ОТЧЕТ ПМ1. 1 Сбор и обработка геологической информации о меторождении 1 Краткая геологопромысловая характеристика площади

• Название: 1 Сбор и обработка геологической информации о меторождении 1 Краткая геологопромысловая характеристика площади
• Дата: 19.03.2019
• Размер: 1.38 Mb.
• Имя файла: ОТЧЕТ ПМ1.doc
• Тип: Документы; #70911
• страница: 3 из 4

5 Изучить и использовать результаты исследования нефтяных и газовых скважин и пластов.

Изучение продуктивных пластов на всех стадиях промышленной разведки и разработки залежей осуществляют в основном лабораторными, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами.

Клабораторнымотносят методы, основанные на прямых измерениях физико-химических, механических, электрических и других свойств образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов), отбираемых в процессе бурения и эксплуатации. При этих методах исследования определяются следующие параметры: пористость, проницаемость пород, вязкость и плотность нефти. Эти методы применяются при подсчете запасов нефти и составлении проектов разработки месторождений нефти и газа.

Кпромыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле.

По результатам геофизических исследований можно определить толщину пласта, пористость, проницаемость,нефтенасыщенностьи др. Для этого данные промысловых измерений сопоставляют с результатами лабораторных испытаний образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов). Поэтому такие методы исследования относят к косвенным методам изучения свойств продуктивных пластов.

К гидродинамическим методам относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по данным прямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.

В основу этих методов положены формулы гидродинамики, описывающие связь между дебитами, давлениями и характеристиками продуктивных пластов (проницаемость,гидропроводность др.).

Гидродинамические исследования осуществляют с помощью глубинных манометров и расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле (проволоке), а также с помощью приборов, установленных на устье скважины.

В отличие от лабораторных и промыслово-геофизических методов при гидродинамических исследованиях определяют средние значения свойств продуктивных пластов на значительном расстоянии от стенок скважин или между ними.

В нефтепромысловой практике применяют следующие основные методы гидродинамических исследований:

- установившихся отборов;

- восстановления давления;

- взаимодействия скважин (гидропрослушивание);

- термодинамические.

Исследования газовых скважин также проводят при стационарных (установившихся) и нестационарных режимах фильтрации газов. В последнем случае используют следующие методы:

- восстановления забойного давления после остановки скважины;

- стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважин.

По данным, полученным в результате исследования газовых скважин, оценивают изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин.

6 Собрать и обработать геолого-технические мероприятия

по поддержанию и восстановлению работоспособности скважин:

6.1 Методы увеличения производительности скважин
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 м³ раствора со­ляной кислоты.

В целях очищения забоя скважин от парафиновых и асфальтово-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 перфора­ора 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.

6.2 Методы увеличения нефтеотдачи пластов

Сущность метода применения водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ) основана на повышении нефтевытесняющих свойств воды и активизации капиллярных и диффузионных процессов вытеснения за счет снижения межфазного натяжения нефти на контакте с закачиваемой водой и уменьшения краевых углов смачивания. Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации породы, снижению набухаемости глинистых минералов, ускорению капиллярной пропитки, увеличению фазовой проницаемости для нефти.

Закачка водорастворимых ПАВ осуществляется либо путем долговременной дозированной закачки с КНС больших объемов растворов ПАВ низкой (0,05%) концентрации, либо путем разовой закачки малых объемов растворов высокой (5-10%) концентрации ПАВ в отдельные нагнетательные скважины. В качестве водорастворимых ПАВ используются ПАВ типа ОП-10, АФ₉-12.

Преимуществами разовой технологии являются высокая эффективность и ускорение работ с учетом постепенного размыва концентрированной оторочки, разрушаемой в пласте закачиваемой водой. Используются 5-10% растворы ПАВ с оторочкой 0,005 - 0,010 порового объема пласта. Увеличение коэффициента нефтеизвлечения при первичном заводнении составляет 4,5%.

Применение гидрофобной эмульсии

Цель эмульсионной обработки: увеличение охвата пласта и выравнивание его приемистости; снижение обводненности продукции добывающих скважин; повышение нефтеотдачи пласта по обрабатываемому участку.

Указанная цель достигается путем обработки нагнетательных скважин высококонцентрированными эмульсионными растворами, расход которых зависит от их состава и характеристик пласта и составляет от 100 до 400 м³на одну скважину. Данная технология может быть использована при разработке нефтяных месторождений на любой стадии заводнения.

Состав для повышения нефтеотдачи пласта с использованием эмульгаторов Нефтенол НЗ представляет собой высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор, свойствами которого можно управлять в широких пределах путем изменения технологии его приготовления. Состав является многокомпонентной системой и содержит: углеводородную фазу; эмульгатор Нефтенол НЗ, гидрофобизатор и водную фазу. Технология приготовления эмульсионного состава проста и может быть осуществлена на промысловом оборудовании.

Обработка производится путем закачки приготовленной эмульсии в нагнетательную скважину через буферную задвижку. Композиция готовится на кусту в мернике агрегата и продавливается в пласт. Закачивается расчетный объем эмульсии или объем, при котором наблюдается снижение приемистости скважины до заданной отметки. До и после обработки производится замер приемистости на трех режимах. При высоких значениях приемистости нагнетательных скважин рекомендуется после эмульсионной обработки закачивать вязкоупругий состав на полимерной основе.

При реализации технологии используется эмульгатор НЕФТЕНОЛ НЗ и гидрофобизатор ИВВ-1.

Применение композиционных систем на основе эфиров целлюлозы и неионогенных поверхностно-активных веществ

Технология предназначена для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений и их участков, представленных коллекторами разной проницаемости и длительное время разрабатываемых с применением заводнения, когда нагнетаемая в пласт вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам, оставляя неохваченные воздействием низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны продуктивного пласта. В этих условиях полное или частичное отключение из работы промытых зон приведёт к увеличению пласта воздействием, интенсификации добыча нефти и, как следствие, к увеличению нефтеотдачи в целом.

Механизм действия композиционного состава (МОЭЦ) основан на создании в пласте высоковязких растворов или гидрогелей (студней), способных селективно изолировать промытые участки.

Введение в раствор эфира целлюлозы неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) снижает межфазное натяжение на границе “нефть-вода”. Это приводит к увеличению коэффициента нефтеизвлечения и коэффициента охвата пласта вытеснением, так как нефтевытеснясняющий раствор воздействует на пластовую систему одновременно как загуститель, и, как поверхностно-активное вещество.

Применение волокнисто-дисперсной системы (ВДС)

Технология предназначена для повышения нефтеотдачи пористо-трещиноватых карбонатных и неоднородных терригенных коллекторов на поздней стадии разработки. В качестве материалов для реализации технологии используются древесная мука и глинопорошок. Древесная мука представляет собой продукт сухого механического измельчения древесины, хорошо суспензирующейся в воде. В качестве глинопорошка может быть использована и карьерная глина, хорошо распускающаяся в воде.

Применение технологии основано на способности древесной муки, являющейся природным полимером волокнистой структуры, образовывать в порах пласта с глинопорошком волокнисто-дисперсную систему с высокими структурно-механическими свойствами. Это приводит к резкому повышению фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон и трещин в пласте, перераспределению фильтрационных потоков с активным подключением в разработку слабодренируемых зон и интервалов и, таким образом, способствует повышению охвата пласта заводнением и, в конечном счете, приросту извлекаемых запасов нефти.

Технология полностью реализуема с применением существующего нефтепромыслового оборудования.

Применение термоимплозионного воздействия

Суть способа термоимплозионного воздействия на призабойную зону пласта заключается в сжигании в интервале перфорации высокоэнергетического заряда твердого горючего вещества, воздействия на пласт температуры, выделяющегося атомарного водорода и давления с последующим созданием депрессии путем открывания имплозионной камеры. Достаточно большое время горения заряда, исчисляемое минутами, обеспечивает прогрев скважинной жидкости и призабойной зоны, при этом происходит расплавление асфальто-смолистых и парафиновых отложений, проникновение в поры газообразных продуктов горения за счет их высокого давления. По окончании горения происходит разгерметизация имплозионной камеры. Жидкость под воздействием высокого перепада давления с большой скоростью устремляется внутрь камеры. Происходит вынос расплавленных асфальто-смолистых и парафиновых отложений и других закупоривающих частиц из призабойной зоны, за счет чего увеличивается продуктивность скважины.

Последовательное и непрерывное воздействие на призабойную зону нескольких факторов: тепла, давления, газа и имплозии выгодно отличает этот метод от вышеперечисленных и позволяет получить устойчивое повышение дебитов скважин. Технология очень проста, не требует больших затрат, возможно ее применение попутно с другими работами, проводимыми на скважинах при подземном и капитальном ремонте.

Применение растворителя “МИА-пром”

Технологические схемы применения реагента “МИА-пром” определяются условием разработки месторождений, способом эксплуатации добывающих скважин, физико-химическими свойствами АСПО, расположением и интенсивностью их образования.

Обработка добывающих и нагнетательных скважин растворителем “МИА-пром” производится с целью удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования и призабойной зоны пласта.

Используемый реагент представляет собой композиционную смесь парафиновых и ароматических углеводородов.

Технологический процесс по удалению АСПО, нефтешламов с применением реагента “МИА-пром” должен проводиться на скважинах, техническое состояние которых отвечает требованиям, предъявляемым к техническому состоянию скважин при применении новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

Применение состава комплексного действия СНПХ-9350

Высокое содержание глинистого материала в терригенных и карбонатных коллекторах, а также загрязнение фильтратом глинистого раствора приводят к гидравлическим потерям в призабойной зоне пласта, снижая продуктивность скважины.

Повышению продуктивности скважин за счет улучшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта способствуют мероприятия по разглинизации, направленные на очистку ее зоны от глинистых компонентов.

Для этой цели разработана технология интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов с применением состава комплексного действия СНПХ-9350.

Физико-химическое воздействие состава обусловлено наличием в нем функционально назначенного компонента, который в зависимости от типа глин позволяет либо резко снизить набухаемость, либо ускорить разглинизацию глинистых составляющих породы. Такое комплексное воздействие СНПХ-9350 на глинистые компоненты обусловлено нарушением сил взаимодействия (межплоскостных связей) в сложившемся анионо-катионовом балансе структурных глинистых агломератов (чешуек, пластин и т.п.), вследствие чего в зависимости от типа глин происходит либо подавление набухания глины, либо ее структурное разрушение (пептизация) и переходом ее в окружающую жидкую среду с последующим выносом глины из обрабатываемой зоны.

Применение реагента СНПХ-9633

Технология предназначена для улучшения показателей работы добывающих скважин с неоднородными коллекторами и основана на способности реагента СНПХ-9633 при взаимодействии с минерализованной водой образовывать вязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой и блокировать промытые высокопроницаемые зоны (селективная изоляция).

Реагент СНПХ-9633 представляет собой раствор композиции ПАВ в углеводородном растворителе плотностью при 20⁰С 810-920кг/м³, вязкостью при 20⁰С, не выше 3мм²/с, температурой застывания, не выше минус 60⁰С. Реагент СНПХ-9633 марок А, В₁, В₂ используется при плотностях извлекаемой воды 1130-1185 кг/м³, 1015-1060 кг/м³, 1050-1130 кг/м³, соответственно.

Технология эффективна на терригенных и карбонатных коллекторах с обводненностью добываемой продукции более 90 %, с плотностью добываемых вод 1015-1185кг/м³. Предпочтительны для обработок добывающие скважины 2-3 ряда или расположенные вблизи от нагнетательных скважин с объемами закачки не более 50м³/сут. Недопустима закачка высоковязких систем (гипан и др.) за 1-3 месяца перед обработкой скважины реагентом СНПХ-9633 во избежание снижения эффективности действия реагента.

Применение кремнийорганического продукта с соляной кислотой

В технологии используется кремнийорганический продукт 119-296Т, представляющий собой смесь отходов производства этилсиликата-40, тетраэтоксилана, метилкарбинола по ТУ. В основу технологии положен способ формирования тампонирующей полимерной массы при гидролизе и поликонденсации продукта 119-296Т в присутствии технической соляной кислоты.

Технология может быть применена как в терригенных, так и карбонатных коллекторах при температуре пласта до 50⁰-150⁰С, независимо от степени минерализации изолируемых вод. Реагент обладает селективными свойствами. Технология предназначена для изоляции закачиваемых, подошвенных, нижних (заколонный переток) и верхних (герметизация колонны) вод.