foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Уважаемые посетители, понимаю Ваше недовольство по поводу рекламы на ресурсе, но только так мы можем поддерживать развитие проекта. Спасибо за понимание!

Работы по интенсификации добычи нефти

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

Общие положения

ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановле­ния и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Выбор способа ОПЗ осуществляют на ос­нове изучения причин низкой продуктивности сква­жин с учетом физико-химических свойств пород пла­ста-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических ис­следований по оценке фильтрационных характерис­тик ПЗП.

ОПЗ проводят только в технически исправ­ных скважинах при условии герметичности эксплуа­тационной колонны и цементного кольца, подтверж­денной исследованиями .

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геоло­гические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом раз­работки месторождения, действующими инструкци­ями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

o   в однородных пластах, не разделенных перемыч­ками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят одно­кратное воздействие;

o   в случаях, когда отбором (нагнетанием) охваче­ны не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирую­щих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем соста­ве

·        обеспечение необходимым оборудованием и инст­рументом, а также

·         подготовку ствола скважины, за­боя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудова­ния и спуск колонны НКТ, а также другого необхо­димого оборудования.

После проведения ОПЗ исследуют скважи­ны методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствую­щих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Для очистки фильтра скважины и приза­бойной зоны пласта от различных загрязнений в зави­симости от причин и геолого-технических условий про­водят следующие технологические операции:

·        кислотные ванны;

·        промывку пеной или раствором ПАВ;

·        гидроимпульсное воздействие (метод перемен­ных давлений);

·        циклическое воздействие путем создания управ­ляемых депрессий на пласт с использованием струй­ных насосов;

·        многоцикловую очистку с применением пенных систем;

·        воздействие на ПЗП с использованием гидро­импульсного насоса;

·        ОПЗ с применением самогенерирующихся пен­ных систем (СГПС);

·        воздействие на ПЗП с использованием раство­рителей (бутилбензольная фракция, стабильный ке­росин и др.).

Кислотная обработка

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и дру­гих солей угольной кислоты, а также терригенных кол­лекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допуска­ется применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (суль­фатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10—16 %-ным водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс.) или сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3—5 % масс.) или лимонную (2—3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллек­торах для глубокой (по простиранию) обработки ис­пользуют замедленно взаимодействующие с карбона­тами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

*     для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

*     для приготовления загущенной кислоты в ра­створ соляной кислоты (от 12 до 15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5—3,0 % масс.).

Обработку карбонатных коллекторов в сква­жинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первич­ные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концент­рации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воз­действия, рецептуры применяемого состава и геоло­го-технических условий (толщина, пористость, про­ницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загряз­ненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5 % масс.) кислот. Допустимо ис­пользование взамен плавиковой кислоты кристалли­ческого бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м3 ра­створа на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представлен­ных ангидритами, используют соляно-кислотные ра­створы с добавками от 6 до 10 % масс. азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислот­ных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

Таблица 5

Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Объем кислоты, м3 (из расчета 15%-ной концентрации)

на 1 м вскрытой толщины пласта

Количество

Тип коллектора

Обработок

                        Поровый

Малопроницаемый

Высокопроницаемый

Трещинный

Одна

Две и более

0.4-0.6

0.6-1.6

0.6-1.0

1.0-1.5

0.6-0.8

1.0-1.5

Примечание.1. Продолжительность выдерживания кислотного ра­створа зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С — 2 ч, от 30 до 60 °С — от 1 до 1,5ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламенти­ровано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активно­сти) кислоты.

Термохимические и термокислотные об­работки производят в коллекторах в интервале темпе­ратур от 15 до 40 °С.

Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или не­которых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состо­ящего из термохимической и обычной кислотной об­работок под давлением.

Для кислотных обработок используют спе­циальный насосный агрегат типа Азинмаш-30. Кисло­ты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.

Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном ин­тервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в услови­ях поглощения жидкости пластом.

Различают два варианта ГПП —

*        точечная

*        щелевая.

При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществ­ляют при движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характери­стики коллектора.

При осуществлении ГПП используют:

§  перфораторы, НКТ,

§  насосные агрегаты, пескосмесители,

§   емкости для жидкости,

§  сальниковую катушку или превентор, а также

§  жидкость-носитель и

§  кварцевый песок.

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий кол­лектор. При работах в интервале непродуктивного пла­ста используют пресную воду или промывочную жид­кость. Концентрация песка в жидкости-носителе дол­жна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом -— не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

§  при диаметре насадки 6мм — от 10 до 12 МПа;

§  при диаметре насадки 4,5 мм — от 18 до 20 МПа. 4.9.1.3.9. Процесс ГПП осуществляют при движе­нии НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при об­ратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вы­мывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, под­нимают перфоратор и оборудуют скважину для освое­ния и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

Виброобработка

Виброобработку производят

§  в скважинах с загрязненной ПЗП;

§  в коллекторах, сложенных низко­проницаемыми породами, содержащими глинистые минералы;

§  в литологически неоднородных коллекто­рах с воздействием на низкопроницаемые пропластки;

§  перед химической обработкой;

§  перед ГРП или дру­гими методами воздействия на ПЗП.

Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

Для проведения технологического процес­са в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гид­равлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

Величину гидравлического импульса опре­деляют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керо­син и их смеси. Количество кислоты и керосина опре­деляется из расчета 2—3 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта.

Термообработка

Термообработку ПЗП проводят в коллек­торах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пла­стовых температурах, близких к температуре кристал­лизации парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в кол­лектор осуществляют:

§  при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теп­ла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева);

§  при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

Выбор метода теплообработки осуществ­ляют в зависимости от конкретных геолого-промыс­ловых условий:

§  метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Тем­пература нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, пос­ле извлечения из скважины эксплуатационного обо­рудования, опускают на кабеле-тросе в интервал про­дуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. Продол­жительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

§  при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагре­ватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

§  при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в сква­жинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, со­держащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с. Перед проведением процесса сква­жину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуата­ционной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.

Воздействие давлением пороховых газов

Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепле­ния трещин в плотных низкопроницаемых коллекто­рах (песчаниках, известняках, доломитах с проницае­мостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в кол­лекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мерге­лей, алевролитов с солитовыми известняками, а так­же песками и слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием

§  пороховых генераторов корпусных типа АСГ или

§  герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и

§   негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ 105 К применяют в обса­женных скважинах с минимальным проходным диа­метром 122 мм при температуре до 80 °С и гидроста­тическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130мм при температуре до 200 °С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС — до 100 "С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гид­ростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС — 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газо­жидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвиж­кой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях — лубрикатором.

§  Скважину шаблонируют.

§  Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу.

§  Замеря­ют гидростатическое давление и забойную температуру.

§  Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

§  После спуска генератора на заданную глу­бину каротажный кабель закрепляют на устье сква­жины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м произво­дят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный при­бор, который прикрепляют на кабеле около кабель­ной головки.

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) при­меняют для воздействия на плотные низкопроницае­мые коллекторы, а также при большом радиусе заг­рязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологи­ческих характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных тре­щин определенной протяженности: от 10 до 30—50 м.

Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин про­изводят в коллекторах с проницаемостью менее 50 ×10-3 мкм2.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего мате­риала необходимо определить оптимальную длину тре­щины в зависимости от проницаемости пласта с уче­том радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проница­емости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L не­обходимо учитывать радиус зоны дренирования сква­жины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

В коллекторах толщиной свыше 30 м про­цесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на от­дельные объекты применяют селективный ГРП.

С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

В качестве закрепляющих трещин материа­лов на глубинах до 2400 м используют фракциониро­ванный песок по ТУ 39-982—94, свыше 2400 м — искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02—92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565—91 рас­клинивающие материалы (проппанты).

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах.

Таблица 6

Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта

k10-3 мкм2

100

10

1

0.5

0.1

0.05

L, м

40-65

50-90

100-190

135-250

250-415

320-500

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуще­ствляется в соответствии с пластовыми условиями (ли­тологии, температуры, давления и т.п.). При этом учи­тывается совместимость выбранной жидкости с матри­цей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо исполь­зовать жидкость на углеводородной основе. Кроме это­го, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяжен­ные трещины.

Технологические жидкости для ГРП долж­ны удовлетворять следующим основным требованиям:

§  при минимальных затратах жидкости обеспечи­вать формирование трещин большой протяженности;

§  вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в тре­щине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

§  обладать низким гидравлическим сопротивлени­ем и достаточной сдвиговой устойчивостью для обес­печения максимально возможной в конкретных гео­лого-технических условиях скорости нагнетания жид­кости;

§  не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

§  обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

§  легко удаляться из пласта после проведения про­цесса;

§  обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего прово­димость пласта и не создающего должного распреде­ления расклинивающего материала в трещине гидро­разрыва.

Основными технологическими параметра­ми для контроля за процессом ГРП следует считать

§  темп и объемы закачки,

§  устьевое давление,

§  концент­рацию песка (проппанта) в суспензии.

В общем виде технология применения жид­кости для проведения ГГРП не отличается от техно­логии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировоч­ные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700,1БМ-700С), емкости.

После проведения подготовительных опе­раций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, рас­клинивающий агент, производят расстановку назем­ного оборудования, проверку и опрессовку всех тру­бопроводов и пакера. Перед началом процесса делает­ся контроль технологических свойств жидкостей.

Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть зак­рытыми в целях безопасности и для исключения по­падания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

После обвязки устья скважины нагнета­тельные трубопроводы спрессовываются на ожидае­мое давление при ГРП с коэффициентом запаса проч­ности:

Рабочее давление, МПа                <20      20-56     56-65      >65

Коэффициент запаса проч­ности -  1,5        1,4        1,3       1,25

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

Почему могут спускать колеса авто смотрите тут kamael.com.ua
Как снять комнату в коммунальной квартире здесь
Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

Oilloot - Рекомендует

Статистика



Яндекс.Метрика