Разработка месторождения Дыш. Дилом материалы_Дыш. В работе рассматривается механический способ увеличения производительности скважин гидравлический разрыв пласта

• Название: В работе рассматривается механический способ увеличения производительности скважин гидравлический разрыв пласта
• Анкор: Разработка месторождения Дыш
• Дата: 26.08.2021
• Размер: 0.57 Mb.
• Имя файла: Дилом материалы_Дыш.doc
• Тип: Документы; #228029
• страница: 5 из 8

2 Технологический раздел

2.1 Состояние призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважин
В процессе эксплуатации скважин призабойная зона пласта претерпевает существенные ее изменения. Это может происходить из-за таких причин, как:

1) Кольматирование буровым раствором;

2) Осаждение солей из-за несовместимости пластовой и нагнетаемой воды;

3) Разрушение естественного цемента пласта и вынос его в призабойную зону;

4) Гидроразрыв пласта;

5) Проведение кислотных обработок.

Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора:

- Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне.

- Буровой фильтрат может вызвать разбухание глин, что приведет к повреждению.

Повреждения при закачке:

- Закачиваемая вода может быть «грязной»-мелкие частицы могут закупорить поровые каналы.

- Закачиваемая вода может быть несовместимой с пластовой водой – может вызвать образование осадков и закупорить поровые каналы.

- Закачиваемая вода может оказаться несовместимой с глинистыми минералами пласта; вода может дестабилизировать некоторые глины, вызывая движение мелких частиц и закупоривая поровые каналы.

Повреждения в результате добычи:

- В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения. При этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти в околоскважинной зоне.

- В ретроградном газоконденсатном коллекторе околоскважинное давление может быть ниже точки росы. При этом образуются неподвижное конденсатное кольцо, что снижает эффективную проницаемость по газу в околоскважинной зоне.

Все эти последствия влияют на уровень добычи продукции, но с этими явлениями существуют способы борьбы.
2.2 Существующие и применяемые на практике способы увеличения производительности скважин.

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при заканчивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.).

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках норовых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Химические методы

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. К таким методам относятся:

Солянокислотная обработка скважин

Солянокислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы - известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций и хлористый магний, вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются из скважины. Углекислый газ С0₂ также легко удаляется на поверхность.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие длинные кавернообразные каналы, в результате чего заметно увели область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки норового пространства от илистых образований.

Самостоятельное значение имеет кислотная обработка стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии.

При такой обработке растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой.

Пенокислатная обработка скважин

Для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок, за последнее время все большее применение находят пенокислотные обработки скважин.

Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены.

Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:

1) замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; в результате этого приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ранее недостаточно или совершенно не охваченные процессом фильтрации;

2) малая плотность кислотных пен (400-800 кг/м³) и их повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта; это как бы включает в себя преимущества, достигаемые при поинтервальных кислотных обработках, что особенно важно при больших продуктивных мощностях пласта и пониженных пластовых давлениях;

3) улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения.

Обработка скважин грязевой кислотой

Для обработки скважин, эксплуатирующих коллекторы, сложенные из песчаников с глинистым цементом, применяется смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты НF с соляной кислотой. Такую кислотную смесь называют грязевой кислотой или глинокислотной. Она не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как при ее воздействии на породу образуется объемистый слизистый осадок фтористого кальция СаF₂, способный запечатать норовое пространство пласта.

При взаимодействии грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующем порядке. Вначале в стволе скважины против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. Если стенки колонны труб покрыты цементной коркой, в соляную кислоту добавляют 1-1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Затем в пласт закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты реакции должны быть удалены для расчистки пористых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту-смесь 3-5%-ной плавиковой кислоты с 10-12%-ной соляной кислотой.

Грязевую кислоту выдерживают в скважине не менее 12 ч, после чего забой скважины тщательно очищают от продуктов реакции.

Термокислотная обработка скважин

В скважинах, где возможно запарафинивание забоя отлагающимся парафином или смолами, кислотная обработка будет более эффективной, если забой скважины предварительно подогреть и тем самым расплавить парафин. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью или вместо обычной обработки делают термокислотную обработку.

Термокислотная обработка заключается в том, что на забой скважины опускают вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся большим выделением тепла. В качестве таких веществ можно применять едкий натр, едкое кали, магний или какие-либо другие металлы. После опускания этих веществ на забой приступают к прокачке кислоты обычными способами

Термокислотная обработка - процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины, причем соляная кислота нагревается теплом, выделяемым при химической реакции между этой же соляной кислотой и магнием; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

После закачки порции кислоты, предназначенной для первой (термохимической) фазы обработки, немедленно закачивают кислотный раствор для заключительной стадии обработки. По завершении закачки всего объема кислотного раствора в скважину прокачивают продавочную жидкость и продавливают кислоту в пласт.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти. Например:

Гидропескоструйная перфорация скважин

Этот метод перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок специального перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта без других нарушений обсадных труб и цементного камня (рис. 162). Жидкость с песком подается к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб насосами, установленными у скважины.

Этот способ вскрытия пласта применяется как в новых скважинах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.

Кроме перфорации, гидропескоструйный метод может применяться для выполнения ряда других работ в скважинах:

- создания глубоких кольцевых и вертикальных щелей, облегчающих образование трещин в заданном интервале пласта при осуществлении гидроразрывов; солянокислотных обработок или создания водоизолирующего экрана в пласте;

- срезания обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб в скважинах;

- разрушения металла, цементного стакана и твердых песчаноглинистых пробок в скважине;

- расширения призабойной зоны в необсаженной части скважины.

Для гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных скважинах - воду. В качестве абразивного материала используют отсортированный кварцевый песок фракции 0,5 - 0,8 мм. Концентрация деска в жидкости должна составлять 50 - 100 г/дм³.Темп прокачки смеси жидкости с песком - в пределах 3,0 - 4,0 л/с на одну насадку. При таком темпе закачки скорость выходящей из насадки струи жидкости равна 200 - 260 м/с, а перепад давления в насадках 18,5 - 22 МПа.

Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта 15 - 20 мин. После перфорации предыдущего интервала перфоратор устанавливают в следующем верхнем интервале. В новых интервалах установки перфоратора операция повторяется при том же режиме проведения процесса.

Тепловые методы

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяются при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяется фазовое равновесие составляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафина и смол и последние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъемных трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта, и продуктивность скважин снижается.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне. Кроме того, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электро-нагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия, описанного выше.

Электротепловая обработка призабойных зон

Этот способ прогревания призабойных зон скважин осуществляется при помощи глубинных электронагревателей, спускаемых в скважину на кабель-тросе.

Операции по прогреву призабойной зоны скважины осуществляются в следующей последовательности. Установку подают к скважине после окончания работ по подъему глубиннонасосного оборудования, проверки колонны шаблоном, очистки от пробки и других подготовительных работ. Прицеп устанавливают на расстоянии 3 - 5 м от блока управления станка-качалки, к которому подключается электрооборудование установки. Подъемную лебедку после отцепления прицепа устанавливают в 15 - 25 м от устья скважины так, чтобы ось желоба блок-баланса у устья скважины была перпендикулярна оси барабана лебедки. Электронагреватель при помощи ручного устьевого подъемника опускают в скважину, затем устанавливают ролик блок-баланса в рабочее положение и заводят кабель-трос в желоб ролика. Дальнейший спуск электронагревателя до заданной глубины производится сматыванием кабель-троса с барабана лебедки.

При достижении электронагревателем заданной глубины кабель-трос на устье скважины закрепляют устьевым зажимом, сматывают остаток его с лебедки и присоединяют конец к автотрансформатору. Включают рубильник на блоке управления станка-качалки и автомат на пульте управления. С этого момента начинается прогрев призабойной зоны. Обычно прогрев проводится в течение 3 - 7 сут. После прогрева электронагреватель извлекают из скважины, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию.

Закачка в скважину горячих жидкостей

Обычно для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны в скважину закачивают горячую нефть, газовый конденсат, керосин, дизельное топливо, или же воду с добавками ПАВ или без них.

Жидкость в объеме до 15 - 30 м² нагревают до 90 - 95° С паром от паровой передвижной установки (ППУ). Нагретую жидкость закачивают насосом в скважину.

Применяют два варианта закачки:

1) создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса;

2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте глубинный насос доспускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не прекращается. Горячая жидкость вытесняет холодную в затрубном пространстве и доходит до приема насоса, По пути она расплавляет парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, и, проникая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафино-смолистые отложения в непосредственной близости от стенок скважины.

Второй вариант закачки горячей жидкости в скважину осуществляется по следующей схеме. Из скважины извлекают подземное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячую жидкость закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на поверхность, в скважину спускают глубинный насос и пускают ее в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Из сравнения этих двух вариантов закачки горячей жидкости в скважину следует, что первый вариант более прост по своему осуществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и выкидной линии; призабойная зона скважины практически не ярогре-вается.

Закачка горячей жидкости в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого варианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера.

Паротепловая обработка призобойной зоны скважин

При этом способе обработки призабойной зоны теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После некоторого промежутка времени эксплуатацию скважины возобновляют.

В скважину, выбранную для паротепловой обработки, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером, который уста-навливают над верхними отверстиями фильтра, Пакер изолирует фильтровую зону от эксплуатационной колонны и предохраняет ее от воздействия высокой температуры нагнетаемого в скважину пара.

В неглубоких скважинах (до 500 - 600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения пакера.

Пар для теплового прогрева скважин получают от ППУ, монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Нефтедобывающие предприятия имеют передвижные паровые установки производительностью 4 т пара в час с рабочим давлением до 12МПа и температурой пара до 320°С.

ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и поступает в пласт.

В мелких скважинах, не требующих высокого давления, для теплового прогрева призабойной зоны часто используют обычные промысловые котельные.

Как показала практика, для получения хороших показателей от паротепловой обработки в скважину необходимо закачать не менее 1000 т пара. Следовательно, при производительности одной установки, равной 4 т пара в час, длительность прогрева исчисляется 10 - 12 сут.

После закачки в пласт заданного количества пара скважину закрывают на 2 - 5 сут для того, чтобы тепло передалось в глубь пласта. После этого в скважину спускают насосное оборудование и пускают ее в эксплуатацию.

Этот метод обработки призабойных зон, называемый циклическим паротепловым методом обработки, дает хорошие результаты на скважинах, эксплуатирующих пласты с тяжелой, маловязкой нефтью, или на скважинах, резко снизивших производительность из-за закупорки пор парафино-смолистыми отложениями.

Механические методы

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Например, сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.