вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
49. Термокислотные обработки призабойной зоны пласта. Область применения, механизм воздействия. Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция. Хлористый магний (MgCL2) остается в растворе. При термокислотной обработке, продуктивный пласт подвергается воздействию дважды в одном технологическом процессе: сначала ТХВ, а затем простой кислотной обработке или обработке под давлением. Термохимическое воздействие (ТХВ) – воздействие на забой и призабойную зону пласта горячей кислотой, получаемой за счет выделения тепла при реакции между кислотой и магнием. Термокислотные обработки предназначаются для растворения парафиновых и асфальто-смолистых отложений, для образования каналов растворения в доломитах, для интенсивного растворения загрязняющих материалов в скважинах после окончания бурения, для очистки фильтра водонагнетательных скважин от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте и др. Применение ТХВ целесообразно лишь на месторождениях с низкой температурой – от 15 до 40°С. ТХВ рекомендуют применять в основном в скважинах с открытым стволом, так как горячая кислота имеет высокую коррозионную активность, а ингибиторов для условий высокой температуры недостаточно. Технологический процесс термокислотной обработки: Из скважины поднимаются НКТ. Реакционный наконечник загружается магнием в форме стержней или стружек в зависимости от скважинных условий. Если используется вставной наконечник, то из скважины извлекают только штанги с плунжером и конусом глубинного насоса. В этом случае НКТ на поверхность не поднимают, а путем их допуска устанавливают против интервала обработки. Реакционный наконечник с термографом на колонне НКТ или на штангах спускают в скважину и устанавливают в интервале обработки. Производят обвязку устья скважины с насосной установкой (агрегатом). В нагнетательную линию устанавливают расходомер. Осуществляют подкачивание нефти в нефтяные добывающие скважины из расчета подъема уровня жидкости в скважине до такой глубины, чтобы обеспечить превышение забойного давления над пластовым на 1 – 2 МПа. В скважину закачивают 15%-й раствор соляной кислоты для термохимического воздействия. Скорость закачивания раствора кислоты регулируют по показаниям расходомера. После завершения подачи 15%-го раствора кислоты для термохимического воздействия закачивают остальную кислоту на максимальной производительности насоса. Объем и концентрацию этой кислоты определяют так же, как и при простых кислотных обработках. Растворы кислот продавливают в пласт нефтью в нефтяных добывающих скважинах и водой в водонагнетательных скважинах на максимальной скорости. Объем продавочной жидкости берут равным объему спущенных в скважину НКТ. Время выдерживания растворов кислоты определяется как и при простых кислотных обработках. В скважинах с высоковязкими асфальтосмолистыми и парафинистыми нефтями применяют также ТХВ с предварительным введением в ПЗП гранулированного или порошкообразного магния. Для этого в трещины гидроразрыва задавливают магний с песком или без песка. Затем закачивается раствор соляной кислоты в объеме, превышающем необходимый объем для протекания полной химической реакции кислоты с магнием. В результате этого расплавляются твердые компоненты (асфальтены, смолы и парафин) нефти в порах и трещинах призабойной зоны и растворяются карбонатные породы. Это приводит к увеличению проницаемости пласта. Обводненные пласты предварительно изолируют засыпкой песком или пакером. Термохимическому возд-ю подвергаются только нефтенасыщенные интервалы, поэтому этот вид воздействия называется направленным ТХВ. После 40 – 60 мин реагирования кислоты с магнием скважину осваивают компрессором (уровень жидкости в скважине снижают путем продувки воздухом) и вводят в эксплуатацию. 50. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Область применения, механизм воздействия. Соляно-кислотная обработка терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается в том, что кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. Однако радиус такого контура проникновения по толщине пласта будет различный в зависимости от проницаемости и пористости прослоев, которых в данном интервале может быть несколько. Если известны проницаемости, пористости, толщины и карбонатность отдельных прослоев в слоисто неоднородном пласте, то приближенно можно рассчитать глубину проникновения кислоты в пласт по прослоям при закачке данного объема раствора или наоборот, задаваясь глубинами проникновения кислоты по прослоям, можно определить необходимый объем растворов соляной кислоты. В карбонатных коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонатны составляют всего лишь несколько процентов от общего объема породы. Поэтому фронт нагнетаемого раствора растворяет эта карбонаты и нейтрализуется, а последующие порции раствора, двигаясь по порам, в которых карбонаты уже удалены, сохраняет свою первоначальную активность. Это приводит к тому, что при последующем дренировании из скважины сначала поступает концентрированный раствор соляной кислоты, а за ним нейтрализованная кислота. Соляная кислота практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы терригенного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов (алюмосиликатов). Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой HF, называемой также плавиковой. Взаимодействие плавиковой кислоты с кварцем происходит по следующей реакции: SiO2 + 4HF = 2H2O + SiF4 . Образующийся фтористый кремний SiF4 далее взаимодействует с водой 2SiF4 + 4H2O = Si(OH)4 + 2H2SiF6 . смесь соляной кислоты HCl и плавиковой HF называют глинокислотой. Для первичных обработок трещиноватых пород рекомендуемые объемы более значительны 0,75-1,0 м3 на 1 м толщины пласта. Закачанная глинокислота выдерживается в пласте в течение 8-12 ч. Объем продавочной жидкости обычно равен объемам НКТ и забойной части скважины. Терригенные породы содержат мало карбонатов, поэтому применяют двухступенчатую кислотную обработку. Сначала обрабатывают ПЗС обычным раствором соляной кислоты, а затем закачивают глинокислоту. Соляная кислота растворяет карбонаты в ПЗС, что предотвращает при последующей закачке раствора плавиковой кислоты образование в порах пласта осадков фтористого кальция и других фторидов, осложняющих процесс, и сохраняет довольно большое количество HF для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов. Кроме того, удаление карбонатов из ПЗС позволяет сохранить на нужном уровне кислотность отреагированного раствора HF для предупреждения образования геля кремниевой кислоты, закупоривающего пласт. 51. Тепловая обработка призабойной зоны пласта (закачка нагретого жидкого теплоносителя, электротепловая обработка). Область применения, механизм воздействия. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта приводит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости в нагнетательных скважинах. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопарафиновых отложений, окислов железа, механических примесей. Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в призабойной зоне пласта образуются смолопарафиновые отложения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев призабойной зоны с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перепетой водой, горячей нефтью и так далее. При этом в призабойной зоне пласта должна создаваться и поддерживаться температура выше температуры плавления смолопарафиновых отложений. Тепловую обработку ПЗП применяют в том случае, если в добываемой нефти содержатся парафин или смолы, которые осаждаются в ПЗП, на стенках скважин и в трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта. При нагреве ПЗП отложения парафина и смол расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Для прогрева применяют электронагреватели, газонагреватели, горячую нефть, нефтепродукты, воду, пар и т.д. Для прогрева ПЗП в скважину можно закачать горячие жидкости: нефть, конденсат, керосин, дизельное топливо или воду с добавками ПАВ или без них. Закачка в скважину горячей нефти и нефтепродуктов. Жидкость нагревают паром до 90-95°C и при помощи насоса закачивают по трубам в пласт, предварительно останавливая скважину. Горячая жидкость растворяет парафино-смолистые соединения, которые при помощи насоса вместе с нефтью выносятся на поверхность. Есть два варианта закачки: 1) создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса 2) продавливание жидкости в ПЗП. В первом случае глубинный насос спускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не прекращается. Горячий нефтепродукт вытесняет холодную жидкость в затрубном прострастве и доходит до приема насоса. По пути он расплавляет парафин, отложившийся на стенках ЭК, и, проникая в ПЗП, растворяет и вымывает АСПО в непосредственной близости от стенок скважины. Второй вариант: поднимается ГНО, спускают пакер. Прокачивают в пласт горячую нефть или нефтепродукт, пакер поднимают, спускают ГНО и пускают скважину в эксплуатацию. Первый вариант более простой, но практически не влияет на ПЗП. Второй вариант более дорогой, но эффективнее. Прогрев ПЗП горячей водой. Используют пл. воду (90-95 С), добавляют ПАВ (0,5 – 0,1 %). Технология аналогична. Паротепловая обработка ПЗП заключается в том, что перегретый водяной пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье закрывают для передачи тепла вглубь пласта. Пар получают с помощью парогенератора типа ППУ. Закачивают до 1000 т. пара, 10-12 суток. Затем скв. закрывают еще на 2-5 сут. для теплопередачи вглубь пласта. Технология прогрева ПЗП с помощью электронагревателя заключается в следующем. Сначала подготавливают скважину, т.е. поднимают насосное оборудование, проверяют шаблоном колонну, очищают ПЗП. Для спуска электронагревателя, подъема его и прогрева ПЗП применяют самоходную установку СУЭПС или УЭС. Она состоит из механизированной лебедки, смонтированной на шасси автомашины, и автоприцепа, на котором установлены автотрансформатор и станция управления. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения, а станция управления – для управления работой глубинного электронагревателя. Электронагреватель спускают до заданной глубины и прогревают пласт несколько суток. Затем нагреватель извлекают из скважины и пускают скважину в эксплуатацию. Радиус прогрева 0,3-1,5 м, прогрев длится 3-7 суток. Прогрев распространяется в основном вверх (до 20 м) и вниз (10 м) вследствие конвективного обмена. 52. Сущность гидравлического разрыва пласта. Технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Область применения, механизм воздействия. Гидравлический разрыв пласта — технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования трещин или расширения и углубления естественных трещин. Для этого в ПЗП закачивается жидкость под высоким давлением. В образовавшиеся при этом трещины вместе с жидкостью закачивается отсортированный кварцевый песок, чтобы не сомкнулись трещины после снятия давления на пласт. Трещины, бывают шириной 2-4 мм, могут достигать в длину нескольких десятков метров и, соединяясь между собой, увеличивают проницаемость ПЗП. Дебиты скважин после ГРП увеличиваются в 2 и более раза. Гидравлический разрыв пласта применяется: 1.для повышения добычи нефти из скважин с сильно загрязненной ПЗП; 2.с целью обеспечения связи скважины с естественными трещинами; 3.для ввода в разработку низкопроницаемых залежей; 4.с целью увеличения темпов отбора нефти и повышения конечного нефтеизвлечения; 5.для увеличения продуктивности нефтяных скважин; 6.для увеличения приемистости нагнетательных скважин; Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах, расположенных вблизи водонефтяных и газонефтяных зон. ГРП производят в следующем порядке. В скважину спускаются НКТ, а выше кровли продуктивного пласта или пропластка, в котором планируется провести ГРП, устанавливают пакер. Скважину промывают с целью очистки забоя от глины и механических примесей. Затем в скважину по НКТ нагнетается жидкость разрыва в объемах, необходимых для создания на забое давления, необходимого для разрыва пласта. Пакер спускается для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления, создаваемого насосами во время ГРП. Он разобщает зону продуктивного пласта от вышележащей части скважины. При этом давление, создаваемое насосными агрегатами, действует только на пласт или пропласток и на нижнюю часть пакера. Жидкости для ГРП: жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт и в естественно существующие в нем трещины, жидкость-песконоситель для подачи песка с поверхности в образуемые в пласте трещины и продавочная жидкость. Закачивают жидкость разрыва в скважину до тех пор. Пока не установиться давление на устье. Применяется также направленный гидроразрыв пласта. После проведения дополнительной пескоструйной перфорации производиться гидравлический разрыв пласта по обычной технологии. К основному оборудованию для ГРП относятся: — насосные агрегаты; — пескосмесительные установки; — автоцистерны для перевозки жидкостей; — агрегаты для перевозки блока манифольда; — агрегаты для перевозки наполнителя и т.д. Технология и техника методов увеличения нефтеотдачи 53. Факторы, влияющие на нефтеотдачу Все факторы, оказывающие непосредственное влияние на нефтеотдачу пласта, можно разделить на две категории: неуправляемые (природные) и управляемые (технологические). К основным факторам относятся следующие: Вязкость нефти и воды; Проницаемость; Пористость; Однородность; Температура; Песчанистость; Нефтенасыщенность; Обводненность; Количество и плотность расположения скважин; Темпы добычи нефти; Технологии разработки месторождения. Методы разработки в свою очередь делятся на три вида: первичные – когда нефть выходит под естественным давлением, вторичные – поддержание давления путем закачки воды или газа, и третичные, к которым относятся все способы увеличения нефтеотдачи. 54. Классификация методов увеличения нефтеотдачи. Назначение методов и их общая характеристика. По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом: 1. Тепловые методы: • паротепловое воздействие на пласт; • внутрипластовое горение; • вытеснение нефти горячей водой; • пароциклические обработки скважин. 2. Газовые методы: • закачка воздуха в пласт; • воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); • воздействие на пласт двуокисью углерода; • воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. 3. Химические методы: • вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); • вытеснение нефти растворами полимеров; • вытеснение нефти щелочными растворами; • вытеснение нефти кислотами; • вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.); • микробиологическое воздействие. 4. Гидродинамические методы: • интегрированные технологии; • вовлечение в разработку недренируемых запасов; • барьерное заводнение на газонефтяных залежах; • нестационарное (циклическое) заводнение; • форсированный отбор жидкости; • ступенчато-термальное заводнение. 5. Группа комбинированных методов. С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее 55. Критерии применимости методов повышения нефтеотдачи. На стадии промышленного испытания и промышленного внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов возникает проблема эффективного их применения. Объективно вопрос формулируется так: какой наиболее существенно повышающий извлекаемые запасы и уровень добычи нефти при благоприятных экономических показателях метод увеличения нефтеотдачи пластов необходимо выбрать для конкретного нефтяного месторождения (залежи) с определенными геолого-физическими свойствами и условиями разработки? Ответить на этот вопрос всегда не просто, так как для любого месторождения (залежи) могут оказаться применимыми несколько методов. Чтобы выбрать наилучший метод, надо знать следующее: нефтенасыщенность (водогазонасыщенность) пластов или степень их истощения, заводнения; свойства нефти и пластовой воды - вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей; коллектор и его свойства - песчаник, алевролит, известняк, проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав; расположение и техническое состояние пробуренных скважин; наличие материально-технических средств, их качество, характеристику,стоимость; отпускную цену на нефть; потребность в увеличении добычи нефти. Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов. 1. Трещиноватость пластов. Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование. Как отмечалось, объем трещин не превышает 1,5-2 % от общего объема пор пластов, а гидропроводность их может достигать 60-80 % от общей гидропроводности пластов. Поэтому в сильнотрещиноватых пластах при низком охвате рабочим агентом и малой дополнительной добыче нефти наступает предел экономической рентабельности процесса, даже при неоправданных затратах. 2. Газовая шапка. Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20 - 100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате, как и в трещиноватом пласте, происходит неэффективный расход рабочих агентов. |