Отчет по практике. Отчет №2 Ложкин Д.Н. 09.03.2021. Технология опз с применением растворителей аспо на нефтяных месторождениях
 Скачать 0.77 Mb.
|
|
2.3. Способы обработки призабойной зоны скважин 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 по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности. 1-кратное и многократное воздействие на призабойную зону 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; 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 спуск колонны 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. 2.3.1. Обработка соляной кислотой Метод обработки соляной кислотой является наиболее простым методом обработки ПЗС и нашёл наиболее широкое распространение. Сущность этого метода обработки заключается в закачке кислотного раствора в ПЗС. Реакция кислотного раствора с некоторыми присутствующими в породах веществами, такими как известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества, и с некоторым типом загрязненных отложений, почвы в ПЗС будет очищать эту зону или образовывать и (или) расширять поры, трещины, что приводит к повышению проницаемости породы. Реакции, которые происходят при обработке соляной кислотой: 2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H 2O + CO2 - воздействие на известняк; 4HCl + CaMg( CO3) 2 = CaCl2 + MgCl2 + 2H2О +2CO2 - воздействие на доломит. Хлористый кальций ( CaCl2 ) и хлористый магний ( MgCl2 ) хорошо растворяются в воде, и углекислый газ ( CO2 ) также либо (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде, либо выделяется. Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые могут образовать нерастворимые в растворе осадки: Хлорное железо ( FeCl3 ); Гипс ( CaSO42H2O); Антикоррозионные добавки (например, ингибитор ПБ-5). Фтористый водород и фосфорная кислота. Различают некоторые виды обработки соляной кислотой скважин: Кислотные ванны; Простые кислотные обработки; Кислотные обработки под давлением; Термохимическая обработка - обработка ПЗС с помощью горячей кислоты; Термокислотная обработка ПЗС – применение термохимической и кислотной обработки ПЗС после неё (как простой СКО, так и под давлением); Поинтервальная или ступенчатая СКО - применяется при таких случаях, когда одноразовая солянокислотная обработка считается неэффективной. Сущность этого метода заключается в обработке по каждому интервалу, изолируемому пакерами, устанавливающимися непосредственно у границы интервала, пропластка. 2.3.2. 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 2 варианта ГПП: Точечная – при ней канал образуют при неподвижном перфораторе; Щелевая - осуществляют при движении перфорационного устройства. Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора. При осуществлении ГПП используют: перфораторы, НКТ, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковую катушку или превентор, жидкость-носитель, кварцевый песок. В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 % 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. 4.9.1.3.9. Процесс ГПП осуществляют при движении 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. 2.3.3. Виброобработка Виброобработку производят в: 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 /1 м вскрытой толщины пласта. 2.3.4.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: 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. При стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму. 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 10 - 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, герметичных бескорпусных типа ПДГ БК, 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/секr в жидкости и 0,5 м/секв газожидкостной среде. При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях - лубрикатором. Скважину шаблонируют, производят замену длины кабеля, привязку по каротажу, замеряют гидростатическое давление и забойную температуру, 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. 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. 2.3.5. Гидравлический разрыв пласта Суть применения гидравлического разрыва пласта состоит в формировании и расширении в пласте трещин путем создания высоких давлений на забое жидкостью, которая закачивается в скважину. В появившиеся трещины подают песок с целью удержать трещину раскрытой после того, как давление будет уменьшено. Появившиеся в пласте трещины выполняют функцию проводников нефти и газа, которые связывают скважину с продуктивными зонами пласта, которые находятся на удаленном расстоянии от скважины. Трещины могут иметь длину до нескольких десятков метров. После того, как обработка призабойной зоны будет осуществлена с помощью гидроразрыва, как правило, производительность скважины возрастает в несколько раз. Процесс проведения ГРП включает в себя несколько этапов, которыми являются: закачка жидкости разрыва с целью образования трещин; закачка жидкости – песконосителя; закачка жидкости с целью продавливания песка в трещины. 2.3.6. Обработка теплофизическими методами воздействия Суть использования данных методов заключается в том, что в скважину на глубину продуктивного пласта напротив перфорации погружается некий генератор, создающий волны давления нужных параметров. Данные волны просачиваются в призабойную зону, тем самым очищая ее от твердых частиц, загрязняющих коллектор. Кроме этого, благодаря образуемым волнам обеспечивается интенсификация течения флюида по порам в нужном направлении. Целью использования данных методов на призабойную зону является улучшение фильтрационных свойств пород. С помощью теплофизических методов удалается парафин, смолы и соли, осуществляется периодический прогрев пласта вокруг скважины с целью сохранения фильтрационных свойств пород, а также ликвидируются последствия проникновения в пласт бурового раствора. В настоящее время существует несколько методов теплофизических методов воздействия. Наиболее распространенными из них являются следующие: Стационарный электропрогрев - применяется во время разработки тех нефтяных месторождений, в которых вязкость нефти превышает 50 мПа. Для осуществления данного метода используются электрические нагреватели, которые спускаются в призабойную зону скважины на кабеле. Циклический электропрогрев - суть данного метода заключается в периодическом прогреве призабойной зоны. До того момента, как порода охладится потоком нефти, проводимость породы в прогретой зоне существенно увеличивается. После этого осуществляется повторный цикл прогрева породы. На продолжительность и частоту данных обработок влияют задаваемый радиус, свойства пластовой системы, мощность электронагревателя, температура в скважине, поддерживающаяся на забое с помощью терморегуляторов, которые размещаются в корпусе электронагревателя. Термоакустическая обработка - данный метод является комбинированным – тепловую обработку совмещают с акустической. Целью такого комбинирования является снижение затрачиваемого времени, которое требуется для того, чтобы прогреть пласт до необходимой температуры, а также увеличить воздействие. Акустический излучатель создает волновое поле, которое увеличивает температуропроводность пласта, глубину обработки, а также вынос из пористой среды частиц парафина, бурового раствора, его фильтрата и твердых солевых отложений. Циклическое паротепловое воздействие - заключается в периодической подаче в пласт сухого пара с помощью насосно-компрессорных труб. Данный способ рационально использоваться в том случае, если глубина скважины составляет не более 1000 метров, при этом нефть должна иметь максимальную вязкость – 50 мПа-с. Пласт нагревается на глубину до 30 метров. После возобновления эксплуатации температура в пласте держится на протяжении двух – трех месяцев благодаря накопленным запасам тепла при нагнетании пара. Таким образом, использование всех указанных методов позволяет существенно повысить проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта. 2.3.7. Обработка растворителями АСПО, кислотным раствором Обработка ПЗП – изобретение, которое относится к нефтяной промышленности. В способе обработки призабойной зоны пласта разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации, закачивают в разобщенное пространство растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений АСПО с максимально возможным расходом при давлении не более 5 Мпа. Для удаления и защиты от АСПО призабойной зоны пласта раствор должен вводиться в водонефтяной поток до зоны выпадения АСПО. Для защиты от АСПО призабойной зоны пласта добывающих скважин рекомендуется технология задавливания раствора в пласт. Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку растворителя и кислотного раствора (Авторское свидетельство СССР №1652520, опубл. 30.05.1991). Сущность изобретения которого сводится к последовательной закачке в нефтяной пласт оторочки растворителя для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений (АСПО) и кислотного раствора, содержащего плавиковую кислоту и/или соляную кислоту и реагент Катапин КИ-1, при соотношении объемов закачиваемых оторочек растворителя и кислотного раствора от 2:1 до 0,5:1 соответственно. В качестве растворителя используется растворитель или смесь растворителей, способных растворять АСПО конкретного месторождения. Кислотный раствор содержит фторсодержащую смесь и реагент КИ-1 при следующих соотношениях компонентов, мас.%: фторсодержащая смесь 95-99,5, Катапин КИ-1 0,5-5. Фторсодержащая смесь содержит 2-8 мас.% фтористого водорода и 10-30 мас.% хлористого водорода. Повышается эффективность кислотных обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин (Патент РФ №2117150, опубл. 10.08.1998 – прототип). |