1 Общие сведения о районе работ, месторождении

• Название: 1 Общие сведения о районе работ, месторождении
• Дата: 30.03.2023
• Размер: 158.14 Kb.
• Имя файла: NOSOV.V3.docx
• Тип: Документы; #1025955
• страница: 2 из 3

3 Технико-технологический раздел

3.1 Классификация методов воздействия на ПЗП

3.2 Тепловое воздействие на ПЗП, виды, область применения
Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).

В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения или уменьшения диаметров поровых каналов, увеличения нефтеотдачи, отсечения обводнившихсяпропластков в добывающих скважинах, увеличения приёмистости, выравнивания профилей приёмистости в нагнетательных скважинах, повышения нефтеотдачи пласта в процессе заводнения при использовании системы поддержания пластового давления (ППД). Так же для очистки ствола скважины и ПЗП в результате засорения при цементировании эксплуатационной колоны, в процессе эксплуатации (набухание глин, отложений АСПО, отложений солей и т.д.).

Процесс воздействия осуществляется путём реакции химического реагента с элементом воздействия (горная порода, цементный камень, пластовая вода), при этом происходят процессы растворения одних элементов и образования других с выделением или поглощением энергии. Происходит изменение физико-химических свойств горной породы, пластовых жидкостей, газа. В результате происходят изменения процесса фильтрации жидкости и газа в ПЗП и пласте в целом в ту или иную сторону. В качестве химических реагентов используются кислоты, щелочи, ингибиторы, интенсификаторы, гели, суспензии и т.д.

Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислотная обработка.

Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. К ним относятся гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброоработка.

Перестрел существующих интервалов перфорации проводится с целью создания дополнительных каналов связывающих призабойную зону пласта со скважиной для улучшения гидродинамической связи системы “пласт-скважина”. Данная технология применяется при выводе скважины из консервации, бездействия (простоя свыше 5 лет), при методах интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов.

Дострел скважин производится при переходе на другой объект разработки с отсечением разрабатываемого объекта (установка цементного моста), а также на разрабатываемом объекте (пропластке), не вскрытом по тем или иным причинам.

Технология бурения второго ствола направлена на создание новой фильтрационной связи с пластом в существующей скважине дополнительным каналом. Производится строительство (бурение) бокового ствола через “окно”, вырезанное в обсадной колоне существующей скважины, до проектного горизонта. Ствол обсаживается колонной и цементируется. Производится вторичное вскрытие разрабатываемого (или проектного) горизонта. Скважина осваивается и вводится в эксплуатацию.

Основной метод механического воздействия—гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Сущность ГРП состоит в нагнетании в скважину жидкости вод высоким давлением, в результате чего в призабойной зоне пласта раскрываются существующие трещины или образуются новые. Для предупреждения смыкания этих трещин (после снятия давления) в них вместе с жидкостью закачивается крупнозернистый песок (расклинивающий агент). В результате увеличивается проницаемость пород призабойной зоны пласта, а вся система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Радиус трещин может достигать нескольких десятков метров.

Дебиты скважин после гидроразрыва увеличиваются в десятки раз, что свидетельствует о значительном снижении гидравлических сопротивлений в призабойной зоне пласта и интенсификации притока жидкости из высокопродуктивных зон, удаленных от ствола скважины.

Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. Применяются на месторождениях с вьюсоковязкиминефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев.

Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.

Технология термогазохимического воздействия (ТГХВ) направлена на интенсификацию отбора нефти в добывающих скважинах и интенсификации закачки воды в нагнетательных скважинах. Она основана на использовании эффекта ударной волны и сопутствующих ей колебаний. Ударная волна создаётся давлением пороховых газов заряда, спускаемого в скважину на кабеле (АДС). Возникающее максимальное давление, действующее короткий промежуток времени, позволяет деформировать горную породу в призабойной зоне, в результате чего образуются трещины, которые при снятии напряжения остаются в открытом состоянии. Продукты сгорания зарядов содержат азот, окись азота, углекислоту, соляную кислоту, воду и хлор. ТГХВ позволяет произвести комплексное воздействие давлением, температурой и химическими реакциями продуктов сгорания заряда на ПЗП.

Технология гидравлического воздействия также как и технология ТГХВ направлена на интенсификацию добычи и закачки воды. Она основана на создании максимального гидравлического давления жидкостью в ПЗП не достигающего давления разрыва горной породы, при котором образуются микротрещины в горной породе. После снятия напряжения микротрещины остаются в открытом состоянии.

Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработкапризабойной зоны пластаповерхностно-активными веществами (ПАВ), свижающими поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях.

ПАВ (катионоактивные и анионоактивные) — это органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты, и их щелочные соли — мыла и синтетические жирозаменители, моющие вещества.

Обработка призабойных зон пластов ПАВ предназначена для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин, промывках забоя, вскрытии продуктивного пласта, для ускорения освоения скважин, повышения их продуктивности, а также для селективной изоляции притока пластовых вод.

Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.

Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в снижении поверхностного натяжения на границе фаз нефть — вода, нефть — газ, вода — газ, вода — поверхность поровых каналов. Благодаря этому, размер капель воды в нефти и поровом пространстве уменьшается в несколько раз и их вытеснение из пласта происходит более эффективно и с меньшей затратой внешней энергии.

Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. Это происходит благодаря адсорбции ПАВ из его раствора поверхностным слоем поровых каналов. Пленочная вода при этом отрывается от твердой поверхности и, превращаясь в мелкие капельки, выносится потоком нефти из призабойной зоны пласта в скважину.

В результате обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается, то есть дебит скважин по нефти увеличивается, а по воде уменьшается.

Внутрипластовая термохимическая обработка комплексно сочетает в себе элементы гидравлического разрыва пласта, солянокислотной и тепловой обработок. Сущность обработки состоит в том, что по технологии гидравлического разрыва в пласте создаются трещины, которые заполняются гранулами магния или их смесью с песком с последующим растворением магния солянокислотным раствором. Гранулированный магний, применяемый при внутрипластовой термохимической обработке, выпускается металлургической промышленностью с диаметром гранул 0,5—1,6 мм.

Технология внутрипластовой термохимической обработки включает следующие операции: промывку скважины; спуск и установку пакера с якорем и хвостовиком (возможность проведения обработки без пакера определяется состоянием эксплуатационной колонны); обвязку устья скважины по схеме ГРП с подключением кислотного агрегата и опрессовкунагнетательных линий; закачку жидкости разрыва и осуществление разрыва пласта (раскрытия трещин); закачку смеси песка и гранулированного магния и их продавку в трещины пласта; закачку расчетного объема солянокислотного раствора; продавкусолянокислотного раствора в пласт; демонтаж наземного оборудования и освоение скважины известными методами сразу после обработки. Требования к рабочим жидкостям предъявляются те же, что и при гидравлическом разрыве пласта, но жидкость-носитель должна быть химически нейтральной по отношению к гранулам магния.

Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.

Перечисленные краткие характеристики технологий воздействия, направленные на повышение нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, а также увеличения приёмистости, применялись на Ярино-Каменноложском месторождении как отдельными, так и целыми комплексами.

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.

3.3 Оборудование, применяемое при тепловом воздействии на ПЗП

Для повышения эффективности эксплуатации месторожде­ний, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или во­ды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвиж­ных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью паропередвижных установок или электронагревателей. Прак­тически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны пласта требуется 15 - 30 м3 горячих нефтепродук­тов или сырой нефти, нагретых до 90 - 95 °С.

Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей про­мывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работу скважины по подъемным (насосно-компрессорным) тру­бам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке теп­ловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незна­чительно.

Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного под­земного оборудования и спуска насосно-компрессорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают го­рячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10 - 12 м3 горячей нефти и 80 -100 кг ПАВ). По истечении 6 - 7 ч после обработки скважину пускают в работу.

При использовании пластовой воды ее нагревают до 90 - 95 °С и добавляют ПАВ (0,5 - 1% объема воды). Приготовлен­ную таким способом воду в количестве 70 - 80 м3 под давле­нием закачивают в скважину.

Одним из наиболее эффективных методов теплового воздей­ствия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром, Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8 - 15МПа при следующих благоприятных условиях: глубина продуктовного пласта не более 1200 м, толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, не менее 15 м, вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа-с, остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%, плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м3. Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.

Перед закачкой пара проводят ис­следование скважин: замер дебита неф­ти, газа и воды, пластового давления, температуры, статического уровня. За­тем промывают забой, спускают насоснокомпрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглу­боких скважинах (до 500—600 м) паро-тепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компрессорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудо­вание, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компен­сатора с телескопическим устройством.

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых ус­тановок (ППУ), парогенераторных уста­новок (ПГУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Име­ются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 °С. Также применяют мощные автоматизи­рованные передвижные парогенератор-ные установки типа УПГ-9/120 с пода­чей пара до 9 т/ч и рабочим давлением до 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управле­ние работой оборудования осуществля­ется из кабины оператора.

Парогенераторную установку (одну или несколько) соеди­няют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 1000| т) устье скважины герметизируют на 2 - 5 сут для пере­дачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.

Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в сква­жину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель со­стоит из трех основных узлов: головки, клеммной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка соединяется болтами с гидрофланцем.

Каждый нагревательный элемент представляет собой сталь­ную трубку диаметром 17 мм, внутри которой запрессована спираль из нихромовой проволоки в кварцевом песке или плав­ленном оксиде магния. Последние служат электрической изо­ляцией спирали от металлической трубки, а также - провод­никами тепла. К нижней части кожуха приварена муфта, в ко­торую ввинчивается карман для термометра.

Наружный диаметр электронагревателя составляет 112 мм, длина - 3700 мм, масса - 60 кг. Максимальная мощность электронагревателя равна 25 кВт, напряжение питания нагре­вателя - 380 В. В нагревателе имеются два термореле, служа­щих для автоматического поддержания забойной температуры в заданных пределах (100 - 125°С). При спуске и подъеме электронагревателей используют самоходные установки для электронагрева СУЭПС-1200 и 1УЭС-1500, размещенные на шасси автомобиля.

Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в те­чение 5-7 сут, радиус повышенного температурного поля до­стигает при этом 1-1,2 м.

Электронагреватели (ТЭН) изготовляют в поднасосном и неподнасосном вариантах. ТЭН поднасосного варианта осуще­ствляют стационарный электропрогревпризабойной зоны плас­та одновременно с эксплуатацией скважины. Эффективность процесса обусловливается не только увеличением проницаемос­ти пласта за счет расплавления смолопарафиновых отложений, но и снижением вязкости добываемой жидкости.

ТЭН неподнасосного варианта после прогрева призабойной зоны поднимается на поверхность, а скважину оборудуют сно­ва насосной установкой и пускают в эксплуатацию (цикличес­кий электропрогрев). После прогрева скважину необходимо ввести в эксплуатацию раньше, чем парафино-смолистые ком­поненты вновь затвердевают на стенках поровых каналов. Это накладывает ограничение по глубине залегания пластов, под­вергающихся периодическому электропрогреву (максимальная глубина 1500 м). Метод применяется обычно на месторожде­ниях с маловязкими нефтями.