Увеличение продуктивности скважин


Методы повышения продуктивности скважин и условия их применения

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающего к стволу.

От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин.

В процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Часто в процессе работ по заканчиванию скважины проницаемость пород ухудшается по сравнению с первоначальной, естественной.

В таких случаях необходимо искусственное воздействие на призабойную зону для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЗС делятся на 3 группы:

- Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (известняк - соляная кислота). Пример такого воздействия соляно-кислотная обработка (СКО) пород призабойной зоны скважины.

- Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

- Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а так же при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗС.

Кроме перечисленных, существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и СКО, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на призабойную зону скважины.

Методы воздействия на ПЗС осуществляют бригады ТКРС. Они проводят следующие работы:

- Кислотные обработки скважин.

- Гидравлический разрыв пласта.

- Тепловое воздействие на ПЗС.

- Обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Выбор метода определяется геолого-физической характеристикой пласта и причинами снижения продуктивности скважин.

1. Солянокислотная обработка

Солянокислотная обработка (СКО) нашла наиболее широкое распространение вследствие простоты технологии, наличия благоприятных условий для ее применения и высокой эффективности. Она используется для обработки карбонатных коллекторов и песчаников с карбонатным цементом, очистки призабойной зоны от загрязнений в нагнетательных скважинах, для растворения отложений солей и очистки от глины, цемента и т.д.

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы и карбонатный цемент песчаников и других пород, в результате чего создаются пустоты, «каналы разъедания» в призабойной зоне. При этом образуются хорошо растворимые в воде соли (хлористый кальций и магний), вода и углекислый газ (в виде газа или жидкости). Основные реакции при воздействии соответственно на известняк и доломит следующие:

.

4HCl + CaMg(CO3)2 = CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2h3O.

Солянокислотный раствор представляет собой смесь следующих реагентов и материалов:

- соляной кислоты, выпускаемой промышленностью в трех видах -- синтетическая техническая, техническая и из абгазов органических производств соответственно с концентрацией не менее 31; 27,5 и 24,5 %;

- ингибитора коррозии -- вещества, снижающего коррозионное разрушение оборудования (катапин-А, катапин-К, ката-мин-А, марвелан-К(О), И-l-A, В-2, уротропин технический, формалин) и добавляемого в пределах 0,05--0,8 % от количества кислотного раствора;

- интенсификатора -- ПАВ для повышения эффективности СКО в результате улучшения выноса продуктов реакции и расширения профиля воздействия (катапин-А, катамин-А, марвелан-К(О), ОП-10, ОП-7, 44-11), добавляемого в пределах 0,1-- 0,3 % от количества кислотного раствора;

- стабилизатора для предупреждения выпадания осадков окисных соединений железа, алюминия, геля кремневой кислоты (уксусная кислота, лимонная кислота, плавиковая или фтористоводородная кислота), добавляемого в пределах 0,8-- 2 % от количества кислотного раствора.биля высокой проходимости КрАЗ-255Б.

Перед обработкой в солянокислотный раствор для нейтрализации серной кислоты добавляют также хлористый барий. После реакции в емкости образуется осадок сернокислого бария.

Для обработки терригенных коллекторов и увеличения активности воздействия на силикатные породы и материалы (аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты, кварц) используют смесь 12 %-ного раствора соляной кислоты и 3--5%-ного раствора плавиковой (HF) кислоты и называют ее грязевой кислотой или глинокислотой. Обработка, соответственно, называется глинокислотной.

Рецептуру и вид кислотного раствора выбирают в зависимости от химического состава пород, типа коллектора и температуры. Так, при обработке ангидритов в солянокислотный раствор целесообразно добавлять 6--10 % по массе азотнокислого калия. Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать 10--15%-ными растворами уксусной (СН3СООН) и сульфаминовой (Nh3SO3H) кислот или солянокислотным раствором с присадками хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов солянокислотным раствором осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот в количестве соответственно 3--5 и 2--3% по массе.

Повышенные температуры пластов (более 60 °С) обусловливают высокие скорости реакции кислот с породой и металлом оборудования, требуют более тщательного ингибирования кислоты и применения составов с замедленными сроками нейтрализации. Тип коллектора определяет необходимую проникающую способность кислотного раствора, от которой зависит охват воздействием по простиранию и толщине пластов, проникновение его в мелкие поры и микротрещины. Замедление скорости нейтрализации кислоты и как следствие увеличение глубины обработки пластов достигается применением кислотных эмульсий, пен, добавкой хлористого кальция, органических (уксусной и лимонной) кислот, ингибитора В-2 и др.

В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы -- кислотные эмульсии и пены, загущенные КМЦ кислотные составы.

В пористых малопроницаемых коллекторах и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью предпочтительно применять кислотные растворы с повышенной фильтруе-мостью (проникающей способностью), к которым относят кислотный раствор, обработанный гидрофобизирующим ПАВ для добывающих скважин и гидрофилизирующими ПАВ для нагнетательных скважин, газированные кислоты (с преобладанием жидкой фазы) и кислотные аэрозоли (с преобладанием газовой фазы). В качестве газовой фазы используют азот (снижается коррозионная активность и взрывобезопасность), углекислый газ (повышается растворяющая способность смеси), воздух, углеводородный газ.

По технологии проведения CK.0 различают: а) кислотные ванны (без закачки кислоты в пласт с целью очистки ствола скважины); б) обычные (простые) СК.0 (с закачкой кислоты в пласт); в) СК.0 под давлением (с интенсивной закачкой кислоты в пласт, обычно, при использовании пакера); г) поинтер-вальные (ступенчатые) обработки (с регулированием места входа, кислоты в пласт).

Можно выделить также: а) пенокислотные обработки (с использованием аэрированного солянокислотного раствора в виде пены при средней степени аэрации в нормальных условиях 15-- 25); б) газокислотные обработки (азот от АГУ 6000-500/200 или природный газ из соседних газовых скважин); в) серийные обработки (многократные с интервалом 5--10 сут); г) кисло-тоструйные обработки (через гидромониторные насадки).

Кислотные ванны применяют в скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении. Кислотный раствор вводят методом промывки (прокачки). Применяется раствор повышенной концентрации (15--20%). Время выдержки составляет 16--24 ч.

Простые кислотные обработки наиболее распространены. Сначала на скважине осуществляют обычные подготовительные операции: промывку забойных пробок, удаление парафинистых и смолистых отложений тепловой обработкой или промывкой растворителями (керосином, газоконденсатом, пропан-бутано-выми или бутилбензольными фракциями, «бензиновой головкой» по ТУ 352-53, бензолом).

Кислотный раствор закачивают в НКТ одним насосным агрегатом при давлении до 6--8 МПа и открытом затрубном пространстве. В момент подхода кислотного раствора к башмаку НКТ затрубное пространство перекрывают и без остановки продолжают закачку кислотного раствора в пласт и продавочной жидкости. Принимают 0,4--1,5 м3 8-- 15 %-ного раствора соляной кислоты из расчета на 1 м эффективной толщины пласта. При повторных (серийных) обработках объем раствора увеличивают на 20--50 %.

После задавки кислоты в пласт немедленно приступают к освоению скважины, чтобы предотвратить возможные выпадения осадков, поскольку кислота нейтрализуется быстро (до 1--2 ч).

Для задавки активного солянокислотного раствора в пласт создают давление на устье до 20-30 МПа закачкой несколькими насосными агрегатами. Как и при ГРП, устанавливают пакер с якорем.

Регулирование места ввода кислоты в пласт можно обеспечить применением одного или двух пакеров, созданием на забое столба тяжелой или высоковязкой жидкости, закачкой в пласт вязкопластичных или вязкоупругих жидкостей, заполнением трещин водо- или нефтерастворимыми зернистыми материалами (гранулированными магнием, полимером, высоко-окисленным битумом, рубраксом).

Если в призабойной зоне наблюдается отложение парафинистых и афальтосмолистых веществ, то целесообразно проводить термохимическую или термокислотную обработку.

Под термохимической обработкой (ТХО) понимают процесс воздействия на породы призабойной зоны пласта горячей соляной кислотой, причем нагревается она на глубине за счет теплоты экзотермической реакции между прокачиваемым раствором кислоты и реагентным материалом (обычно магнием). Если термохимическая обработка сопровождается кислотной обработкой, то такую комбинированную обработку называют термокислотной (ТКО).

Термокислотная обработка. Призабойная зона скважины обрабатывается горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор соляной кислоты.

По технологическим схемам осуществления можно выделить внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО), внутрипластовую термохимическую обработку (ВПТХО) и комплексную внутрипластовую кислотную обработку обводняющейся скважины (КВПКО).

Внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО) можно проводить с помощью термонаконечника, через который прокачивается солянокислотный раствор. Предварительно в термонаконечник загружают 40--100 кг стержневого (пруткового), стружкового или крупнозернистого (размер зерен 10--12 мм) магния и спускают его на НКТ в скважину.

Внутрипластовая термохимическая обработка заключается в заполнении трещин гидроразрыва смесью песка и гранулированного магния и последующем экзотермическом растворении магния солянокислотный раствором (рис. 5.11). Эффективность ВПТХО обеспечивается комплексным действием четырех факторов: механического (разрыв или раскрытие трещин пласта и увеличение проницаемости трещин после растворения магния из смеси с песком); теплового (расплавление органических отложений); термокислотного (воздействие на освобожденные от органических отложений породы нагретым кислотным раствором внутри пласта) и гидрогазодинамического (регулирование массообменных процессов и улучшение освоения скважины и очистки призабойной зоны от загрязняющих продуктов выделяющимся газообразным водородом). Для более эффективного обогрева ближайшей окрестности скважины рекомендуется сразу после окончания продавки кислотного раствора отобрать из скважины 30--40 % объема закачанного кислотного раствора, а через 0,5 ч -- оставшуюся часть закачанной жидкости и пустить скважину в работу. Для этого целесообразно продавку осуществлять закачкой газа. Количество магния должно составлять 20 % от общей массы магния и песка, что обеспечит 4-- 6-кратное увеличение проницаемости трещины.

Установка УНЦ 1-160Х 500К (Азинмаш-ЗОА) смонтирована на шасси автомобиля и включает гуммированную мягкой резиной с подслоем полуэбонита цистерну вместимостью 6 м3, гуммированный баллон для химреагентов вместимостью 0,2 м3, плунжерный насос и на двухосном прицепе дополнительную цистерну вместимостью 6 м3. Насос обеспечивает подачу кислотного раствора от 1,03 до 12,2 л/с при давлении 7,6--33,3 МПа. Для смешивания кислоты с газом (воздухом) используется аэратор или эжектор, а газ подается от компрессорной установки или АГУ 6000-500/200. Реакционные наконечники изготавливают из перфорированных труб диаметром 100 и 75 мм.(Сучков Б.М. Повышение производительности малодебитых скважин.).

2. Поинтервальная или ступенчатая солянокислотная обработка

При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала всегда положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т.е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора соляной кислоты по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала.

3. Гидроразрыв пласта

Сущность ГРП заключается в создании новых или расширении существующих трещин в пласте путем закачки в скважину жидкости под высоким давлением и последующем закреплении их расклинивающим высокопроницаемым материалом (песком).

Технология ГРП включает следующие операции: промывку скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на 1,5-кратное рабочее давление устья и наземного оборудования. Определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконоси-теля и продавочной жидкости (собственно гидроразрыв); демонтаж оборудования и пуск скважины в работу.

Гидроразрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 70--100 МПа и часто превышающих допустимые для обсадных колонн.

Рабочие жидкости при ГРП используют на углеводородной или водной основе. Они должны не снижать фильтрационные характеристики пласта, не вызывать набухание глинистого цемента пород, не образовывать осадки с флюидами и в то же время быть легкодоступными и дешевыми.

В настоящее время в основном (около 90 % операций ГРП) используют жидкости на водной основе (вода, растворы полимеров, кислотные растворы, мицел; лярные растворы). Увеличенными расходами таких жидкостей обеспечивается разрыв пласта и компенсируется их недостаточная песконесущая способность. Загущение воды достигается добавкой ПАА (полиакриламид), ССБ (сульфит-спиртовая барда), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза). Для предупреждения набухания глин (стабилизации глин) в воду добавляют ПАВ, органические полимеры, хлористый аммоний и др. В качестве продавочной жидкости обычно используется техническая вода, а иногда нефть.

Теоретические соображения позволяют считать, что при закачке фильтрующейся жидкости более вероятно образование горизонтальной трещины, а при закачке нефильтрующейся -- вертикальной. Если в пласте уже имеются трещины, то независимо от фильтруемости жидкости происходит их раскрытие или расширение.

О происшедшем разрыве пород можно судить по резкому уменьшению устьевого давления закачки во времени при постоянном расходе жидкости (образование новых трещин) или по увеличению расхода жидкости разрыва непропорционально росту давления (раскрытие имеющихся трещин).

Расклинивающим материалом (наполнителем трещин) обычно служит кварцевый песок с диаметрами частиц 0,5--1,2 мм. Гранулированный расклинивающий агент должен обладать высокой прочностью на смятие и не вдавливаться быть в основном естественные вертикальные или близкие к ним наклонные трещины.

Для проведения ГРП глубокозалегающих крепких пород с высокой температурой предложено применять стеклянные и пластмассовые шарики, зерна корунда и агломерированного боксита, молотую скорлупу грецкого ореха и др.

По технологическим схемам проведения - различают однократный, направленный (поинтервальный) и многократный ГРП. При однократном гидроразрыве под давлением закачиваемой жидкости оказываются все вскрытые перфорацией пласты одновременно. При направленном -- лишь выбранный пласт или пропласток (интервал), имеющий, например, заниженную продуктивность, а при многократном ГРП осуществляется воздействие последовательно на каждый в отдельности пласт или пропласток.

Проектирование технологии ГРП в основном сводится к следующему. Применительно к конкретным условиям выбирают технологическую схему процесса, рабочие жидкости и расклинивающий агент. При однократном ГРП, исходя из опыта, принимают 5--10 т песка. При массированной закачке его количество увеличивают до нескольких десятков тонн. Концентрацию песка в носителе устанавливают в зависимости от ее удерживающей способности. При использовании воды она составляет 40--50 кг/м3. Тогда по количеству и концентрации песка рассчитывают количество жидкости-песконосителя. На основании опытных данных используют обычно 5--10 м3 жидкости-разрыва. Объем продавочной жидкости равен объему обсадной колонны и труб, по которым проводится закачка в пласт жидкости-песконосителя.

В результате проведения ГРП продуктивность скважины может увеличиваться в 2--3 раза.

Гидропескоструйная перфорация скважин -- применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

4. Щелевая разгрузка прискважинной зоны пласта

После бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости. Для устранения этих негативных явлений вторичное вскрытие продуктивного пласта производят при помощи гидропескоструйной перфорации путем перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта.

При этом по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая с диаметр скважины, длиной - 700-1000 мм. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, чем обеспечивается улучшение ее коллекторских свойств.

Для обработки скважин используют оборудование аналогичное используемому при ГРП. Производительность может быть 4 - 5 скважин в месяц при вскрытии продуктивного пласта эффективной мощностью 8-10 метров.

Технология обеспечивает:

- Увеличение коэффициента проницаемости горной породы за счёт изменения величины и направления касательных напряжений в прискважинной зоне и полного снятия скин-эффект, образованного за счёт характера вскрытия пласта;

- Увеличение коэффициента гидродинамического совершенства скважины a за счет создания горных выработок в прискважинной зоне;

- Среднее увеличение производительности скважин на 375 % (по данным выборки из 200 скважин);

- Продолжительность эффекта от щелевой разгрузки пласта не менее 2-3 лет.

Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений. Когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.

5. Тепловая обработка призабойной части пласта

Тепловая обработка или термообработка (ТО) заключается в прогреве призабойной зоны пласта и ствола скважины с целью расплавления и удаления парафиносмолистых отложений.

Выпадение парафина и отложение асфальтосмолистых веществ в призабойной зоне происходят при добыче нефтей с высоким содержанием этих компонентов (более 3--5%) в условиях близости пластовой температуры и температуры насыщения (кристаллизации) парафина и охлаждения призабойной зоны ниже этой температуры. Охлаждение ее возможно при вскрытии пласта бурением, притоке газированной нефти или закачке воды (газа) в процессе работы скважин, при проведении интенсифицирующих и ремонтных работ, связанных с закачкой больших объемов холодных жидкостей. Приток газированной нефти, сопровождающийся снижением во времени дебита скважины вследствие парафиносмолистых отложений, вызывает необходимость стационарного подогрева или периодического циклического повторения обработок.

Продолжительность циклов может быть установлена из условия минимума расходов, связанных с потерей в добыче нефти и осуществлением обработок (обычно 3--7 мес). Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти.

Теплота может быть внесена двумя способами: теплопередачей в пласт по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теплоты (электронагревателя), расположенного в скважине (способом кондуктивного прогрева стационарно или периодически); конвективным тепломассопереносом за счет нагнетания в скважину и пласт теплоносителей (насыщенного или перегретого водяного пара, горячей воды, нефти и т.п.).

Для стационарного кондуктивного прогрева (стационарной электротепловой обработки) в скважине в интервале пласта совместно с подземным оборудованием устанавливают электронагреватель, работающий непрерывно или по заданному режиму в процессе отбора нефти.

Для периодического кондуктивного прогрева (периодической электротепловой обработки) эксплуатацию скважины прекращают, извлекают подземное оборудование (НКТ, насос и др.) и на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают скважинный электронагреватель, затем пласт прогревают в течение 3--7 сут., поднимают электронагреватель, спускают скважинное оборудование и возобновляют эксплуатацию скважины. Опытные данные показывают, что через 3--7 сут. непрерывного прогрева температура на забое стабилизируется. По стволу скважины нагретая зона распространяется на 20--50 м вверх и 10--20 м вниз от источника нагрева. Вследствие малой теплопроводности пород удается прогреть пласт выше температуры плавления парафина и асфальтосмолистых отложений на небольшую глубину (до 1 м). Забойная температура снижается после отключения нагревателя со скоростью 3--5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу следует без промедления.

Для электропрогрева используют установку 1УЭС-1500, смонтированную на шасси автомобиля и одноосном прицепе. Максимальная глубина спуска электронагревателя составляет 1500 м. Электронагреватель представляет собой трубчатую электрическую печь сопротивления (ТЭН) с максимальной мощностью 25 кВт и наружным диаметром 112 мм, работает от промысловой электросети (380 В).

Сущность метода обработки теплоносителем заключается в закачке в пласт нагретого теплоносителя, расплавляющего или растворяющего смолопарафиновые отложения в призабойной зоне с последующим своевременным (до остывания) и достаточно полным извлечением его из пласта. Предпочтительней применение углеводородных жидкостей по сравнению с водой, несмотря на их меньшую теплоемкость, так как они совмещают функции теплоносителя и растворителя и нё вызывают отрицательных побочных явлений (набухание глин, разрушение скелета пород, снижение нефтепроницаемости).

На практике широко применяется циклическая паротепловая обработка при глубине скважин до 1500 м. Для прогрева пласта вокруг скважины радиусом 30 м требуется закачать до 1000--3000 т насыщенного водяного пара. Такое количество пара можно закачать с помощью громоздких передвижных парогенераторных установок типа УПГ, используемых с целью повышения нефтеотдачи. Поэтому для тепловой обработки призабойной зоны используются передвижные паровые установки типа ППУА-1200/100, смонтированные на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ и используемые для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линий. Производительность таких установок 1200 кг/ч пара при рабочем давлении до 10 МПа и температуре до 310 °С.

Вместимость цистерны для воды составляет 4,2 м3. Можно также осуществлять закачку жидкости в пласт и нагревать ее скважинным электронагревателем. Для нагрева и нагнетания нефти в скважины и для депарафинизации трубопроводов используется агрегат 1АДП-4-150 (или 2АДП-12/150 VI), который обеспечивает подачу 8,2 (12,0) м3/ч при температуре 150 °С и давлении 20 (16) МПа.

Тепловое воздействие - один из наиболее эффективных методов воздействия на пласт для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. Тепловая обработка призабойной зоны скважины целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов. Повышение продуктивности скважин при тепловом воздействии определяется следующими явлениями: растворением отложившихся на стенках поровых каналов парафинов и асфальтено-смолистых веществ, изменением реологических свойств нефти, возникновением термических напряжений и микроразрушением горных пород.

Заключение

призабойный скважина пласт солянокислотный

Согласно обобщенным данным при применении методов увеличения нефтеотдачи, КИН составляет 30-70%, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии). В среднем не выше 20-25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) - 25-35%. Использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН. А повышение КИН, например, лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. тонн в год.

Таким образом, мировой опыт свидетельствует, что востребованность МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен.

Размещено на Allbest.ru

...

revolution.allbest.ru

68 Методы увеличения производительности скважин.

В нефтяных и газовых скважинах с течением времени снижается дебит и производительность скважин . Это естественный процесс, так как происходит постепенное понижение пластового давления, уменьшается энергия пласта, необходимая для подъема жидкости и газа на поверхность . Производительность скважин уменьшается также в результате ухудшения проницаемости пород, продуктивного пласта из за закупорки его пор в призабойной зоне смолистыми , парафинистыми отложениями, механическими частицами выноса пласта.  Для стабилизации уровня добычи нефти и газа применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта , позволяющие повышать нефтеотдачу пластов и не снижать производительность скважин. Методы повышения производительности скважин при воздействии на призабойную зону пласта разделяются на

- химические,

- механические,

- тепловые

- комплексные.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому _ солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработке скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяют стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота.

Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, внтенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта.

В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто-смолистых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества..

Термокислотная обработка - процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью.

Дебиты скважин после гидроразрыва пласта (ГРП) часто увеличиваются в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продав-ливания песка в трещины.

Обычно при ГРП в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.

Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: 1) углеводородные жидкости и 2) водные растворы. Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.

Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах. К ним относятся сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтями; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.

Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним относятся вода; водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.

При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

Так как при незначительной вязкости для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатовПесок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям: 1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; 2) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислот-ную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.

Метод гидропескоструйной перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта . При гидропескоструйной перфорации применяют то же наземное оборудование, что и для гидравлического разрыва пласта: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и др.

studfiles.net

23. Увеличение производительности добывающей скважины.

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотитель­ная способность нагнетательных зависят главным образом от про­ницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изме­няться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскры­вают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухуд­шается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязня­ются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к за­купорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами-

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различ­ными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.).

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удале­ния парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон сква­жин можно условно разделить на химические, механические, тепло­вые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин опре­деляется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных поро­дах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещино­ватости.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со сте­нок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначаются для удаления из призабой­ной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Солянокислотная обработка забоев скважин

Солянокислотная обработка забоев скважин основана на способ­ности соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их. В резуль­тате реакции образуются хорошо растворимые в воде хлористый кальций или хлористый магний и углекислый газ. Эти продукты легко удаляются из пласта на поверхность.

Соляная кислота, проникая по трещинам в глубь пласта, реаги­рует с породой и создает сеть расширенных каналов, простира­ющихся на значительное расстояние от ствола скважин. Такая сеть каналов увеличивает фильтрующую способность пласта, что при­водит к повышению продуктивности скважин.

Обрабатывать известняки и доломиты другими кислотами, напри­мер серной кислотой, нельзя, так как при этом в результате реакции образуются не растворимые в воде соли, осаждающиеся на забое скважины и закупоривающие поры.

Эффективность солянокислотных обработок зависит от многих причин: концентрации кислоты, ее количества, давления при обра­ботке, температуры на забое, характера породы и т. п.

Многолетней практикой выработаны определенные нормативы по каждому из этих показателей для различных геологических условий в скважине. Наиболее пригодным для обработок является 8—15%-ный раствор соляной кислоты, в котором на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей чистой соляной кислоты. Применение кислоты с большей концентрацией недопу­стимо, так как при прокачке в скважину концентрированная кис­лота очень быстро вступает в реакцию с металлической арматурой скважины и в короткий срок разрушает ее. Кроме того, концентри­рованная кислота, вступая в реакцию с известняком и доломитом, частично растворяет гипс, который легко выпадает из раствора в оса­док, закупоривая поры пласта. Применение же кислотного раствора слабой концентрации требует нагнетания большого количества ее, что может осложнить обратное извлечение продуктов реакции.

Количество кислоты для обработки скважины выбирают в зави­симости от мощности пласта, намеченного к обработке, химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницае­мость), числа предыдущих обработок. В среднем берут от 0,4 до 1,5 м3 раствора кислоты на 1 л обрабатываемого интервала. Наи­меньшие объемы раствора кислоты в 0,4—0,6 м3 на 1 м мощности пласта применяют для скважин с малопроницаемыми коллекторами и с малыми начальными дебитами. Малый объем кислотного раствора для скважин с такими коллекторами может быть частично компен­сирован применением повышенной концентрации раствора. Для скважин с более высокой проницаемостью пород, со средним пласто­вым давлением для первичной обработки назначают несколько большие объемы кислотного раствора — в пределах 0,8—1,0 м3 на 1 м мощности обрабатываемого интервала. Наконец, для скважин с высокими начальными дебитами, с породами большой проницае­мости принимают объем кислотного раствора 1,0—1,5 м3 на 1 м мощности пласта.

При повторных обработках во всех случаях увеличивают объем кислотного раствора на 20—40% по сравнению с предыдущей обра­боткой.

Для предохранения металлических емкостей, насосов и трубо­проводов от разрушающего действия соляной кислоты к ней доба­вляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозионное действие кислотына металл.

Защитное действие ингибиторов заключается в том, что вслед­ствие адсорбции их молекул и ионов или коллоидальных частиц на катодных участках металла образуется положительно заряженный слой, препятствующий соприкосновению молекул водорода с метал­лом и разряду иона водорода электролита, поэтому растворения железа кислотой не происходит.

Широкое распространение в качестве ингибитора нашел форма­лин, представляющий собой 40%-ный раствор формальдегида в воде. Формалин добавляют в количестве около 6кг на 1м3 раствора соля­ной кислоты.

При перевозке и хранении больших количеств соляной кислоты в металлических емкостях обычно в качестве ингибитора применяют различные униколы — продукты отхода лесохимической промыш­ленности. Кроме формалина и уникода для ингибирования кислот­ного раствора при закачке его в скважины применяются также препараты ДС (детергент советский), представляющие собой соли сульфокислот, получаемые из керосино-газойлевых фракций припереработке нефти. Препарат ДС является не только ингибитором, но и активным замедлителем реакции между породой и кислотой.Добавка реагента ДС снижает скорость реакции кислоты с извест­няком в 2—4 раза, что способствует ее глубокому проникновению в пласт при обработке скважин. Расход реагента ДС для соляно-кислотных обработок составляет 1—1,5% на объем закачиваемого в скважину раствора кислоты.

Продукты взаимодействия кислоты с породой в процессе освоения скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, называемые интенсификаторами.Они представляют собой поверх­ностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, поверхностно-активные вещества облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания для нефти, что способствуетлучшему удалению продуктов реакции из пласта.

В качестве интенсификаторов применяют нейтрализованный чер­ный контакт (НЧК), сульфонол, препараты ДС и другие поверхно­стно-активные вещества.

В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработках скважин могут выпадать из раствора в виде хлепьев и закупоривать поры пласта. Для удер­жания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии приме­няются стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота. В зависимости от содержания в соляной кислоте окислов железа добавка уксусной кислоты должна составлять 0,8— 1,6% объема разведенной соляной кислоты.

Солянокислотный раствор приготовляют или на центральной кислотной базе, или же непосредственно у обрабатываемой сква­жины. Для приготовления раствора необходимо рассчитать, какое количество воды и кислоты требуется смешать, чтобы получить рас­твор заданных концентрации и объема. При таких расчетах за стан­дартную принимается 27%-ная концентрация соляной кислоты в воде).

Процесс солянокислотной обработки забоя скважины заклю­чается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом илисамотеком, если пластовое давление низкое. Порядок проведения работ при этом следующий. Проверяют забой скважины и очищают его от грязи; до обрабатываемого интервала спускают промывочные трубы, в качестве которых применяют обычные насосно-компрессорные трубы. У устья скважины устанавливают необходимое для обработки оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. При закачке раствора кислоты само­теком оборудование не опрессовывают.

Применяют также серийную солянокислотную обработку, заклю­чающуюся в том, что скважину последовательно 3—4 раза обраба­тывают кислотой с интервалом между обработками 5—10 дней. Серийная обработка дает хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые пласты.

Эффект, получаемый от солянокислотной обработки, опреде­ляется разностью в величине коэффициента продуктивности сква­жины до и после обработки, а также суммарным количеством допол­нительной нефти, добытой из скважины после обработки.

Кислотную обработку газовой скважины проводят так же, как и нефтяной. При этом газовый фонтан глушат нагнетанием в сква­жину нефти, воды или глинистого раствора. Наряду с этим приме­няется также метод кислотной обработки под давлением без глу­шения скважины. Тогда после закачки кислоты в скважину ее продавливают в пласт воздухом или газом при помощи компрес­сора.

Обработка скважин грязевой кислотой

Грязевыми кислотами, или глинокислотами, называют смесь со­ляной кислоты НС1 и фтористо-водородной (плавиковой) кислоты Н F.

Грязевую кислоту применяют для увеличения проницаемости призабойных зон скважин, продуктивные горизонты которых сло­жены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины.

Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующей после­довательности. Вначале в скважине против обрабатываемого интер­вала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. При наличии на стенках колонны цементной корки в соляную кислоту добавляют 1—1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Далее в пласт закачивают 10—15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих опе­раций продукты реакции должны быть удалены для расчистки поровых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту — смесь 3—6% -ной плавиковой кислоты с 10—12%-ной соляной кислотой.

В результате действия грязевой кислоты растворяются гли­нистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойства коллоидного раствора; все это способствует очистке порового пространства призабойной зоны скважины.

Грязевую кислоту выдерживают в скважине не менее 12 ч, после чего забой скважины тщательно очищают от продуктов реакции.

Термокислотная обработка скважин

В скважинах, где возможно запарафинивание забоя отлага­ющимся парафином или смолами, кислотная обработка будет более эффективной, если забой скважины предварительно подогреть и темсамым расплавить парафин. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью или вместо обычной обработки делают термокислотную обработку.

Термокислотная обработка заключается в том, что на забой скважины опускают вещество, которое при соприкосновении с соля­ной кислотой вступает в химическую реакцию с ней, сопровождающуюся большим выделением тепла. В качестве таких веществ применяют каустиче­скую соду, магний или какие-либо другие ме­таллы. После опускания этих веществ на забой при­ступают к прокачке кислоты обычными способами.

Особо активным материалом, выделяющим при реакции с кислотой большое количество тепла, яв­ляется металлический магний.Магний может при­меняться в чистом виде или в виде сплавов его с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называются электронами.

Магний и электрон можно применять или в ви­де стружек-отходов, или в виде прутков. Более удобными для термокислотных обработок являютсямагниевые прутки диаметром 2—4 см, длиной до 60 см.

Для загрузки прутков магния применяются специальные реакционные наконечники, которые на насосных трубах опускают в скважину. После проведения всех подготовительных работ в трубы подкачивают нефть при максимальной производительности насосов. Тотчас за нефтью без всякого перерыва в скважину закачивают солянокислотный раствор, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.

После закачки порции кислоты, предназначенной для первой фазы обработки, немедленно закачивают кислотный раствор для заключительной стадии обработки. По завершении закачки всего объема кислотного раствора в скважину прокачивают продавочную жидкость и продавливают кислоту в пласт.

Пенокислотная обработка скважин

Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор ПАВ в соляной кислоте, т.е. смесь кислоты, ПАВ и воздуха. Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислотныхпен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора

Степень аэрации, или объем воздуха в ж3 на 1 м3 кислотного раствора, принимается в пределах 1-5—25.

При пенокислотных обработках обычно применяют следующие ПАВ: сульфонол, ДС-РАС, ОП-10, ОП-7, катапин А, дисольван и др. Оптимальные по замедлению реакции добавки ПАВ к раствору кислоты составляют от 0,1 до 0,5% объема раствора.

Гидравлический разрыв пласта

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образова­нии и расширении в пласте трещин при создании высоких давлении на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверх­ности. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте новые трещины или открывшиеся и рас­ширившиеся имеющиеся, соединяясь с другими, становятся провод­никами нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Радиус трещин может дости­гать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, заполнен­ные крупнозернистым песком, обладают огромной проницаемостью; фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, име­ющей такие трещины, приближаются к нулю, что обусловливаетувеличение производительности скважины после гидроразрыва пласта в несколько раз.

Гидропескоструйная перфорация скважин

Этот метод перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок специального перфоратора и на­правленной в стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта без других нарушений обсадных труб и цементного камня. Жидкость с песком подается к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб насосами, установленными у скважины.

Этот способ вскрытия пласта применяется как в новых скважинах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.

Кроме перфорации, гидропескоструйный метод может применяться для выполнения ряда других работ в скважинах:

  • создания глубоких кольцевых и вертикальных щелей, облегча­ющих образование трещин в заданном интервале пласта при осу­ществлении гидроразрывов, гидрокислотных операций или для создания водоизолирующего экрана в пласте;

  • срезания обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб в скважинах;

  • разрушения металла, цементного стакана и твердых песчано-глинистых пробок в скважине;

  • расширения призабойной зоны в необсаженной части скважины.

Использование ударной волны для воздействия на призабойную зону скважин

Суть этого метода заключается в следующем. Стеклянный вакуумированный баллон (или два баллона) спускают в скважину на проволоке при помощи лебедки для глубинных измерений и уста­навливают в интервале, намеченном для обработки.

Насосным агрегатом создают давление жидкости в скважине, при котором баллон разрушается, вследствие чего жидкость из пласта и колонны стремится заполнить вакуум. В результате боль­шого перепада давления между вакуумом, образовавшимся от раз­рушения баллона, и давлением в пласте получается как бы резкий «хлопок», который способствует очищению призабойной зоны от глинистых частиц. Вслед за этим действует гидродинамический удар всего столба жидкости в колонне. Под действием этих сил создается давление разрыва пласта, превышающее примерно в два раза давле­ние столба жидкости в колонне плюс давление на выкиде агрегата.

Стеклянные вакуумированные баллоны (длиной 600 мм, диамет­ром 92 мм) изготовляют из стандартных труб, сделанных из боро-силикатного стекла. Концы стеклянной трубы перекрывают стек­лянными полусферическими заглушками, приклеивая их эпоксид­ной смолой. В одной заглушке просверливают отверстие, через которое в баллоне создают вакуум 3—5 мм рт. cm- (400—660 н/мг).

При толщине стенки стеклянного баллона 6 мм давление, при котором он разрушается, составляет 35—50 Мн/м2.

Для разрушения стеклянных баллонов в скважину нагнетают жидкость одним или двумя насосными агрегатами 4АН-700. Момент разрушения баллонов хорошо отмечается по падению давления наманометре на 3—4 Мн/м2.

Торпедирование скважин

Процесс торпедирования для улучшения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают про­тив продуктивного пласта. При взрыве торпеды обра­зуются каверна, увеличивающая диаметр скважины, и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиаль­ном направлении.

Взрывные методы воздействия применяют также при освобождении прихваченных бурильных и обсад­ных труб, для разрушения и отбрасывания с забоя бурящихся скважин металлических предметов, кото­рые не удается извлечь, для разрушения плотных пес­чаных пробок, чистки фильтров и т. п.

Обработка поверхностно- активными веществами.

Восстановление проницаемости призабойной зоны до естественного значения путем удаления из нее посторонней воды и твердых тонко- и мелкодисперсных частиц может быть достигнуто обработкой ПАВ. Добавка ПАВ в воду, применяемую при промывке песчаных пробок, глуше­нии скважин и других ремонтных работах, также может предотвра­тить снижение естественной проницаемости призабойной зоны пласта. Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию его в объеме раствора. Благодаря этомупроцессами, происходящими в поверхностных слоях, можно управ­лять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе.

ПАВ представляет собой органическое вещество, получаемое обычно из углеводородов, входящих, например, в состав нефти. Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в том, что благодаря снижению поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти (в поровом пространстве)уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и при меньшей затрате внешней энергии, чем крупные капли. Следовательно, при снижениимежфазового натяжения на границе нефть — вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Некоторые ПАВ, кроме уменьшения поверхностного натяжения,содействуют еще и гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т. е. ухудшают их способность смачиваться водой: при гидрофобизации твердые частицы породы избирательно лучше сма­чиваются нефтью, чем водой. При этом нефть легко расплывается по поверхности поровых каналов, вытесняя оттуда пленочную воду. Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превра­щается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрацион­ным потоком нефти из призабойной зоны в скважину. Таким образом, гидрофобизация стенок поровых каналов пород пласта также спо­собствует повышению водоотдачи и снижению водонасыщенности призабойной зоны. Снижение водонасыщенности приводит к повы­шению нефтепроницаемости призабойной зоны и восстановлению дебита скважины по нефти.

ПАВ влияют на удаление из поровых каналов твердых тонко- и мелкодисперсных частиц.

Технология обработки призабойной зоны скважины поверх­ностно-активными веществами аналогична технологии солянокислотной обработки. В призабойную зону через НКТ передвижным насосным агрегатом закачивают концентриро­ванный раствор ПАВ, вслед за которым закачивают слабоконцентри­рованный раствор в таком количестве, чтобы все поровое простран­ство намечаемой зоны обработки было заполнено активным раство­ром ПАВ. В качестве растворителя обычно берется нефть.

Радиус зоны обработки принимается от 0,5 до 2,0 м в зависимостиот характеристики пород пласта и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 ж3 на 1 it мощности обрабатываемого пласта.

Концентрация рабочего раствора ПАВ принимается: для сульфо-нола 10—20 кг/м3, для других ПАВ — от 40 до 80 кг/м3.

Эксплуатация скважины возобновляется через 2—3 суток после закачки в пласт раствора ПАВ.

Тепловое воздействие на призабойную зону скважин

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяются при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяется фазовое равновесие составляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафина и смол и последние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважины и в подъемных трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта, и продуктивность скважиныснижается.

При прогреве тем или иным способом скважины и призабойной зоны парафин и смолистые вещества расплавляются и при возобно­влении эксплуатации скважины выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Скважины, снизившие свой дебит из-за отложений в призабойной зоне парафино-смолистых веществ, обычно восстанавливают его после тепловой обработки.

Призабойную зону прогревают горячей нефтью, нефтепродук­тами и водой, паром, при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, а также путем термохимического способа обра­ботки скважин.

Закачкавскважинугорячейнефтии неф­тепродуктов

Обычно для прогрева запарафиненных подъем­ных труб и призабойной зоны скважины применяют сырую нефть,конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо. Для успешной обработки достаточно иметь 15—30 м3 этих продуктов. Жидкость нагревают до 90—95° С при помощи паровой передвижной установки или спускают в мерник с жидкостью электронагреватель. Нагретый продукт закачивают насосом в скважину.

Применяют два варианта закачки: 1) создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте глубинный насос доспускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса непрекращается. Горячий нефтепродукт вытесняет холодную жидкость в затрубном пространстве и доходит до приема насоса. По пути онрасплавляет парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, и, проникая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафино-смолистые отложения в непосредственной близости от стенок скважины.

Второй вариант закачки горячего нефтепродукта в скважину осуществляется по следующей схеме. Из скважины извлекают под­земное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячий нефтепродукт или нефть закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на поверхность, в скважину спускают глубинный насос и пускают ее в эксплуатацию. Горячий продукт растворяет парафино-смолистые отложения в призабойной зоне и приоткачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Из сравнения этих двух вариантов закачки горячего нефтепро­дукта в скважину следует, что первый вариант более прост по своемуосуществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и выкидной линии; призабойная зона скважины практически не прогревается.

Закачка горячего нефтепродукта в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого ва­рианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера.

Прогревпризабойнойзоныгорячейводой. Во многих нефтедобывающих районах для прогрева призабойной зоны скважин используют в качестве теплоносителя пластовую воду.Воду нагревают до 90—95° С, добавляют в нее определенное количе­ство поверхностно-активного вещества (0,5—0,1% объема воды) и закачивают в пласт. Технология закачки воды аналогична закачке горячих нефтепродуктов.

Паротепловаяобработкапризабойной зоныскважин.При этом способе обработки призабойнойзоны теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагне­тают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После некоторого промежутка времени эксплуатацию скважины возоб­новляют.

Электротепловаяобработкапри-забойныхзон.Этот способ прогревания при-забойных зон скважин осуществляется при помощи глубинных электронагревателей, спускаемых в сква­жину на кабель-тросе.

При достижении электронагревателем заданной глубины ка­бель-трос на устье скважины закрепляют устьевым зажимом, сматы­вают остаток его с лебедки и присоединяют конец к автотрансформа­тору. Включают рубильник на блоке управления станка-качалки и автомат на пульте управления. С этого момента начинается прогрев призабойной зоны.

Радиус прогрева пласта выбирают, исходя из возможного рас­стояния, в пределах которого происходит интенсивное образованиепарафино-смолистых отложений. Ориентировочно это расстояние принимают равным от 0,3 до 1,5 м. Расчетным путем определяют время прогрева. Обычно прогрев производится в течение 3—7 суток.

После прогрева электронагреватель извлекают из скважины, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию.

studfiles.net

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Увеличение продуктивности скважины после гидравлического разрыва пласта непосредственно зависит РѕС‚ проводимости созданной трещины РїРѕ сравнению СЃ проводимостью самого коллектора Рё простирания ее относительно скважины. РЎ распространением трещины увеличивается дренажная площадь ее, через которую поступает пластовая жидкость. Увеличение проводимости трещины является результатом снижения сопротивления потоку через нее, позволяющего увеличить приток жидкости Р·Р° счет пластовой энергии.  [2]

Увеличение продуктивности скважин Рё работа всего перфорированного интервала пласта отодвигает необходимость проведения капитального ремонта скважин, РїСЂРё котором также РїСЂРѕРёСЃС…РѕРґРёС‚ загрязнение окружающей среды.  [3]

Такое увеличение продуктивности скважин получено РІ результате увеличения охвата пласта вытеснением Р·Р° счет подключения ранее РЅРµ работавших пропластков.  [4]

Для восстановления Рё увеличения продуктивности скважин РЅР° месторождениях РўРџРџ Лангепаснефтегаз применяются химические, физические ( РІ С‚.С‡. гидроразрыв пласта), гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта Рё обработка призабойной Р·РѕРЅС‹.  [5]

РџРѕРјРёРјРѕ этого для увеличения продуктивности скважин была испытана Рё применена конструкция СЃ открытым продуктивным горизонтом, РІ интервал которого РЅР° колонне спущен щелевой фильтр. Р’ этом варианте исключена перфорация Рё РІ большом объеме экономятся дорогостоящие трубы эксплуатационной колонны.  [6]

Подчеркнем: РїСЂРё увеличении продуктивности скважин РІ 10 раз экономическая эффективность увеличивается менее, чем РІ 3 раза.  [7]

Это достигнуто РІ результате увеличения продуктивности скважин: коэффициенты удельной продуктивности возросли РІ среднем РІ 1 8 раза. Значительно увеличился Рё межремонтный период работа скважин - РІ среднем РІ 1 6 раза.  [8]

Какие факторы РїСЂРёРІРѕРґСЏС‚ Рє увеличению продуктивности скважин.  [9]

Для интенсификации добычи нефти Рё увеличения продуктивности скважин применяются различные методы воздействия РЅР° призабойную Р·РѕРЅСѓ. Р’ зависимости РѕС‚ механизма, обусловливающего улучшение фильтрационных свойств призабойной Р·РѕРЅС‹, различают химические, физические Рё тепловые методы воздействия. Однако такое разделение РІ определенной мере условно, так как РјРЅРѕРіРёРµ методы сочетают РІ себе несколько механизмов воздействия, например, термохимический метод. Для повышения эффективности обработки используются комбинации этих методов.  [10]

РџСЂРё проведении гидродинамических расчетов учтено увеличение продуктивности скважин Р·Р° счет мероприятий РїРѕ улучшению первичного Рё вторичного вскрытия пласта ( 1 5 - 2 0 раза), широкого применения мероприятий РїРѕ стимулированию работы скважин, применению РћРџР—, учтено увеличение дебита РїСЂРё применении горизонтального бурения скважин ( 2 0 - 2 5 раза против вертикальных), бурение вторых стволов РІ старых скважинах.  [11]

Внедрение перечисленных мероприятий приведет Рє увеличению продуктивности скважин, что позволит примерно РЅР° 10 % сократить объем эксплуатационного бурения. Соответственно экономическая эффективность указанных мероприятий определяется РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· уменьшения затрат РІ бурение эксплуатационных скважин.  [12]

Осуществление глубокой газовой репрессии РїСЂРёРІРѕРґРёС‚ Рє увеличению продуктивности скважины Р·Р° счет снижения всех составляющих СЃРєРёРЅ-эффекта, обусловленных снижением абсолютной Рё относительной фазовой проницаемости коллектора. РћРґРЅРёРј РёР· преимуществ глубокой газовой репрессии является длительная ( РІ течение 3 - 6 мес) эксплуатация скважины СЃ повышенным дебитом после воздействия РЅР° нее.  [13]

Р’ результате искусственных гидроразрывов, применяемых для увеличения продуктивности скважин, удается получить трещины шириной РґРѕ 2 - 3 СЃРј, распространяющиеся РЅР° расстояние свыше 100 Рј РѕС‚ места разрыва.  [14]

Скважина была введена РІ эксплуатацию 18.01.85. После непродолжительного увеличения продуктивности скважины РІ первый РіРѕРґ эксплуатации ( связанного СЃ очисткой призабойной Р·РѕРЅС‹) РІ процессе дальнейшей ее работы отмечалось снижение продуктивности, связанное СЃ развитием РІ Р·РѕРЅРµ дренирования двухфазной фильтрации.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также