то же время на месторождениях с низким конденсатным фактором, таких как Шатлык (до 20 г/м³), Советабад, Култак, Березанское, Майкопское и т.д., наблюдалось отложение парафинов на поверхностях коммуникаций и оборудования.

Указанные факты свидетельствуют об исключительной важности точной информации о фракционном составе конденсата. Применительно к пластовой продукции каждого месторождения и его продуктивным объектам необходимо провести специальные исследования с целью определить для оценки наличие в них осадкообразующих фракций.

Пороговая концентрация зависит от концентрации тяжелых фракций в жидкой продукции, соотношения отдельных компонентов, а также давления и температуры системы. При этом чем больше концентрация низкокипящих жидких углеводородов в жидкости, тем выше пороговая концентрация осадкообразующих компонентов.

Применительно к установкам НТС, когда практически оба рекуперативных теплообменника работают при одинаковом давлении, пороговая крнцентрация осадкообразующих углеводородов для калсдого теплообменника будет иметь свое значение, Чем ниже температура в системе, тем ниже пороговая концентрация. Следовательно, одна и та же концентрация осадкообразующих фракций в режиме одного теплообменника может быть пороговой, а другого - нет.

В то же время зависимость пороговой концентрации от давления имеет более сложный характер. Это связано с тем, что давление оказывает на степень конденсации разных углеводородов газовой смеси различное влияние. В интервале рабочего давления УКПГ для метана зависимость степени конденсации Ф от давления прямая: чем больше давление, тем выше степень конденсации метана. Для этана и более тяжелых углеводородов кривые зависимости <р = (р) имеют экстремум. По этой причине с повышением давления изменяется интенсивность

Задвижки на затрубье остаются закрытыми до конца процесса.

После обработки коренную задвижку на устье закрывают и скважину выдерживают иод остаточным давлением до его полной стабилизации или резкого снижения.

7.5. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ ГАЗА С ПОМОЩЬЮ ВЗРЫВЧАТЫХ ВЕЩЕСТВ

Наиболее эффективный способ получения притока газа но всей вскрытой толщине пласта — использование взрывчатых веществ. Применяют жидкие или твердые взрывчатые вещества. При взрывном способе разрыва пласта расширение и образование новых трещин происходит под действием газов, причем скорость этого процесса определяется скоростью детонации и распространения взрывной волны.

Ранее взрывы производились только непосредственно в стволе скважины путем применения твердых взрывчатых веществ. Своевременное развитие техники позволяет проводить взрыв пласта, используя пулыюобразные жидкие взрывчатые вещества. Благодаря консистенции таких веществ, их можно закачивать непосредственно в трещины пласта и только после этого производить детонацию. Это обеспечивает воздействие не только на призабойную зону, но и на сам пласт.

Разрыв пласта давлением пороховых газов. Применение разных по массе пороховых зарядов (в зависимости от глубины обрабатываемого интервала) позволяет создавать в скважине давление, равное полному горному или превышающее его, что обеспечивает условия для образования новых или расширения существующих трещин (рис. 7.12). Давление в камере аппарата АСГ-105К, в котором происходит сгорание заряда, зависит от диаметра критического сечения сопла и эффективной температуры заряда (рис. 7.13). Эффективная температура заряда определяется по формуле

г,4г₀-т_у+—i—(Г_с-Г_у'

[ ^у 0,0411 t^{[ у}•

_е-о.41 и_+т—!-(Г_С-ГЛ (7.15)

0,0411 И

где Г_э — эффективная температура заряда после спуска его в скважину, К; Т₀ — температура воздуха, К; Т_с — температура в зоне продуктивного пласта, К; Т_у — температура вблизи устья скважины (по замерам термоградиента), К; t — время

Рис. 7.12. Зависимость давления в скважине от глубины обрабатываемого интервала и массы пороховых зарядов:

п — число камер сгорания; р_к — давление в камере сгорания, МПа (диаметр обсадной колонны 141 мм)

О 50    1500    2500    3500    4500

Глубина сквамсины, м

спуска аппарата в скважину, мин (или по приближенным номограммам, построенным для различных f) (рис. 7.14),

Аппарат АСГ-105К, спускаемый на каротажном бронированном кабеле, позволяет проводить разрыв пласта в частично или до устья заполненных жидкостью скважинах глубиной до 3,5 км, закрепленных обсадной колонной внутренним диа-

Диаметр сопла, мм

Рис. 7.13. Зависимость давления в камере сгорания от диаметра критического сечения сопла и эффективной температуры заряда.

Давление, МПа; } — 60; 2 — 70;

3 - 80; 4 - 90; 5 - 100; 6-110 конденсации компонентов и соотношение их концентраций в жидкой фазе. Ввиду этого изменяется пороговая концентрация осадкообразующих фракций в смеси.

Как и следовало ожидать, первый опыт работы установки НТС, обрабатывающей парафиносодержащую смесь, показал, что вследствие отложения парафинов на поверхности труб рекуперативного теплообменника возникают серьезные осложнения на объекте.

Применительно к пластовой продукции ачимовских залежей опыты по определению пороговой концентрации осадокобразу-ющих фракций не проведены. В связи с этим предлагается пороговую концентрацию осадкообразующих фракций определять анализом показателей работы установок НТС Уренгойского ГКМ в первые годы разработки месторождения, как бы моделируя промышленный эксперимент.

Как отмечалось выше, в начале разработки месторождения конденсат валанжинских залежей также содержал парафины (фр. С,₆₊). Моделируя режим работы установки НТС в первый год эксплуатации, находим концентрацию тяжелых фракций в жидкой фазе, образовавшейся при охлаждении сырья в рекуперативных теплообменниках. Обозначим их как X, и Х₂ для жидкой фазы теплообменников Т-1 и Т-2 соответственно.

На основе опыта эксплуатации установок НТС принимается, что при значениях концентраций X, и Х₂ не происходило образования в системе твердой фазы и ее отложения на поверхности теплообменного оборудования. Необходимо отметить, что эта концентрация не является пороговой, она ниже пороговой. Следовательно, при значениях концентраций X, и Х₂ и ниже в системе не происходит образования твердых кристаллов и выпадения твердой фазы. Назовем эту величину условно пороговой концентрацией (УПК).

Таким образом, можно утверждать, что при концентрации осадкообразующих фракций в жидкой фазе, образовавшейся при охлаждении сырья в рекуперативных теплообменниках Т-1 и Т-2, ниже условно пороговой, в системе не произойдет образования твердой фазы и ее отложения на поверхности оборудования. Следовательно, все рекомендованные технические решения должны быть направлены на снижение концентрации тяжелых фракций в жидкой фазе" ниже УПК.

Несколько слов о том, как выбираются так называемые тяжелые компоненты или осадкообразующие фракции жидкой смеси. Это один из основных моментов для принятия правильных решений. При этом учитывается опыт эксплуатации промышленных установок (Карачаганак, Уренгой, месторождения

Центральной Азии, а также физические константы углеводородов, приведенных в табл. 9.3).

Наиболее уязвимым аппаратом установки НТС является рекуперативный теплообменник Т-1. В начальный период разработки месторождения температура в этом теплообменнике изменялась от 35 до 6 *С. Последняя соответствует температуре плавления углеводородов С_МН₃₀ (в технологических расчетах фр. 526 К). В связи с этим фр. 526 К⁺ (фр. 253 °С⁺) принимается как условно-ключевая при оценке работы теплообменника первой ступени.

Подчеркивая некоторую условность такого подхода, отметим следующее. При охлаждении смеси до температуры 6 °С в отдельных трубках теплообменника может иметь место более глубокое охлаждение газа. Одновременно и сами трубы имеют более низкую температуру. Однако это не означает возможность образования твердой фазы (в виде фр. 526 К⁺) в системе, как только температура снизится ниже 6 “С. Дело в том, что указанная фракция в системе находится в растворенном виде и ее концентрация в смеси весьма низкая. В этих условиях трудно предсказать, при каком содержании тяжелых фракций происходит образование в системе жидкой фазы. Практически это можно определить только экспериментальным путем. Более того, образование твердой фазы не обязательно приведет к ее осаждению на поверхности труб и образованию твердого покрытия.

Отложение парафинов в системе происходит при определенных скоростях потока. Сначала с ростом скорости потока, но при сохранении ламинарного режима течения интенсивность запарафинивания возрастает, а затем, достигнув максимума, начинает снижаться. Для стальных труб зона максимальной интенсивности отложений совпадает с переходом ламинарного режима течения в турбулентный [5].

Как было отмечено выше, из опыта эксплуатации установок НТС можно с большой точностью указать ту концентрацию тяжелых фракций в смеси, при которой и ниже которой не происходит образования твердой фазы в системе. Это концентрация определяется расчетным путем. Здесь и далее углеводороды с температурой кипения выше температуры кипения С,4+ (253 “С) и С₁₆₊ (287 ^вС) обозначаются как фракции фр. 528 К* и фр. 560 К⁺ соответственно. При расчетах контролируется концентрация этих фракций в жидкой фазе.

Следует отметить, что на установках НТС Уренгойского ГКМ концентрация тяжелых фракций в конденсатах ступеней сепарации в отдельности не контролируется, отсутствуют так-

Рис. 7.14. Номограмма для определения эффективной температуры заряда

Температура в смажине « интервале спуска аппарата, ‘С

метром от 122 мм, при температурах в зоне разрыва до 373 К.

Технологическая характеристика аппарата АСГ-105К

Исходя из опыта проведения работ по разрыву пласта рекомендуется применять аппарат АСГ-105К в скважинах, продуктивные пласты которых сложены: плотными трещиноватыми известняками с низкой общей пористостью (ш ~ 4%); известняками неглинистыми пористыми (ш “ 15%); доломи-тизированными и вертикально-трещиноватыми; известняками однородными низкопроницаемыми со средней первичной пористостью; доломитами, неглинистыми песчаниками; песчаниками с прослоями алевролитов и глин при условии установки аппарата против песчаного пропластка. На больших глубинах эффективность применения аппарата снижается.

Воздействие пороховыми газами заключается в том, что в скважине в интервале продуктивного пласта устанавливается пороховой заряд. При сжигании пороха скважинная жидкость под действием газов вытесняется в пласт, расширяя естественные трещинные каналы и образуя новые трещины.

Пороховые заряды размещают в пороховых генераторах корпусного и бескорпусного типов. Корпусный генератор АСГ-105, разработанный во ВНИПИвзрывгеофизике, — это пороховые заряды, размещенные в стальных герметических корпусах, соединенных друг с другом. Истечение пороховых газов в скважинную жидкость происходит через конические сопла. Заряд состоит из нескольких пороховых шашек высококалорийного состава. Поджигается основной пороховой заряд воспламенителем из нитроглицеринового пороха, снабженным электрозапалом с навеской дымного пороха. Генераторы этого типа используются главным образом в сочетании с корпусными кумулятивными перфораторами. Бескорпусные генераторы разработаны во ВНИПИвзрывгеофизике и Перм-НИИ. Разработанный во ВНИИвзрывгеофи.'чике бескорпусной генератор давления ПГДБК состоит из соединенных между собой пороховых зарядов с центральными отверстиями, помещенных в неметаллические оболочки и стальные трубы со штуцерами. Поджигание производят пиропатроном, размещенным в головной части, и воспламенителем из пиротехнического состава. Пороховые аккумуляторы давления ЛДС, разработанные в ПермНИИ (термогазохимическое воздействие), имеют более простую конструкцию и способ воспламенения. Пороховые шашки удерживаются в гирлянде с помощью кабельной подвески, а воспламенение осуществляется с помощью находящейся внутри пороховой шашки спирали накаливания, При использовании генераторпв ПГДБК эффективность обработок составила 70 %, дополнительная добыча — 1,5 тыс. т, продолжительность эффекта

2 — 5 лет. При использовании аккумуляторов АДС эффективность обработок по добывающим скважинам — 66 %, по нагнетательным — 70 %. Для обработок пороховыми газами, как правило, подбирают скважину, вскрывавшую молопропи цаемые плотные пласты. Качество нефти обычно не имеет большого значения.

7.5.1. ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН

С целью увеличения притока газа из продуктивного пласта, который эксплуатируется скважиной с открытым забоем, на газовых промыслах в течение длительного периода времени применяют торпедирование. Сущность его состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду опускают в скважину на заданную глубину и взрывают. В результате взрыва в породе образуются трещины, которые расходятся в радиальном направлении от скважины, увеличивая тем самым поверхность призабойной зоны и облегчая условия притока газа к скважине.

При торпедировании газовых скважин в качестве ВВ применяются нитроглицерин и динамит (табл. 7.3).

же опытные данные по этим показателям (видимо, в них не было практической необходимости). В связи с этим авторами выполнена серия расчетов по моделированию режима работы установки НТС и определению состава конденсатов различных ступеней. При этом режимы работы установок НТС на период начала освоения месторождений были приняты по данным, описанным в литературе, в частности А.Н. Кульковым [67]. В начальный период эксплуатации УКПГ-1ав температура газа на входе в сепаратор С-1 составляла 40~42 °С. С вводом в эксплуатацию более дальних скважин температура снизилась до 35-38 ’С. Далее этот процесс (снижение температуры) продолжался. В начальный период разработки ГКМ давление во входном сепараторе поддерживалось равным 12,5-13,0 МПа.

Температура газа на выходе из рекуперативного теплообменника Т-1 составляла от 30 до 22 ^вС [6]. Со временем она снизилась до 10 °С. В концевом сепараторе С-2 давление и температура поддерживались 7,5 МПа и -25...-30 °С. Унос жидкой фазы из входного сепаратора С-1 доходил до 2 г/м³, иногда и более. В разделителе Р-2 давление поддерживали до 5,2 МПа.

С учетом указанных данных на основе расчетов определены концентрации тяжелых фракций в жидкой фазе, образовавшейся в теплообменнике Т-1 (на примере УКПГ-1в). Результаты расчетов приведены в табл. 9.27.

Известно, что на УКПГ наиболее тяжелое сырье поступает в начальный период разработки месторождения. Как следст-

Таблица 9.27

Определение концентрации тяжелых фракций в жидкой фазе сепаратора промежуточной ступени

вне, этому времени соответствует наиболее высокая концентрация тяжелых фракций в жидких потоках,, образовавшихся при охлаждении сырья в рекуперативных теплообменниках установки НТС. Со временем из-за ретроградной конденсации происходит и облегчение добываемого конденсата. Например, за период разработки Уренгойского ГКМ средняя молекулярная масса конденсата снизилась в среднем на 15-20 пунктов.

Анализ литературных источников показывает, что в первые годы эксплуатации УКПГ, когда обрабатывалось сырье с относительно большим содержанием тяжелых компонентов, не происходило существенного отложения на поверхностях теплообменного оборудования твердых веществ, т.е. не возникало связанных с этим проблем.

Учитывая это, можно сделать вывод, что при концентрации фракций, выкипающих при температурах 253 *С и выше (фр. 526 К⁺) в жидкой фазе на уровне до 1,0 % (масс.), не происходило отложение твердых парафинов на поверхности труб теплообменника Т-1. Следовательно, при обработке сырья ачимовских залежей, если добиться концентрации фр. 526 К⁺ в жидкой фазе ниже 1,0 % (масс.), можно исключать выпадение парафинов на поверхностях теплообменного оборудования.

Рассмотрим влияние ряда факторов на состав жидкой фазы, образовавшейся при охлаждении сырья в теплообменниках. С использованием данных табл. 9.26 выполнены расчеты для определения состава жидких потоков, образовавшихся при охлаждении сырья в теплообменниках Т-1 и Т-2. Ниже приводятся данные, характеризующие работу этих аппаратов.

Показатели блока охлаждения первой ступени. Рекуперативный теплообменник Т-1 является наиболее уязвимым аппаратом установки НТС. Эффективная работа Т-1 практически обеспечивает нормальную работу всей установки НТС. Это объясняется тем, что после охлаждения смеси в теплообменнике Т-1 и отделения от жидкой фазы в сепараторе С-4 в составе газа, поступающего во вторую ступень охлаждения, концентрация тяжелых фракций становится минимальной. При последующем охлаждении смеси в теплообменнике Т-2 в основном конденсируются легкие компоненты природного газа. Концентрация тяжелых фракций в жидкой фазе становится столь низкой, что практически сводит к минимуму вероятность образования твердой фазы в системе.

Для оценки влияния режима эксплуатации входного сепаратора на характеристику жидкой фазы, образовавшейся в теплообменнике Т-1, проведена серия расчетных исследований.

Количество того или иного взрывчатого вещества в основном зависит от диаметра скважины, которая подвергается торпедированию, мощности и крепости зоны продуктивного пласта, степени уплотнения ВВ и его потенциальных возможностей.

Чтобы не допустить в процессе взрыва торпеды движения взрывной волны вверх по стволу скважины и сосредоточить силу взрыва в намеченном интервале, над торпедой создают столб жидкости (нефть, воду или глинистый раствор) высотой И.

6,4 G Vh

И =

М,

(7.16)

где G — количество взрывчатого вещества, кг; V — объем

1 м обсаженной скважины, м^э; h — высота, до которой поднимается забойка под влиянием силы взрыва, м.

Торпеды обычно изготовляют из кровельного железа фонтанных и асбоцементных труб диаметром на 20 — 25 мм меньше диаметра эксплуатационной колонны торпедируемой скважины. Внутрь торпеды закладывают капсюль с взрывателем (детонатором). Поверхность корпуса торпеды должна быть гладкой и не иметь выступов.

Перед спуском торпеды скважину следует хорошо промыть и одновременно прошаблонировать до глубины спуска. Торпеду спускают в скважину на трехжильном каротажном кабеле грузоподъемностью не менее 1 т, причем скорость спуска не должна превышать 2 м/с. 11ри наличии в скважине утяжеленного глинистого раствора для спуска торпеды применяется груз, жестко присоединенный к ее корпусу. Диаметр груза не должен превышать диаметра торпеды, и его длина должна быть не более 10—1,5 м. Глубину спуска торпеды в скважину следует определять с помощью счетчика, расположенного возле устья скважины, и по меткам, заранее установленным на кабеле через каждые 40 или 50 м.

Одним из основных недостатков торпедирования является то, что после взрыва торпеды приходится очищать забой от кусков пород. Чтобы еще больше увеличить поровые каналы и трещины в продуктивном пласте, сложенном из карбонатных пород, после торпедирования необходимо произвести солянокислотную обработку.

Опыты показали, что при проведении совместного торпедирования и с олян о кислотной обработки дебит газа увеличивается намного больше, чем при выполнении одного из этих видов обработки. Поэтому в технический проект торпедирования призабойной зоны скважины должен быть включен также и проект задания на солянокислотную обработку.

В техническом проекте торпедирования должны быть отражены следующие основные вопросы: 1) цель торпедирования; 2} крепость и проницаемость породы призабойной зоны; 3) глубина спуска торпеды; 4) тип взрывчатого вещества; 5) расчет величины заряда (взрывчатого вещества) торпеды и столба жидкости (какая жидкость и ее удельный вес над торпедой); 6) конструкция, материал и размер торпеды; 7) продуктивная характеристика скважины (результаты последнего исследования). Технический проект торпедирования скважины утверждается главным инженером и главным геологом треста и согласовывается с Горным надзором.

При взрывных работах особое внимание необходимо обратить на технику безопасности. Все работы, связанные с торпедированием скваЖин, должны выполняться работниками, закончившими курсы и сдавшими экзамены на право производства взрывных работ, По окончании работ представителями газового промысла и бригадой по торпедированию должен быть составлен двусторонний акт с подробным описанием проведенных работ и указанием количества израсходованного взрывчатого вещества.

Наряду с рассмотренными методами интенсификации притока газа для скважин, в которых наблюдается падение рабочего дебита газа за счет скопления жидкости на забое, может

Рис. 9.22. Влиянае давления на концентрации фр. 526 К* в жидкой фазе

При проведении расчетов температура во входном сепараторе поддерживалась равной 32 ’С. Постоянной была также температура смеси на выходе из теплообменника Т-1 (б *С). Изменяя давление во входном сепараторе от 8,8 до 12,8 МПа, определяли состав жидкой фазы и концентрации в ней фракций, выкипающих при температурах свыше 526 и 560 К. Верхний предел давления соответствует его значению в начальный период разработки месторождения, когда в концевой ступени сепарации поддерживается режим: р - 7,45 МПа, t = -30 °С. Нижний предел давления (8,8 МПа) может иметь место в случае включения в схему установки НТС турбодетан-дерного агрегата (ТДА). Результаты расчетов приведены в табл. 9.28-9.31 и на рис. 9,22.

Таблица 9.28

Влияние давления на состав жидкой фазы, образовавшейся при охлаждении сырья в теплообменнике Т-1 (режим работы оборудования: Т, - 32 'С;

Г₂ - 6 ’С, сырье установки - газ валанжинской залежи)

Таблица 9.29

Влияние давления на состав жидкой фазы, образовавшейся в теплообменнике Т-1 (режим работы оборудования: Г, “ $2 *С; Т₇ ¦ 6 *С)

Табли ца 9.30

Состав жидкой фазы в зависимости от эффективности работы

входного сепаратора (р, — 12,8 МПа; Т, ” 32 ‘С; р₂ ¦* 12,3 МПа; Т₃ - 12 *С)

быть также рекомендована периодическая продувка в атмосферу через фонтанные или сифонные трубы,

7.5.2. МЕТОД ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПУТЕМ СОЗДАНИЯ ОБЪЕМНОГО ВЗРЫВА*

В горном деле используется главным образом механизм центрального взрыва. Отдельные заряды во взрывных камерах или скважинах размещают таким образом, чтобы произвести разрушение горных пород в нужном направлении. Этот метод имеет целый ряд недостатков, главный из которых — крайне низкий коэффициент полезного действия взрывчатых веществ. При взрыве выделяется огромная избыточная энергия, не используемая для полезного разрушения горной породы и требующая соблюдения особых мер безопасности. Повысить коэффициент полезного действия ВВ можно применением принципиально иного механизма взрывании — объемного взрыва. При этом при подрыве закачанных в поровое пространство пород жидких или газообразных ВВ "взрывается" весь объем горной породы.

Исследователям гидротермальных рудных месторождений хорошо знакомы так называемые эруптивные брекчии. Они представляют собой трубообразные или изиметричные тела, сложенные остроугольными обломками вмещающих пород, сцементированными магматогенным или гидротермальным цементом. Единственным механизмом генезиса таких брекчий представляртгя разрушение горных пород под действием градиента флюидного давления в норовом пространстве вблизи трещин, пустот и других зон повышенной проницаемости. В том случае, когда энергия взрыва превосходит предел прочности породы, происходит ее дробление и разрушение.

Методы объемного взрыва основаны на искусственном создании в порах и пустотах торных пород градиента давления, достаточного для ее разрушения. Для этой цели предлагается закачивать в поровое пространство породы иод давлением жидкую взрывчатую смесь или какой-либо гремучий газ (Н₂ + 0₂, СН₄ + 0₂ и др.) и создавать условия для их взрыва не в камере, а непосредственно в порах горной породы. Выделившаяся в результате реакции механическая энергия расширяющегося газа будет воздействовать главным образом на

Этот раздел написан М.Ю. Коротаевым.

стенки три щи но к., межзерновых каналов, пор, т. е. на самые ослабленные, наиболее подверженные разрушению участки породы. При этом воздействие на наиболее крупные ослабленные зоны будет особенно сильным. Объемный взрыв с подобным избирательным воздействием полностью нарушит связность горной породы, даже не затронув наиболее прочные ее участки. Взрывы центрального типа воздействуют на породу по-другому.

Избирательное воздействие жидких и газообразных ВВ на ослабленные зоны, трещинки, деформации позволяет, во-первых, повысить коэффициент полезного действия взрывчатых веществ, резко уменьшить их необходимое количество, а во-вторых, добиться резкого ослабления ''лишней" взрывной волны как в горных породах, так и в воздухе и, следовательно, повысить безопасность и технологичность взрывных работ.

Жидкие и газообразные ВВ, на первый взгляд, менее удобны, чем твердые, однако их массовое использование полностью поддается автоматизации, особенно при взрывных работах в скважинах. Поскольку число циклов "закачка —подрыв” не ограничено и обусловлено только потребностями горных работ, эффективное разрушение горных пород может превосходить разрушение при взрывах самых мощных центральных зарядов, в том числе и ядерньтх. В частности, использование метода объемного взрыва для повышения коллекторских свойств пластов при разработке нефтяных и газовых месторождений позволит без снижения эффективности или даже с ее возрастанием отказаться от дорогостоящих и экологически ''грязных" ядерных устройств.

В химии известно большое число взрывчатых веществ, составленных по принципу реагент — окислитель, Ярким примером служат уже упоминавшиеся здесь гремучие газы. Смешение ингредиентов в целях безопасности можно производить непосредственно перед закачкой в пласт или породу. При работе в породах с различными механическими свойствами, пористостью и проницаемостью силу взрыва и эффективность производимого разрушения можно регулировать, во-первых, изменением давления при закачке, во-вторых, добавлением во взрывчатые смеси инертных разбавителей, например СО.,,. Предварительная закачка воды позволит локализовать и усилить воздействие объемного взрыва в нужном месте и в необходимом направлении.

Главной проблемой, стоящей на пути превращения объемного взрыва из идеи в используемую в практике горнодобы-

Таб ли ца 9.31

Состав жидкой фазы в зависимости от эффективности работы

входного сепаратора (р, ” 42,8 МПа; Г, “ 32 ’С; р₂ - 12,3 МПа; Т₂ — 6 *С)

Согласно данным табл. 9.28 и рис. 9.22, чем ниже давление в первом сепараторе, тем ниже концентрация тяжелых фракций в жидкой фазе.

Для сравнения аналогичные расчеты проведены также с использованием пластовой продукции ачимовских залежей (см. табл. 9.29).

Сравнение данных табл. 9.28 и 9.29 показывает, что влияние давления на характер изменения состава жидкой фазы практически аналогично. Данные этих таблиц наглядно иллюстрируют влияние состава сырья на концентрацию тяжелых фракций в жидкой фазе. При обработке сырья валанжинских залежей концентрация фр. 560 К⁺ на порядок ниже концентрации фр. 526 К⁺. В то же время при обработке пластовой продукции ачимовских залежей соотношение указанных фракций составляет 1:2, причем оно практически постоянно в интервале давления 8,8-11,8 МПа.

Как видно из данных табл. 9.29, при обработке сырья ачимовских залежей концентрация фр. 526 К⁺ со снижением давления во входном сепараторе плавно уменьшается. Однако даже при значении р_х ~ 8,8 МПа (минимальное давление, обеспечивающее нормальную работу установки НТС при работе с ТДА) концентрация фр. 526 К* выше 1 % (масс.). При таком режиме нельзя гарантировать надежность эксплуатации установки.

Данные табл. 9. 28, 9.29 характеризуют состав отсепариро-ванного газа при отсутствии уноса жидкой фазы. Наиболее тяжелым компонентом газа после входного сепаратора С-1 и, следовательно, в жидкой фазе при обработке газов валанжинских и ачимовских залежей были бы фр. 589 К и фр. 651 К соответственно (при отсутствии уноса жидкой фазы из входного сепаратора).

Однако, учитывая, что унос жидкости имеет место, проведены расчеты по определению состава газа при различных значениях уноса.

Влияние уноса жидкой фазы. Данные табл. 9.30 и рис. 9.23 характеризуют влияние уноса на состав жидкой фазы промежуточного сепаратора. Представляет интерес оценка влияния уноса жидкой фазы на повышение концентрации фр. 526 Ю в жидкой фазе с учетом давления во входном сепараторе. Чем ниже давление, тем существеннее влияние уноса на повышение концентрации фр. 526 Ю в жидкой фазе.

К примеру, при увеличении уноса с 20 до 250 мг/м³ при давлении во входном сепараторе р, = 12,8 МПа концентрация фр. 526 Ю в жидкой фазе повышается на 10 %. При давлении вающей промышленности реальность, является подбор взрывчатой смеси и способа ее подрыва. Очевидно, что условия взрывания, детонации или воспламенения в тонких порах существенно отличаются от соответствующих условий в свободном объеме. Решить эту проблему можно только экспериментально. Преодолеть технические трудности, сопровождающие решение проблемы закачки взрывчатой смеси в пласт, по всей видимости, более легко, особенно при производстве объемных взрывов в скважинах,

Однако, несмотря на имеющиеся трудности и нерешенные моменты, реализация и доведение до промышленного использования метода объемного взрыва может оказать революционизирующее воздействие на всю горнодобывающую промышленность. Легко поддающийся автоматизации мртод объемного взрыва позволит уменьшить объемы шпурового бурения, резко ускорить проходку скважин и горных выработок. Серии сравнительно безопасных, с остро направленным разрушительным воздействием объемных взрывов приведут к эффективному разрушению пород при горных работах. Особенно эффективной предлагаемая схема взрыва может оказаться при использовании для улучшения коллекторских свойств пород в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, поскольку проблемы закачки газа или жидкости в скважину и пласт здесь уже решены.

7.6. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА ГАЗА И КОНДЕНСАТА АКУСТИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

7.6.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ АКУСТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

Волновые технологии многофазных систем, базирующиеся на теории нелинейных колебаний многофазных систем, могут найти применение для интенсификации технологических процессов в добыче газа, в том числе для увеличения газо- и конденсатоотдачи, повышения дебита газа и проницаемости пласта, разрушения и выноса песчаных пробок и жидкости с забоя скважин (интенсификации газлифта). Выше (гл, 4, 5) было показано, что при работе газовых и газоконденсатных скважин возникают дополнительное сопротивление, связанное с наличием жидкости на забое, и начальное дополнительное фильтрационное сопротивление (НФС) в призабойной зоне пласта.

Для преодоления или снижения НФС могут быть использованы волновые (акустические) воздействия (АВ) на призабойную зону пласта. С помощью циклических вибрационных АВ можно изменить влияние капиллярных процессов, а также упругости пласта на фильтрационные процессы. Возможно также предположить, что АВ будет способствовать извлечению выпавшего конденсата при разработке газоконденсатных месторождений на истощение и, кроме того, реформированию залежей [14]. Таким образом, на газовых и газоконденсатных скважинах НФС может быть преодолено с помощью акустического (вибрационного) почдейстния на причя-бойную зону пласта. Одновременно АВ на забой позволяет удалять жидкостные и песчаные пробки с забоя скважин.

В связи с этим возникновение естественных акустико-гид-родинамических колебаний на забое при режимах Q > О_кр при соответствующей мощности АК должно способствовать снижению НФС. При распространении акустических волн по насыщенным пористым средам фазовая скорость существенно превосходит скорость волн фильтрации, возникающих при циклических воздействиях.

Интерес такого рода к быстропротекающим волновым процессам возник исходя из практических задач повышения нефтегазодобычи. В то же время экспериментальные исследования акустических и виброударных воздействий на пласты носят противоречивый характер. В некоторых случаях с их помощью удается добиться существенного увеличения притока жидкостей либо повышения приемистости нагнетательных скважин. В других случаях эффект акустических и вибрационных воздействий отсутствует. Это объясняется тем, что пока не выяснены механизмы разнообразных явлений, сопровождающих распространение волн по насыщенным средам. Поэтому подбор параметров воздействий (частот, амплитуд и др.) осуществляется экспериментальным путем.

В данном случае процесс распространения волн сопровождается нелинейными резонансными эффектами, характерными именно для насыщенных сред.

Для исследования математических моделей разрабатываются специальные математические методы, пригодные для исследования нелинейных волновых эффектов в резонансных условиях. С их помощью удалось теоретически установить некоторые фундаментальные эффекты, имеющие прикладное

Рис. 9.23. Влияние уноса жидкости на концентрацию фр. 526 К⁺ в жидкой фазе

р_х = 10,8 МПа этот прирост составляет более 40 %, а при 8,8 МПа - почти 80 %. Аналогичное положение имеет место и при других значениях уноса жидкой фазы.

Такое влияние давления объясняется тем, что со снижением входного давления увеличивается степень конденсации тяжелых компонентов во входном сепараторе и, как следствие, уменьшается количество образовавшейся жидкой фазы при охлаждении газа в теплообменнике Т-1. В этих условиях более заметным становится влияние уноса на концентрацию фр. 526 К\ так как увеличивается ее доля в общем объеме жидкой фазы.

Отсюда можно сделать вывод о том, что особенно серьезные требования должны предъявляться к входным сепараторам при пониженных давлениях. Снижение уноса - один из основных путей обеспечения эффективной работы установки НТС при наличии в сырье парафинов.

Теплообменник Т-2. Определена также концентрация тяжелых фракций (513 Ю и 526 К⁺) в жидкой фазе, образовавшейся при охлаждении газа в теплообменнике Т-2. Газ в этом аппарате охлаждается до температуры -10 ^вС, что соответствует температуре затвердевания чистого углеводорода С^Н^. Температура кипения С^Нзб равна 216 °С, или 489 К⁺. В связи с этим в качестве ключевой рассматривается концентрация фр. 489 К* в жидкой фазе на выходе из теплообменника Т-2. Такой подход дает значительный резерв надежности. Результаты расчета приведены в табл. 9.32.

Результаты расчетов показывают, что концентрация фр. 489 К⁺ в жидкой фазе незначительна и составляет менее 0,3 %. Вероятно, при таком содержании фр. 489 К* в жидкой фазе нет опасности отложения парафинов на поверхности труб теплообменника.

Однако опыт эксплуатации УКПГ Карачаганакского ГКМ показывает, что в теплообменнике второй ступени (аналоге

Состав жидкости, образовавшейся при охлаждении газа в теплообменнике Т-2, % (масс.)

Т-2) наблюдалось отложение парафинов. Причем даже в меж-трубном пространстве, т.е. по линии отсепарированного газа. Это могло случиться только из-за большего уноса жидкой фазы из предыдущих сепараторов, в том числе залпового уноса. Такой факт еще раз показывает значимость высокой эффективности работы входного сепаратора установки НТС.

Следует отметить, что теплообменник Т-1 выполняет защитные функции относительно Т-2. Учитывая уязвимость этого аппарата, при проектировании новых установок необходимо отказаться от установления равнозначной поверхности для ап* паратов Т-1 и Т-2, как это имеет место на Уренгойском ГКМ. Необходимо установить рекуперативный теплообменник второй ступени с более развитой поверхностью.

Концентрация фракций, имеющих температуру плавления ниже минус 10 “С (выкипающих при температуре выше 216 *С), составляла 0,114),22 % (масс.). В жидкой фазе углеводороды С,₆₊ практически отсутствовали. В этих условиях не замечено отложения парафинов на поверхности теплообменника Т-1 (при обработке пластовой продукции Уренгойского ГКМ).

значение, что впоследствии было подтверждено экспериментально на лабораторных моделях.

Исследования динамических процессов в пористых насыщенных средах сводились к решению модельной задачи определения односторонне направленного движения вязкой жидкости по узкому каналу или трубке, стенки которой подвержены деформации в виде бегущих волн с малой по сравнению с диаметром трубки амплитудой. Было установлено, что для весьма узких каналов и волн, частоты которых существенно ниже ультразвуковых, возможно возникновение чрезвычайно мощных односторонне направленных течений, Так, например, если фазовая скорость распространения волны по стенкам трубки совпадает со скоростью распространения продольных волн в насыщенных пористых средах (-3000 м/с), а амилитуда составляет лишь 10⁴Д где D — диаметр трубки, имеющий порядок диаметра пор в пористых средах (~10мкм), то скорость дополнительного течения составляет -0,5 • 10² м/с, что на несколько порядков превышает скорость фильтрации под действием постоянного перепада давлений.

Как показали исследования, причиной возникновения течения в жидкости являются внутренние волны скорости и давления, имеющие между собой такой фазовый сдвиг (зависящий от расстояния до деформирующейся стенки), что нелинейные члены уравнений, описывающих течение жидкости, приобретают ненулевое среднее значение, обусловливающее возникновение односторонне направленного течения со скоростью, существенно превосходящей скорость невозмущенного течения при отсутствии волн. Важная особенность установленных форм движения заключается в том, что амплитуда внутренней волны скорости в жидкости, возбужденной волнами, распространяющимися по стенкам, не затухает при удалении от стенки, как это имеет место в случае акустических течений, известных в акустике, а наоборот, нарастает, достигая максимума на оси течения.

Таким образом, полученный результат значительно расширяет представления о возможных скоростях дополнительных односторонне направленных течений, индуцированных в порах пористой среды благодаря распространению волн. Скорость дополнительного течения существенно зависит от амплитуды перемещения стенки трубки,

Для оценки величины амплитуды перемещения стенок пор решались модельные задачи распространения волны по пористой среде в призабойной зоне. Установлено, что амплитуда 458 перемещений волны является сложной немонотонной функцией, зависящей от геометрических параметров скважины, перфорации, частоты и амплитуды возбуждения, а также механических характеристик породы в призабойной зоне. Так, например, зависимость амплитуды волны в фиксированной точке призабойной зоны от частоты имеет резонансный характер с ярко выраженными максимумами и минимумами. Подбор частот для возбуждения волн максимальной амплитуды с минимальными энергозатратами должен осуществляться с учетом параметров пласта, длины перфорационных каналов и физико-механических свойств конкретного пласта.

Волновая технология может быть использована также в тех случаях, когда нефть, газ, конденсат и вода в порах образуют четочные структуры высокой дисперсности, что, в частности, приводит к образованию НФС. При этом определяющее влияние на движение газа и жидкостей по порам оказывают капиллярные силы. Исследование нелинейных колебаний системы из большого числа четок в трубке показало, что в жидкости возникает сила нелинейной природы, обусловленная периодической деформацией менисков на границах раздела нефть—вода, газ — конденсат или газ —вода, которая способствует односторонне направленному протеканию флюида. И в данном случае выбор частоты воздействия оказывается решающим фактором, так как направление движения системы газ —вода или газ — конденсат зависит от частоты и амплитуды внешних воздействий. При одних частотах и амплитудах возможно торможение потока, при других — ускорение, причем значение силы может существенно превосходить равновесное статическое значение капиллярных сил.

Для успешного применения волновой технологии в процессах добычи газа необходимы тщательный предварительный анализ всех факторов и проведение расчетов с целью установления параметров внешних воздействий, обеспечивающих оптимальный эффект.

Значительное количество газа и нефти на поздней стадии разработки находится в виде целиков, поэтому проблема вовлечения целиков в процесс движения в пласте имеет особую актуальность [16]. В работах [17,18] излагается феноменологический подход к описанию движения целиков нефти и газа при многокомпонентной фильтрации жидкости. Он основан на явлении образования гидродинамически самостоятельных элементов вытесняемой фазы (целиков). Влияние

9.9. ОБРАБОТКА ПАРАФИНОСОДЕРЖАЩЕГО СЫРЬЯ С РЕЦИРКУЛЯЦИЕЙ КОНДЕНСАТА КОНЦЕВОЙ СТУПЕНИ СЕПАРАЦИИ

На рис. 9.24 приведена принципиальная технологическая схема установки обработки парафиносодержащих газоконденсатных смесей, где в качестве растворителя парафинов используется внутренний продукт установки.

Для реализации указанного способа на существующих установках НТС достаточно в их схему включить циркуляционный насос Н-1. Этим насосом часть конденсата концевой ступени сепарации - так называемая ЛГКС подается в поток газа перед рекуперативным теплообменником Т-1.

Расход ЛГКС определяется с учетом состава исходного газа, эффективности работы входного сепаратора, давления и температуры в системе и т.д. Влияние этих факторов на состав

Рис. 9.25. Влияние удельного расхода ЛГКС на концентрацию тяжелых фракций в жидкой фазе:

1 - фр. 526 К ; 2 - фр. 560 К*

жидкой фазы, образовавшейся при охлаждении сырья, рассмотрено в разд. 9.8.

Предотвращение отложения парафинов на поверхности теплообменного оборудования позволяет поддерживать высокое значение коэффициента теплопередачи и, как следствие, обеспечить проектный режим эксплуатации установки, стабильное производство ПБФ и газового конденсата.

Для оценки эффективности предложенного способа по сравнению с базовым, например схемой установки НТС Уренгойского ГКМ, проведены теоретические исследования с ис-пользованием в качестве сырья газоконденсатной смеси ачимовских залежей. На основе расчетов было определено влияние удельного расхода ЛГКС на концентрацию тяжелых фракций в жидкой фазе, образовавшейся в теплообменнике Т-1 (рис. 9.25). При получении этих данных давление во входном сепараторе принято 11 МПа, а температура 25 °С. Режим концевой ступени сепарации: р = 7,0 МПа, t = -30 °С.

При работе установки по проектной схеме массовая концентрация фр. 526 К⁺ в жидкой фазе составляет 3,8 %. Это примерно в 4 раза больше, чем при обработке сырья валанжин-ских залежей в первый год разработки ГКМ. В этих условиях не гарантируется эффективность работы установки.

При подаче ЛГКС в количестве 35 кг/1000 м³ (работа установки по предлагаемой технологии) концентрация фр. 526 К^т в жидкой фазе становится ниже 1 %. Для обеспечения такого расхода ЛГКС потребуется около 45 % конденсата низкотемпературной ступени подавать насосом Н-1 в поток газа перед теплообменником Т-1. Состав и количество основных потоков установки при работе по схеме, приведенной на рис. 9.24, указаны в табл. 9.33.

Сравнительные показатели установки при работе по проектной и рекомендуемой схемам сведены в табл. 9.34.

вибрации на подвижность целика остаточной нефти рассмотрено в работе [15]. Этот подход, по нашему мнению, может быть распространен на газовые и газоконденсатные заложи с НФС.

Согласно этому описанию движущее целик нефти и газа давление или т.н. пусковая депрессия Ар_н определяется соотношением

АР_я = ЛР* “ Pia “ Gl,    (7.17)

где Ар_а — разность давлений по длине целика в окружающей водонасыщенной зоне пласта; р_п — капиллярный гистерезис давления; 1 — длина целика нефти (газа); G — начальный градиент для фильтрации нефти (газа и конденсата).

Условие неподвижности целика есть Др_я < 0. Если в результате процесса воздействия на пласт удается увеличить значение Ар„ так, чтобы оно стало больше нуля, то это и будет означать вовлечение целика в разработку.

Результаты лабораторных экспериментальных исследований [19] показывают, что целики могут начать двигаться при вибровоздействии с частотой в диапазоне 15..,120 Гц и амплитудой смещения 0,5 • 10³ м.

Существующий подход к проблеме коалесценции капель нефти и конденсата при вибровоздействии на основе класте-рообразования [20] не позволяет адекватно описать экспериментально наблюдаемое движение гидродинамически самосто' ятельных элементов жидкости при вибрационном воздействии. В работе [15] рассмотрены на базе исследований [17, 18] условия, при которых вибрационное воздействие вызывает страгивание целика с места и дальнейшее вовлечение его в движение фаз в норовом пространстве.

При вибрационном воздействии к сумме давлений, действующих на целик, добавляется давление волны р^.

^ЛР_Н = ЛР_В ~ Рп ⁺ Ра к ~ ^Gl¦    (^?-¹⁸)

В фазе сжатия вибрационное давление увеличивает Лр„. Если в соответствии с формулой (8.18) Ар_в > 0, то происходит страгивание целика с места за счет вибрации. В фазе разрежения гидродинамическое давление (значительное по величине) может продолжить его движение под действием сил инерции. В дальнейшем вибрационное давление вновь помогает движению целика и т. д.

Можно рассматривать целик в приближении как сосредоточенное абсолютно жесткое твердое тело и с позиций распределенного элемента сплошной среды [21].

В приближении целика как абсолютно жесткого твердого тела при его страгивании вибрационное воздействие сообщает ему импульс

А(р_нУи) = FAt,    (7.19)

где р_н — плотность нефти в целике; V — объем целика; и — его скорость; F — действующая сила; At — время действия силы.

Для приведения целика в движение необходимо, чтобы сила вибрационного воздействия была значительна и за время At, равное половине периода упругой волны Т, целик успел прийти в движение. Сила, действующая на целик при вибрации,

F =    =    р_н|.

где М„ — приведенная масса, которая считается равной массе целика; — ускорение тела при вибрации, которое можно записать через амплитуду смещения ?, в виде [20]

I = w²^.

В этом случае импульс, сообщенный целику волной, раирн FAt = 0, 57p_HVW²^ - 0, 5р_пУЩ.    (7.20)

Таким образом, прибавка к скорости целика А и составляет по порядку величины

Ди = 0, 5W^,

т.е. до 50 % амплитуды колебательной скорости.

Более строгий подход к описанию движения целика при таком рассмотрении должен быть основан на построении реологической модели и решении реологических уравнений движения. Такого рода подходы для элементов горной породы изложены, например, в [22].

Не используя указанное предположение относительно целика как сосредоточенного абсолютно жесткого твердого тела, можно исходить из оценки величины звукового давления р_йК на целик как элемента сплошной среды.

Оценим порядок р_ЙК, развиваемого плоской гармонической волной интенсивностью I = 10⁴ Вт/см² в пласте и 10² Вт/см² в призабойной зоне пласта (ПЗП) [23], Эти значения интенсивности являются технически реализуемыми при вибрационном воздействии [24].

Характеристика основных потоков установки при работе с рециркуляцией собственной ЛГКС