Классификация операций, выполняемых при подземном ремонте скважин
 Скачать 134.94 Kb.
|
|
Простые кислотные обработки Применяются наиболее часто в практике для интенсификации притока нефти (2). Технологически он осуществляется так же, как и кислотная ванна, с той лишь разницей, что кислота закачивается в пласт под давлением. Основная цель такой обработки - повышение проницаемости призабойной зоны за счет растворения привнесенных в пласт взвесей и увеличение проходного сечения поровых каналов при частичном растворении карбонатных пород. Наибольшая эффективность достигается при проведении простых кислотных обработок после проведения кислотных ванн. Как уже говорилось, в настоящее время соляно-кислотные и грязекислотные обработки проводятся с применением, в качестве добавок, гидрофобизатора ИВВ-1. Продавка и промывка проводятся 1,5 % растворами гидрофобизатора ИВВ-1. Концентрация соляной и грязевой кислот 6-12 % по соляной кислоте, что достигается разбавлением товарных форм кислот водой. Технология простой кислотной обработки заключается в следующем. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервал перфорации. Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем продавочную жидкость. После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование. (1). При первичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта, рекомендуемое давление продавливания раствора кислоты составляет 8-12 МПа. При последующих обработках стремятся к максимально возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения его пласт. При обработке малопроницаемых пород рекомендуют несколько ограничить скорость продавливания раствора кислоты для более полного охвата толщины обрабатываемого пласта и исключения его разрыва. Ориентировочные сроки выдерживания растворов кислот на забое скважины 0,5 - 4 часа. Гидравлический разрыв Идея гидравлического создания трещины в продуктивной зоне для повышения её производительности была разработана в 20-х годах Р.Ф. ФАРРИСОМ из компании»Stanolind Oil & Gas Corp.». Эту концепцию он разработал на основе изучения давлений, с которыми встречаются при задавливании цемента, воды и нефти в пласт. В 1947 году»Stanolind»(в настоящее время компания»АМОКО ПРОДАКШН КОРП.») осуществила первый экспери-ментальный гидроразрыв в скважине № 1 месторождения Клеппер в Грант Каунти, штат Канзас, США. На нефтяных месторождениях АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»технология гидроразрыва пласта стала внедряться с 1988 года (впервые в Западной Сибири) и к настоящему времени имеет стабильный эффект, приобретая большое распространение и на других предприятиях региона. В целом по Западной Сибири гидроразрыв пласта охватывает более 80-ти пластов почти 50-ти месторождений. Наибольших успехов в проведении гидроразрыва пласта достигнуто на месторождениях АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ», где на 18-ти месторождениях, к 1996 году, выполнено более 1100 операций по гидроразрыву пласта (всего по Западной Сибири - более 1800 операций). ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА При снижении дебита добывающих скважин, а так же приёмистости нагнетательных скважин производят гидравлический разрыв пласта. До проведения гидроразрыва в добывающих скважинах определяют поглотительную способность пластов. В скважину закачивают нефть и насосным агрегатом поднимают на устье давление до тех пор, пока пласт не начнёт поглощать жидкость. Замеряют расход жидкости при постоянном давлении в течение 10 – 30 минут, затем увеличивают давление нагнетания на 2 - 3 МПа и вновь замеряют расход жидкости. Конечное давление при этом исследовании должно быть максимально возможным. По данным исследования приёмистости пласта строят кривую в координатах давление - приёмистость скважины. Пользуясь кривой, можно найти количество жидкости, необходимое для проведения операции гидравлического разрыва пласта, и давление, при котором будет происходить операция. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором приёмистость пласта возрастает в 3 - 4 раза по сравнению с первоначальным замером. Затем скважину промывают, в отдельных случаях делают кислотную обработку, а так же производят дополнительную перфорацию пласта, что способствует снижению давления разрыва пород и повышению эффективности операции по гидроразрыву пла- ста. Чаще всего гидроразрыв пласта производят через спущенные насосоно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром от 73 мм до 114 мм. Для предотвращения воздействия на эксплу-атационную колонну высоких давлений над фильтром устанав-ливают самоуплотняющийся пакер. Чтобы пакер не смещался вверх под действием давления, над ним устанавливают якорь. Якорь работает следующим образом: под действием давления в НКТ резиновая трубка выдвигает из корпуса якоря плашки, которые своей насечкой врезаются в тело обсадной колонны обеспечивая надёжную фиксацию пакера. Операция гидравлического разрыва пласта состоит из трёх этапов: I - закачка в пласт жидкости разрыва и образование трещин; II - закачка в пласт жидкости - песконосителя; III - продавка жидкости - песконосителя в пласт. О моменте разрыва пласта, во время осуществления первого этапа гидроразрыва, судят по резкому спаду давления и увеличению расхода закачиваемой в скважину жидкости разрыва. После разрыва пласта переходят к второму этапу - закачке в скважину жидкости - песконосителя при большом её расходе и высоком давлении нагнетания. После окончания закачки расчётного объёма жидкости - песконосителя её продавливают в пласт с максимальной скоростью при максимально возможном давлении нагнетания. Объём продавочной жидкости должен быть равен вместимости НКТ, через которые протекают все три этапа гидрораз-рыва. После продавки песка в пласт устье скважины закрывают и скважину оставляют в покое до тех пор, пока избыточное давление на устье не упадёт до нуля. После этого скважину промывают для удаления песка, оставшегося в обсадной колонне, и приступают к её освоению. Технология гидроразрыва продуктивных пластов, залегаю-щих на глубинах более 2800 м, несколько отличается от описанной выше. В связи с повышенной величиной давления гидроразрыва, а так же при выполнении других операций на пакер создают противодавление в затрубном пространстве. Для этой цели используют вспомогательные агрегаты, подключенные к затрубному пространству. ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЕМОЕ ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ РАЗРЫВЕ ПЛАСТА При гидравлическом разрыве пласта применяют комплекс оборудования, в который помимо пакеров (шлипсовых и самоуплот-няющихся) и якорей входят насосные агрегаты АН-500, 4АН-700, пескосмесительные машины 4ПА, автоцистерны для транспорти-рования жидкости разрыва 4ЦР и ЦР-20, устьевая обвязка («Схема обвязки наземного оборудования при гидравлическом разрыве пласта»см. приложения № 4). Агрегат 4АН-700 - основной. Насос этого агрегата рассчитан на создание давления 70 МПа. Все узлы насосного агрегата (сило-вая установка, коробка передач, трёхплунжерный насос, манифольд) смонтированы на грузовом автомобиле КрАЗ - 257 грузоподъём-ностью 100-200 кН. Производительность трёхплунжерного насоса при давлении 70 МПа составляет 6,3 л/с, а при 20 МПа - 22 л/с. Для транспортирования песка и приготовления песчано - жидкостной смеси используют пескосмесительные агрегаты 4ПА. Оборудование агрегата (бункер для песка, смеситель, система подачи песка в смеситель и загрузки песка в бункер, насос для перекачки песчано - жидкостной смеси) смонтировано на шасси автомобиля КрАЗ - 257. Вместимость бункера 6,5 куб. м. В течение часа работы система подачи песка из бункера обеспечивает переработку 50 тонн песка. Жидкость разрыва перевозят в автоцистерне 4ЦР, смонтированной на шасси автомобиля КрАЗ - 219. Цистерна оборудована вертикальным плунжерным насосом и обвязкой для откачки жидкости в агрегаты 4АН-700. Плунжерный насос имеет производительность, равную 16,7 л/с при давлении 2,0 МПа. Устье скважины при гидроразрыве оборудуют арматурой 1АУ-700, которую крепят к эксплуатационной колонне на резьбе. Арматура рассчитана на давление 70 МПа и состоит из крестовины, устьевой головки, предохранительного клапана и пробковых кранов. Для транспортирования системы обвязки всего комплекса оборудования и управления им используют самоходный блок манифольда 1БМ-700, смонтированный на шасси автомобиля ЗИЛ-157К. В состав оборудования блока манифольда входят напорный и раздаточный коллекторы, а так же комплект НКТ, диаметром 60 мм, с шарнирными и быстро-сборными соединениями. Напорный коллектор состоит из клапанной коробки с шестью отводами для подсоединения насосных агрегатов, центрального отвода с контрольно-измерительными приборами (ма-нометр, плотномер, расходомер), двух отводов для соединения с устьевой арматурой, пробковых кранов и предохранительного клапана. Раздаточный коллектор предназначен для распределения рабочих жидкостей (жидкостей разрыва, песчано-жидкостной смеси, продавочной жидкости) по насосным агрегатам. Контрольные вопросы: 1. Что представляют собой кислотные ванны? 2. Какое применяется оборудование при гидравлическом разрыве пласта? 3. В каких годах возникла идея создания гидравлической трещины в продуктивном пласте? Литература 1. Гиматудинов Ш. К. и др. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра,1982. – 312с. 2.Оркин Г. К., Кучинский П. К. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1955. – 299с. 3.Амикс Дж. и др. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572с. 4.Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский Л. И., Чугунов Л. С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. – М.: Наука, 1996. - 541с. 5.Варфоломеев Д. Ф., Хамаев В. Х. Химия нефти и газа. – Уфа, 1977. – 61с. Лекция 31 Тема: Способы эксплуатации нефтегазовых скважин. План: 1. Стадии разработки месторождения. 2. Способы эксплуатации скважин. 1. Стадии разработки месторождения. При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии: I - нарастающая добыча нефти; II - стабилизация добычи нефти; III - падающая добыча нефти; IV - поздняя стадия эксплуатации залежи. На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот период добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление. Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др. Задачей разработчиков является максимально возможное продление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода. Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды. В течение первых трех стадий должен быть осуществлен отбор 80...90 % промышленных запасов нефти. Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта. При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа. |