управление_продуктивностью_скважин-14_02_2016. Контрольная работа По дисциплине Управление продуктивностью скважин и интенсификация добычи нефти

• Название: Контрольная работа По дисциплине Управление продуктивностью скважин и интенсификация добычи нефти
• Дата: 29.05.2021
• Размер: 87.88 Kb.
• Имя файла: управление_продуктивностью_скважин-14_02_2016.doc
• Тип: Контрольная работа; #211501

управление продуктивностью скважин

от Pavel0802 | skachatreferat.ru

Министерство образования и науки Российской Федерации
Филиал Федерального государственного бюджетного образовательного
учреждения высшего профессионального образования
«Удмуртский Государственный Университет» в городе Воткинске

Контрольная работа
По дисциплине «Управление продуктивностью скважин и
интенсификация добычи нефти»

Выполнил: студент группы З-Вт-131000-42(к)
Лоншаков Павел Сергеевич

Проверил: к.т.н., доцент Борхович С.Ю.

Воткинск 2016

Выбор скважин-кандидатов для обработки призабойных зон.

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.
Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую среду и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.
Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание стойких эмульсий, и снижение фазовой проницаемости скважин. Может быть и не качественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважин, где эмульсия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих паровое пространствоколлектора.
Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате проникновения подобных процессов возрастают сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.
В скважинах с загрязненной призабойной зоной наблюдается падение добычи жидкости при сохранении тех же условий эксплуатации, более низкие значения дебита по сравнению с расположенными поблизости скважинами данного месторождения. Выявление таких скважин осуществляется на основе промысловых данных либо в результате расчета. Расчетный метод состоит в следующем: оценивается радиус области дренирования скважины и вычисляется дебит жидкости по формуле Дюпюи; если расчетный дебит значительно выше фактического, то можно предположить, что имеется загрязнение призабойной зоны. Кроме того, ухудшение коллекторских свойств в призабойной зоне может быть выявлено по результатам гидродинамических исследований.
Эффективность применения того или иного метода воздействия на объект разработки определяется геологической характеристикой коллектора, свойствами пластовых флюидов и параметрами, характеризующими состояние разработки. Выбор скважин для ОПЗ по средним характеристикам месторождения не всегда бывает удачным, особенно для продуктивных карбонатных отложений, характеризующихся послойной и зональной неоднородностью коллекторов, как по строению, так и по свойствам. 
К основным геологическим критериям, определяющим успешность применения ОПЗ можно отнести следующие:
a. тип коллектора  (трещиноватый, трещиновато-поровый или поровый), определяющий компонентный состав дляводоизолирующих композиций (так, например, для трещиноватых коллекторов предпочтительно включение в состав композиции дисперсной фазы);
b. нефтенасыщенная мощность пласта;
c. средняя проницаемость и ее распределение по разрезу;
d. наличие в разрезе скважины подошвенной воды (последние два критерия определяют, например, целесообразность включения в состав композиции гидрофобизаторов);
e. свойства пластовых флюидов (например, вязкость нефти, содержание в ней АСПО, содержание солей в пластовой воде, что определяет кольматационную активность пластовых флюидов, в зависимости от чего можно сделать предпочтение той или иной технологии).
Помимо геологических критериев, необходимо рассматривать и геофизические и технологические критерии выбора скважин для ОПЗ, среди которых можно указать следующие:
a) дебит скважины по жидкости (и текущий способ эксплуатации);
b) текущая обводненность добываемой продукции;
c) динамика изменения обводненности (растет, падает, держится на постоянном уровне);
d) текущее пластовое давление и его отклонение от максимального (начального);
e) снижение дебита жидкости от  максимально достигнутого;
f) накопленная добыча нефти и накопленный водонефтяной фактор;
g) средний за историю МРП;
h) наличие опыта применения на данной скважине каких-либо ОПЗ.
 Очевидно, что это далеко не полный перечень критериев, определяющих эффективность применения ОПЗ, однако для каждой из технологий значимость того или иного критерия разная.
Таким образом, для выявления скважин – кандидатов на ОПЗ, необходимо сделать анализ качества призабойной зоны, скин-фактора планируемых скважин, исходя из таких показателей как снижение дебита (приемистости), изменение давления, динамического уровня и других показателей, учитывая геологические и технологические особенности скважины или месторождения в целом, а также основываясь на данные гидродинамических и геофизических исследований. Вместе с тем из кандидатов исключаются:
Технически не исправныескважины
Скважины с выработанными запасами
Скважины с прорывами агента системы ППД.

Выбор технологии обработки призабойных зон.

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:
в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;
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 спускколонны 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:
1) кислотные ванны;
2) промывку пеной или раствором ПАВ;
3) гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);
4) циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;
5) многоцикловую очистку с применением пенных систем;
6) воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;
7) ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);
8) 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 изагущенных 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 зависит от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта).
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.
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. 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.
Термохимическуюобработку 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 —
1. точечная
2. 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:
a) перфораторы, НКТ,
b) насосные агрегаты, пескосмесители,
c) емкости для жидкости,
d) сальниковую катушку или превентор, а также
e) жидкость-носитель и
f) 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 6 мм — от 10 до 12 МПа;
при диаметре насадки 4,5 мм — от 18 до 20 МПа.
Процесс ГПП осуществляют придвижении 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:1. 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;
2. при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;
3. 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 130
мм 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.
1. Скважину шаблонируют.
2. Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу.
3. Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру.
4. 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.
5. 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 загрязненияПЗП. 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.
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.
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
a. темп и объемы закачки,
b. устьевое давление,
c. 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 скоэффициентом запаса прочности.
Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.
При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

На нефтяных месторождениях применяется большой набор технологий обработки призабойной зоны скважин (физико-химические, механические и тепловые) для изоляции водопротоков, выравнивания профилей приемистости и отдачи пластов, а также для интенсификации нефтеизвлечения из низкопроницаемых пластов и прослоев. Для каждого конкретного нефтяного месторождения на разной стадии его разработки выбираются свои наиболее эффективные технологии обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. Обосновываются условия наиболее эффективного применения технологий.
Для получения наилучшего результата, ОПЗ должна иметь системный характер и основываться на следующих принципах:
1) единовременность обработки ПЗП в нагнетательных и добывающих скважинах в пределах выбранного участка;
2) массовость обработки ПЗП (оптимальная последовательность и число обрабатываемых скважин);
3) периодичность обработки ПЗП в скважинах;
4) двухэтапность (многоэтапность) обработки ПЗП в скважинах, вскрывающих неоднородные коллекторы;
5) изменение направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин для обработки по заранее заданной программе;
6) выбор технологий обработки ПЗП для конкретных геолого-физических условий призабойных зон коллектора и месторождения в целом.
Соблюдение этих шести (иногда меньше) принципов при обработках призабойных зон скважин позволяет увеличить нефтеотдачу пласта, интенсифицировать добычу нефти, сократить извлечение попутно добываемой воды из пласта и несколько стабилизировать себестоимость добычи нефти.
1. Единовременность обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин
Применение системной технологии предусматривает практически единовременную (в наиболее сжатые сроки) обработку ПЗП как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах в пределах каждогохарактерного участка месторождения, т.е. основная часть скважин того или иного участка должна быть обработана в течение как можно меньшего периода времени, не превышающего 1-2 мес. Реализация этого условия позволит получить наибольший технологический эффект по суммарному приросту добычи нефти из скважин определенного участка. Важное условие получения максимального эффекта от обработок - сохранение равенства объемов закачки и отбора.
2. Массовость обработок скважин (оптимальная последовательность и число обрабатываемых скважин)
При оценке эффективности воздействия на ПЗП единичной скважины необходимо учитывать ее интерференцию с соседними скважинами. В результате взаимовлияния скважин возможно, что увеличение, например, дебита обработанной скважины будет сопровождаться уменьшением общего дебита соседних с ней добывающих скважин.
Из практики реализации системной технологии следует, что в результате интерференции воздействие на скважины, расположенные на разных расстояниях, дает неодинаковый эффект с точки зрения общего изменения текущей добычи нефти. Поскольку единовременная обработка всех скважин, вскрывших продуктивный пласт в пределах какого-то выделенного участка или всей залежи, довольно затруднительна, а иногда и просто невозможна, важной задачей является выбор таких скважин, первоочередная обработка которых позволит получить наивысший эффект при минимальных затратах.
3. Периодичность обработок призабойных зон скважин
Продолжительность проявления технологического эффекта от обработки скважин разная - от нескольких недель и месяцев до года и более. Поэтому для достижения долговременного технологического эффекта предусматривается периодическая повторная единовременная обработка нагнетательных и добывающих скважин характерных участков.
4. Двухэтапность (многоэтапность) обработок призабойных зон скважин в неоднородных коллекторах
В среднем 40 % нефтенасыщенного пласта не охватывается заводнением. Именно эта часть пласта является главнымрезервом увеличения КИН. Для этого предусматривается проведение двухэтапной (многоэпатной) обработки призабойной зоны скважин в слоисто-неоднородном пласте для последовательного вовлечения в разработку зон с различными геолого-физическими характеристиками.
5. Системное изменение направлений фильтрационных, потоков в пласте
В процессе разработки формируются направления преимущественной фильтрации закачиваемого агента и извлекаемой нефти также направления со слабой фильтрацией или вообще застойные зоны. В этих условиях изменение фильтрационных потоков в пласте, несомненно, приведет к повышению его нефтеотдачи. В низкопроницаемых пластах с ухудшенными свойствами призабойных зон эффективного изменения фильтрационных потоков можно достичь периодической обработкой добывающих и нагнетательных скважин по специальным программам.
6. Выбор технологии обработки призабойной зоны скважин для конкретных геолого-физических условий ПЗП и месторождения в целом
На нефтяных месторождениях применяется большой набор технологий обработки призабойной зоны скважин (физико-химические, механические и тепловые) для изоляции водопротоков, выравнивания профилей приемистости и отдачи пластов, а также для интенсификации нефтеизвлечения из низкопроницаемых пластов и прослоев. Для каждого конкретного нефтяного месторождения на разной стадии его разработки выбираются свои наиболее эффективные технологии обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. Обосновываются условия наиболее эффективного применения технологий.
Таким образом, повышения технологических показателей разработки можно достичь не только закачкой химических реагентов в больших объемах, которая направлена на увеличение коэффициентов вытеснения нефти и охвата пласта воздействием. Повысить конечный КИН и интенсифицировать добычу нефти можно путем правильной организации обработок скважин, в той или иной проводимых на каждом месторождении.


Тепловые методы воздействия ПЗП (паротепловыеобработки, обработки горячей нефтью, горячей водой, электропрогрев), область применения тепловых методов, механизм воздействия.

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.
Термические методы воздействия на пласт основаны на резком снижении вязкости нефти при нагреве, в результате чего ее подвижность в пластовых условиях увеличивается и улучшается приток к эксплуатационным скважинам.
Воздействие на призабойную зону осуществляется: нагревательными устройствами – устьевыми и глубинными; тепловой обработкой в сочетании с другими средствами интенсификации. В качестве теплоносителя могут быть использованы: вода, пар, нефть, газ.
При термическом воздействии на ствол скважины обычно осуществляют депарафинизацию, борьбу с гидратными пробками, повышение приемистости скважин.
При термическом воздействии на пласт основная цель – повышение коэффициента нефтеотдачи и сокращение времени разработки месторождения.
К традиционным кондуктивным методам прогрева ПЗС (за счет эффективной теплопередачи по скелету породы и насыщающей жидкости) относят прогрев скважины нагревателями, различаемыми по конструкции и способам получения тепла.
Тепловая обработка ПЗС целесообразна при добыче тяжелых высоковязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтено-смолистых компонентов (более 5-6 %). Поскольку тепловая обработка ПЗС, как правило, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревателя можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре. Призабойную зону прогревают двумя способами:
1) спуском на забой скважинынагревательного устройства - электронагревателя, специальной газовой горелки или парогазогенератора;
2) закачкой  в пласт на некоторую глубину  теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды и нефти.
Известны  два вида электротеплового воздействия  на ПЗС: периодическое (циклическое) и  стационарное (непрерывное).
При периодической электротепловой  обработке прогрев призабойной  зоны производится в течение непродолжительного времени. Эксплуатация на период прогрева приостанавливается. После окончания теплового-воздействия из призабойной зоны вместе с фильтрующейся жидкостью удаляются расплавленные парафино-асфальтеносмолистые вещества, восстанавливается проницаемость, скважина работает с повышенным дебитом. При этом пласт нагревается на незначительную глубину и, в процессе эксплуатации скважины за сравнительно короткий срок, температура пласта снижается до начальной величины. Создаются условия для накопления парафино-асфальтеносмолистых веществ, ухудшается проницаемость пород призабойной зоны пласта, дебит снижается. Требуется повторная, тепловая обработка.
При стационарной обработке повышенная температура жидкости в скважине и ПЗС поддерживается в течение длительного времени за счет непрерывного прогрева или прогрева через небольшие промежутки времени. Поддержание температуры на требуемом уровне предотвращает отложение парафино-асфальтеносмолистых веществ на поверхности пор пласта и снижение коэффициента продуктивности скважины, одновременно достигается уменьшение вязкости поступающей в скважину нефти.
Электронагреватели.
В качестве источника тепла наиболее часто используются скважинные электронагреватели мощностью 10-30 кВт. Нагревательный элемент имеет три U - образные трубчатые элемента из красной меди диаметром 11 мм, наполненные плавленной окисью магния. В трубках расположена спираль из нехромовой проволоки. Сверху нагревательные элементы закрыты кожухом.
В верхней части электронагревателя монтируется термопара,подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и весь процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети.
Для подведения тепла может использоваться электрохимический нагреватель ТЭРМ-1. Он содержит токоподводящий кабель, нулевой электрод, выполненный в виде герметично закрытого токопроводящего трубчатого корпуса, который создает рабочую камеру для электролита. Внутри трубчатого корпуса – электрода размещен цилиндрический центральный фазовый электрод, находящийся в электропроводящем растворе в нижней части корпуса. Для контроля над происходящими изменениями в пласте в результате действия электронагревателя выбран метод точечного электромагнитного зондирования ТЭМЗ, который основан в определении разницы в свойствах воды и нефти при воздействии электромагнитным полем.
Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-120 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтирована каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длинной 1200 м. с наружным диаметром 18 мм.
В комплект установки СУЭПС-1200 входят три прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования.
Мощность электронагревателей, продолжительность операции и соответственно количество введенного тепла зависят от требуемой температуры прогрева. Минимальная температура прогрева определяется температурой плавления парафино-асфальтеносмолистых веществ, борьба с осложнениями которых и составляет задачу данного процесса. Максимальная температура прогрева ограничивается возможным повреждением цементного камня за обсадной колонной и возможностью образования кокса при повышенныхтемпературах. При этих условиях максимальная температура может быть ограничена пределом 150-175 °С.
Глубинные электронагреватели позволяют производить тепловую обработку непосредственно на забое скважины либо на выбранном интервале не прогревая всю колонну труб НКТ и эксплуатационную колонну, что помогает снизить энергозатраты, может комплектоваться дополнительным контрольно-измерительным оборудованием, что позволяет оперативно управлять процессом обработки, могут применятся на большей глубине чем при обработке теплоносителем.
Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая – основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками. Такая разновидность получила в зависимости от вида используемого теплоносителя наименования: паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) Вторая – на паротепловой обработке призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар.
Закачка пара, горячей воды в малодебитные эксплуатационные скважины увеличивает их дебиты, позволяет снизить вязкость пластовой нефти, удалить АСПО в призабойной зоне. Однако здесь необходимо учитывать состояние скважины, обращать особое внимание на ее конструкцию и крепление. Скважины необходимо комплектовать специальными компенсаторами, очищать забой на 2-3 метра, чтобы НКТ при расширении не могли упереться в забой (если закачка ведется без пакера).
При закачке пара и горячей воды с поверхности земли возникают большие тепловые потери по стволу скважины, которые могут доходить до 70-80%. При глубине залегания свыше 800 метров, закачка теплоносителя вообще становится не эффективной. Чтобы это исключить необходимо, использовать теплоизолированные насосно-компрессорные трубы или конструкцию труб типа «труба в трубе», где в качестве теплоизолятора используется воздух.
Эффективность теплового воздействия на нефтяной пласт, в значительнойстепени зависит от правильности выбора рабочего агента, способствующего более высокой степени нефтеизвлечения, с учетом геолого-промысловых характеристик объекта воздействия. На основе анализа результатов исследования по вытеснению нефти паром и горячей водой следует, что без глубокого изучения нефтяного месторождения и существующего уровня развития техники нельзя отдавать предпочтение пару или горячей воде. Все зависит от геологического строения месторождения и физико-химических свойств нефти и конкретных условий с учетом экономических показателей и перспектив разработки месторождения. Насыщенный водяной пар по сравнению с горячей водой имеет большую энтальпию, то есть большее теплосодержание, и при одинаковых массовых расходах вытесняющих агентов количество вводимого в пласт тепла при паре выше. Кроме этого при вытеснении нефти паром в большей степени проявляется механизм дистилляции легких фракций углеводородов, что приводит к увеличению коэффициента нефтевытеснения. Однако только на этом основании однозначного вывода о преимуществе пара над горячей водой делать нельзя. В некоторых случаях нагнетание горячей воды может оказаться предпочтительнее нагнетания пара. Выбор теплоносителя необходимо осуществлять с учетом физико-химических свойств нефти и геолого-физических свойств породы коллектора. Если при добыче легкой нефти большое значение имеет термическое расширение, то есть величина вязкости µ0 при этом слабо зависит от температуры, то в случае вязкой нефти наоборот - величина µ резко падает с ростом температуры, а тепловое расширение значительно меньше влияет на эффективность процесса. Поэтому для конкретной нефти имеется свой диапазон температур, где наблюдается интенсивное снижение величины вязкости нефти µ0 и другое, При воздействии на пласт горячей водой или паром в пласте образуется водонефтяная эмульсия. При одинаковых температурах пара и горячей воды эмульсии, полученные при нагнетании пара, значительно устойчивее, чемэмульсии, образовавшиеся при закачке горячей воды, что приводит к увеличению затрат на деэмульсацию нефти. Нефти, в которых содержится большое количество парафино-асфальтено-смолистых веществ, как правило, относятся к неньютоновским системам. Фильтрация их в пористой среде затруднена из-за наличия начального градиента давления, что является одной из причин низкого нефтеизвлечения из таких залежей. Исследованиям установлено, что повышение температуры нефти сопровождается значительным уменьшением градиента динамического давления сдвига, а также увеличением подвижности нефти. Исследования свойств аномальных нефтей при различных температурах показали, что наибольшие изменения реологических параметров нефти наблюдаются при температурах д 50°С, дальнейшее же увеличение температуры более 50° сопровождается незначительными изменениями вязкости нефти.
Паротепловые обработки призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителя являются наиболее широко применяемыми методами добычи тяжелых нефтей и природных битумов.
Закачка горячей воды. В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя ее до кипения, так как при высоких давлениях (25 МПа) энтальпия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не различается. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды. Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных геолого-физичских условиях.Вытеснение нефти паром. На основании лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8–15 МПа). Объем пара может быть в 25–40 раз больше, чем объем воды. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.
Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что способствует улучшению охвата пласта процессом, а также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40–50%) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем дистилляция нефти и изменение подвижностей (18–20%) и в меньшей степени – расширение и смачиваемость пласта.
С целью недопущения рассеивания тепла в окружающие породы, для воздействия паром выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более).
К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80% и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).
Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют больших расходов, иногда достигающих 30–35% от общих расходов на производство пара.
Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов – снижением их проницаемости, что создает дополнительные трудности.
Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды инефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостей нефти более 800 – 1000 мПа·с. Повышение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром – одна из основных проблем, требующих решения. Другая, наиболее сложная проблема при применении пара – сокращение потерь теплоты через обсадные колонны нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3–4% на каждые 100 м глубины скважины.
При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35 – 45% и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую эффективность процесса. Термоизоляция паронагнетательных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Цемент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30 – 60% кремнезема), термостойким.
Основное ограничение на применение метода – глубина не более 800–1000 м.
Традиционные технологии паротеплового воздействия на пласт с поверхности сопряжены с рядом существенных недостатков, которые в обобщенном виде можно сформулировать:
- необходимость применения плотных сеток скважин, специальных теплогенерируемых установок, строительство специальных паронагнетательных скважин с теплоизолированными вакуумными НКТ, протяженных напорных и промысловых паропроводов, блоков распределения пара и др., что приводит к неоправданным высоким капитальным вложениям и эксплуатационным затратам на их обслуживание, что ограничивает применение технологии для разработки средних и малых месторождений;
- каждая паронагнетательная скважина обеспечивает воздействием только определенные запасы нефти;
- паротепловое воздействие на пласт вызывает неравномерное распределение давления по элементам закачки, фильтрационных потоков в коллекторе продуктивного пласта. Чем выше темп закачки теплоносителя и меньше относительный объемвысокопроницаемых коллекторов в залежи, тем больше отставание теплового фронта в низкопроницаемой части пласта, что приводит нередко к прорывам теплоносителя и снижает охват пласта и, в конечном итоге, тепловую эффективность процесса;
- традиционные технологии добычи высоковязкой нефти, использующие наземные парогенераторы, где для выработки теплоносителя сжигают природный газ, входят в число процессов, производящих большое количество выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;
- нередки случаи перетоков подошвенной воды и теплоносителя по заколонному пространству вследствие нарушения герметичности эксплуатационной колонны


Литература

1. Борхович С.Ю., Глызин И.Н., Коробов Р.В. Развитие тепловых методов разработки высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах на примере месторождений Удмуртской Республики. Удмуртский государственный университет, Ижевск, Россия
2. Волков К. А., Миловзоров Г. В., Волков А. Я., Борхович С. Ю., Хафизов А.Р. Термоциклическая технология воздействия на призабойную зону пласта забойными электронагревателями
3. Волков К.А., Борхович С.Ю., Волков А.Я. Применение технологии термоциклического воздействия на призабойную зону добывающих скважин
4. В.С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1990. - 427 с.
5. http://neftrussia.ru/raboty-po-intensifikacii-dobychi-nefti-2/
6. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1966. - 232 с.
7. Н.К. Праведников, Ю.В. Маслянцев, Г.Г. Вахитов, В.И. Азамотов, А.А. Фаткулин. Направления развития технологий повышения нефтеотдачии интенсификации работы скважин в РН - Юганснефтегаз. Инткрвал №8, Самара 2001 г. стр. 39.
8. РД 39-0147035-254-88Р «Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Глав-тюменнефтегаза». Москва-Тюмень-Нижневартовск, 1988. - 236 с.