Методы увеличения производительности скважин

Читайте также:

1. I. Методы коммутации.
2. III. Методы финансирования инвестиционного проекта
3. ISaGRAF 5++ACE Target–целевая система высокой производительности
4. VI. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
5. Автоматизированные методы
6. Адаптивные методы прогнозирования используются
7. Административно-правовые методы менеджмента
8. Административно-правовые методы менеджмента.
9. Административные методы
10. Административные методы
11. Активизирующие методы.
12. Активные методы обучения на уроках РЯ

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин не­редко даже при хорошей проницаемости продуктивных пластов не удается получить высокие притоки нефти или газа. Как пра­вило, это объясняется плохой проницаемостью призабойной зоны скважин, что связано с загрязнением забоя в конце буре­ния глинистым раствором и закупоркой пор пластов в этой зоне. Нередко загрязнение происходит за счет отложения в порах парафина или смол, а также — механических примесей из зака­чиваемой воды.

В целях улучшения производительности эксплуатационных скважин, а также поглотительной способности нагнетательных скважин (их приемистости) проводят различные мероприятия по искусственному воздействию на призабойную зону скважин. К ним относятся: солянокислотные обработки, термокислотные обработки, гидравлический разрыв пласта, виброобработка за­боев, торпедирование скважин, разрыв пласта под действием пороховых газов, тепловая обработка призабойной зоны.

Солянокислотные обработки широко используются и, как пра­вило, неоднократно для очищения забоя и образования каналов в карбонатном пласте, так как известняки и доломиты растворя­ются под действием соляной кислоты, и проницаемость приза­бойной зоны после обработки увеличивается. Чтобы кислота не разъедала металлическое оборудование и трубы, в раствор кис­лоты добавляют специальные ингибиторы, в основном поверх­ностно-активные вешества (ПАВ) — катапин и др.

Кислоту доставляют на скважины в специальных автоцистер­нах, а закачку производят специальными агрегатами, смонтиро­ванными на машинах.

Для обработки скважин используют кислотный раствор раз­личной концентрации — от 12 до 25% — в зависимости от есте­ственной проницаемости продуктивных пластов (для малопро­ницаемых — наибольшей концентрации). На 1 м обрабатывае­мой мощности пласта расходуется от 0,4 до 1,5 м 3 раствора со­ляной кислоты.

В целях очищения забоя скважин от парафиновых и асфаль-тово-смолистых веществ предварительно до солянокислотной обработки проводят прогрев призабойной зоны для расплавле­ния этих веществ. Поэтому скважину до кислотной обработки промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку.

Термокислотные обработки, представляющие собой обработки скважин нагретой кислотой, используются в малопроницаемых карбонатных пластах, где малоэффективна холодная кислота и где много на забое асфальтово-смолистых веществ или парафина. Нагрев кислоты производят путем взаимодействия ее с хим­реагентами, т. е. химическим путем. В качестве реагента обычно используют магний, который при взаимодействии с соляной кислотой выделяет большое количество тепла.

Обычно процесс термокислотной обработки разделяется на две стадии. Первая стадия термохимическая, когда под действи­ем реагента происходит разогрев кислоты, расплавление пара­финовых и смолистых веществ. На второй стадии производится кислотная обработка, в результате чего растворяются карбонаты и образуются поры, пустоты, каверны и другие каналы в приза­бойной зоне пласта, что существенно увеличивает производи­тельность скважины.

Прогрев кислоты с применением магния доводят до темпера­туры в 70—80°С, а затем начинают ее закачивать в скважину. На одну обработку расходуется несколько десятков килограммов магния.

Чтобы увеличить эффективность термохимической обработ­ки, экзотермическую реакцию проводят непосредственно в пла­сте. Для этого в пласт спускают магний в порошке и затем в скважину закачивают кислоту.

Иногда, чтобы усилить действие термокислотной обработки, предварительно проводят кислотные ванны, выдерживая кисло­ту на забое и по всему стволу скважины от нескольких часов до одних суток.

Гидравлический разрыв пласта способствует увеличению про­дуктивности эксплуатационных скважин и повышению приёми­стости нагнетательных скважин. Гидроразрыв пласта происхо­дит под действием нагнетаемой под большим давлением в сква­жину жидкости, в результате чего образуются искусственные и расширяются естественные трещины. Образующаяся система трещин связывает призабойную зону скважины с более удалён­ными частями продуктивного пласта, протяженностью вплоть до нескольких десятков метров.

Образовавшиеся трещины шириной 1—2 мм затем заполня­ют песком. В качестве жидкостей разрыва и песконосителей ис­пользуют углеводородные жидкости и водные растворы. Углево­дородные жидкости включают: сырую нефть повышенной вяз­кости, мазут и его смесь с нефтью, дизельное топливо, а также водонефтяные и нефтекислотные эмульсии. Эти жидкости ис­пользуются при гидроразрыве пласта на нефтяных скважинах.

Водные растворы, применяемые в нагнетательных скважинах, включают: воду, водный раствор сульфит-спиртовой барды, ра­створы соляной кислоты, загущенные растворы соляной кисло­ты и воду, загущенную различными реагентами.

В качестве песка для заполнения образовавшихся при разры­ве пласта трещин берут крупнозернистый хорошо окатанный и однородный по размерам зерен (0,5—1,0 мм) кварцевый песок. Количество песка для закачки в пласт при гидроразрыве зависит от проницаемости и трещиноватости продуктивного пласта и колеблется от 4 до 20 т на скважину.

Перед проведением гидроразрыва пласта в скважине произ­водят очистку забоя от загрязнений, затем проводят солянокислотную обработку.

Для улучшения условий притока УВ в скважины нередко осу­ществляют гидроразрыв пласта несколько раз, при этом создают — трещины в пласте на разных глубинах продуктивной толщины. В результате создаются несколько искусственных трещин, что существенно увеличивает проницаемость пласта в призабойной зоне скважин. В этих целях перед каждым последующим разры­вом пласта устанавливают пакер, чтобы изолировать нижележа­щие прослои продуктивного пласта. Помимо песка, при много­кратных гидроразрывах используют зернистый нафталин, элас­тичные шарики из пластмассы и др.

Виброобработка забоев скважин так же, как и гидроразрыв, направлена на создание в пласте сети искусственных трещин. В результате резкого колебания давления и гидравлических импуль­сов, создаваемых вибратором, происходит улучшение проводи­мости и очистка призабойной зоны скважин вследствие образо­вания трещин и расширения естественных трещин в пласте.

Виброобработки производят, спуская в скважину на насосно-компрессорных трубах гидравлический вибратор, который уста­навливают против продуктивного пласта. Затем нагнетают в сква­жину жидкость, которая, попадая на цилиндр вибратора с щеле­выми прорезями, создает гидравлический удар, сопровождаемый повышением давления, и циклические колебания жидкости.

Для создания непрерывной струи рабочей жидкости (нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.) при виброобра­ботках у скважины устанавливают два насосных агрегата.

Торпедирование скважин осуществляется с целью создания каверн и трещин в пласте за счет взрыва торпеды, заряженной взрывчатым веществом (ВВ) напротив продуктивного пласта. В качестве ВВ используют: тротил, тетрил, гексоген, нитроглице­рин, динамит и др.

Чтобы предотвратить разрушение обсадных труб при торпеди­ровании, устанавливают жидкие или твердые пробки (нефть, вода, глинистый раствор или песок, глина, цемент), а чаще всего при­меняют торпедирование в открытых (необсаженных) стволах.

В ряде случаев разрыв пласта с целью образования трещин производят за счет пороховых газов. Этот метод применим для нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, где продуктив­ные пласты представлены плотными трещиноватыми карбонат­ными породами или неглинистыми песчаниками. Применение зарядов различной массы в зависимости от глубины продуктив­ного пласта создает высокое давление при взрыве, что приводит к образованию трещин.

Подобно гидравлическому разрыву пласта с целью создания каналов, соединяющих забой скважины с пластом, производят гидропескоструйную перфорацию скважины. Для этого использу­ют перфоратор, через который проходит с большой скоростью жидкость с песком. Жидкость-песконоситель (нефть в нефтя­ных скважинах, вода — в нагнетательных) направляется по ко­лонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов. Гидро­перфоратор заранее спускают на глубину и устанавливают на­против продуктивного пласта. Жидкость с песком выполняет роль абразивной струи, которая выбрасывается из насадок перфора­тора и пробивает стенки скважины, образуя отверстия в обсад­ной колонне, цементном камне и породе пласта.

Тепловое воздействие на призабойную зону скважин приме­няется для очистки забоев скважин и улучшения их производи­тельности. Эти воздействия, проводимые неоднократно в тече­ние длительного времени, способствуют и повышению нефтеот­дачи пластов.

В результате прогрева призабойной зоны скважин растворя­ются парафиновые и асфальтово-смолистые вещества, которые выносятся потоком жидкости на поверхность, в результате очи­щается забой, ствол скважины, а также трубы и оборудование.

Прогревают призабойную зону скважин электронагревате­лями, газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, термохимическим воздействием на продуктив­ный пласт.

Электротепловая обработка призабойных зон скважин прово­дится электронагревателями, которые спускают в скважину на кабеле (тросе).

Горячие жидкости (нефть, дизельное топливо и др.) закачивают в скважины насосами. Паротепловая обработка проводится с помо­щью паропередвижных установок (ППУ), из которых перегретый водяной пар закачивают в скважины. Вытесняя нефть из насосно-компрессорных труб, он попадает в призабойную зону и очищает ее.

Применяются и другие методы обработки призабойной зоны скважин в целях увеличения производительности эксплуатаци­онных и приёмистости нагнетательных скважин. Например, про­водят обработку забоев нагнетательных скважин отходами неф­тепереработки, содержащими серную кислоту. При этом при вза­имодействии нефти и кислоты образуются вещества, относящи­еся к группе ПАВ, которые способствуют повышению проница­емости пород призабойной зоны для воды, оттесняя при этом нефть от забоя.

|	следующая лекция ==>
Методы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов	|	Использование ссылок для связи функций

Дата добавления: 2014-01-05 ; Просмотров: 2705 ; Нарушение авторских прав? ;

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающего к ст на призабойную зону для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной. Методы воздействия на ПЗС делятся на три 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.

-Вибровоздействие на ПЗС.

-Тепловое воздействие на ПЗС.

-Обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ).

-Соляно — кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 – 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве – расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.

При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:

Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.

Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.

Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 – 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

Термохимические обработки – обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Термокислотные обработки – комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) – обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: При сдаче лабораторной работы, студент делает вид, что все знает; преподаватель делает вид, что верит ему. 9402 — | 7312 — или читать все.

91.146.8.87 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)
очень нужно

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

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.