Приток жидкости и газа к скважине. Реферат. Реферат Приток жидкости и газа к скважине

• Название: Реферат Приток жидкости и газа к скважине
• Анкор: Приток жидкости и газа к скважине
• Дата: 03.04.2023
• Размер: 392.37 Kb.
• Имя файла: Реферат.docx
• Тип: Реферат; #1033278

_{Министерство} науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт недропользования

Кафедра нефтегазового дела

Реферат

« Приток жидкости и газа к скважине»

по дисциплине «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Выполнил студент группы А.С.Батурин

НДБЗ-18-1
Принял преподаватель В.В. Четверикова


Иркутск – 2022 г.

Содержание

Введение 3

1 Приток жидкости и газа к скважине 4

1.1Условия притока жидкости и газа в скважины 4

2Способ вызова притока 6

2.1Способ вызова притока заменой бурового раствора жидкостью с меньшей плотностью 6

2.2 Способ вызова притока заменой жидкости глушения пенными системами 7

2.3 Способ вызова притока аэрированием жидкости глушения 8

2.4 Способ вызова притока вытеснением сжатыми газами 9

2.5 Способ вызова притока с использованием испытателя пластов на базе струйного насоса 10

2.6 Способ вызова притока тартанием желонкой 11

2.7 Способ вызова притока свабированием 12

3 Методы интенсификации притока 14

3.1 Химические методы интенсификации притока 14

3.2 Физические методы интенсификации притока 15

3.3 Механические методы и интенсификации притока 15

3.4 Тепловые методы интенсификации притока 16

3.5 Волновые методы интенсификации притока 17

3.6 Биологические методы интенсификации притока 19

3.7 Комбинированные методы интенсификации притока 19

Заключение 20

Список использованной литературы 21

Введение

Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.

Основная цель изучения особенностей притока жидкости и газа к несовершенным скважинам — получение информации для проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин, установления на забое скважин необходимого давления. Изучение начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Реальные нефтегазоносные месторождения разрабатываются несколькими скважинами. Их количество определяется из условия обеспечения заданного отбора из месторождения углеводородного сырья. Поэтому в фильтрационных расчетах, связанных с разработкой месторождений, необходимо рассматривать множество скважин, размещенных определенным образом на площади нефтегазоносности. При этом возникают гидродинамические задачи определения давления на забоях скважин при заданных дебитах, или наоборот, дебитов при заданных давлениях.

1 Приток жидкости и газа к скважине

1. Условия притока жидкости и газа в скважины

Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления (Рпл) и давления у забоев скважин (Рпл - Рзаб). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.

В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации пластовая энергия проявляется в виде сил, способствующих движению флюидов.

На устье скважины всегда имеется какое-то давление Ру, называемое устьевым. Тогда:
Рзаб - Ру =rgh 104×h,
где r  - плотность жидкости (кг/м 3), g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c2' (для приближенных расчетов принимают g = 10м/с2), h ‑ глубина залегания пласта, м; 104 - переводной коэффициент, Па/м. Разность (Рпл - Рзаб) называют депрессией скважины. Поэтому чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины.

Коэффициент продуктивности скважин – количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный,  растворенного, газа и гравитационный.

Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.

Коэффициент нефтеотдачи пласта (Кн – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасом нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий - 0,5 ÷ 0,8.

Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа (расширения газовой шапки), при этом Кн = 0,4 ÷ 0,7.

Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15¸0,3.

Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.

Гравитационный режим - наименее эффективный из всех режимов  эксплуатации скважин (Кн = 0,1 ¸ 0,2).

Практически в изолированном виде каждый из режимов эксплуатации встречается редко.

2. Способ вызова притока

Вызов притока из пласта в скважину осуществляется понижением давления в ПЗП, создаваемого столбом бурового раствора или жидкости глушения, до давления меньше пластового (депрессия на пласт) различными способами, каждый из которых относится к одному (или двум) из следующих методов: метод облегчения столба жидкости; метод понижения уровня жидкости; метод мгновенной депрессии.

К методу облегчения столба жидкости относятся способы:

-замена жидкости глушения жидкостью с меньшей плотностью;

-замена жидкости глушения пенными системами;

-аэрирование жидкости глушения (газлифт) с пусковыми клапанами или без.

К методу понижения уровня жидкости относятся способы:

-вытеснение сжатыми газами (инертный, природный);

-откачивание глубинным насосом (штанговым, электроцентробежным, струйным);

-тартание желонкой; свабирование.

К методу мгновенной депрессии относятся способы:

-использованием испытателей пластов;

- падающей пробки; задавка жидкости глушения в пласт.

Вдобавок к описанным способам применяются различные их комбинации. Далее рассмотрим наиболее распространённые на промыслах способы.

1. Способ вызова притока заменой бурового раствора жидкостью с меньшей плотностью

Данный способ заключается в закачивании насосным агрегатом в скважину жидкости меньшей плотности (вода или дегазированная нефть) по затрубному пространству до полной замены бурового раствора, как изображено на схеме (см. рисунок 2.1). Иногда закачку жидкости ведут по насосно-компрессорным трубам (НКТ). Преимущество закачки жидкости по затрубному пространству заключается в том, что при получении притока и до окончания замены раствора создаются наилучшие условия для выноса твёрдых частиц из интервала перфорации, из-за более высокой скорости движения жидкости к устью скважины.



Рисунок 2.1- Схема вызова притока заменой бурового раствора водой

1 – буровой раствор; 2 – вода; 3 – устьевое оборудование; 4 – сборная ёмкость; 5 – ёмкость с водой; 6 – насосный агрегат
Использование в данном способе жидкости в качестве заменителя бурового раствора позволяет сколь угодно плавно уменьшать давление на забое скважины. Однако степень его уменьшения ограничена наименьшей плотностью, применяемой для этих целей замещающей жидкости (дегазированная нефть) и потому не позволяет вызывать приток в скважины из пластов, давление в которых существенно ниже гидростатического.

2.2 Способ вызова притока заменой жидкости глушения пенными системами

В случае низких пластовых давлений вызов притока из пласта в скважину может быть осуществлен с использованием пенных систем, имеющих очень широкий диапазон изменения плотности — от 900 до 100 кг/м3.

Пена представляет собой структурированную дисперсную систему, в которой пузырьки газа являются дисперсной фазой, разделенной тонкими прослойками жидкой дисперсионной среды. Двухфазная однокомпонентная пена состоит из жидкости, газа и какого-либо поверхностно-активного вещества (ПАВ), являющегося пенообразователем. Массовая доля ПАВ в пенах обычно составляет не более 2 %. При освоении скважин применяются однокомпонентные и многокомпонентные двухфазные пены.

Данный способ заключается в закачивании в скважину водного раствора ПАВ с концентрацией 0,1–0,2 % (по активному веществу) через НКТ и вытеснении данным раствором скважинной жидкости через затрубное пространство (см. рисунок 2.2). Закачивание по прямой схеме осуществляется для уменьшения контакта больших объёмов скважинной жидкости с вскрытой толщей продуктивного пласта.
Рисунок 2.2- Схема вызова притока заменой жидкости глушения пеной

1 – НКТ; 2 – манометры; 3 – расходомер воздуха; 4 – компрессор; 5 – обратные клапаны; 6 – аэратор; 7 – нагнетательная линия; 8 – насос; 9 – мерная ёмкость; 10 – накопительная ёмкость для пенообразующей жидкости; 11 – сброс пены; 12 – затрубное пространство
Затем осуществляют замену водного раствора ПАВ двухфазной пеной следующим образом. Из мерной ёмкости 9 насосом 8 подают в аэратор 6 водный раствор ПАВ, который по линии 7 поступает в НКТ 1. При этом содержимое скважины поступает в ёмкость 10 или другую ёмкость по линии 11 через затрубное пространство 12 с расходом жидкости 3–5 л/с. При появлении циркуляции в аэратор 6 компрессором 4 подаётся сжатый газ и по линии 7, таким образом, начинает поступать пена, вытесняющая из скважины жидкость. Контроль за процессом обеспечивается манометрами 2 и расходомером газа 3. Обратные клапаны 5 предотвращают попадание газа в насос, а жидкости – в компрессор. Сжатый газ следует подавать в аэратор с плавным увеличением подачи, начиная с малых доз, для предотвращения образования воздушных пробок в скважине. В нужный момент для замены пены с большей плотностью (меньшей степенью аэрации) на пену с меньшей плотностью (большей степенью аэрации) прямая система подачи пены в скважину меняется на обратную.

2.3 Способ вызова притока аэрированием жидкости глушения

Данный способ вызова притока из пласта находит широкое применение при освоении нефтяных и газовых скважин, если их планируется эксплуатировать фонтанным или газлифтным способом. Он пригоден для использования в зимний период времени, поскольку для его осуществления в качестве рабочего агента может быть использован только газ.

Данный способ заключается в закачивании насосным агрегатом в скважину газожидкостной смеси (аэрированная жидкость), имеющей существенно меньшую плотность по сравнению с жидкостью глушения и облегчении, таким образом, столба скважинной жидкости, что снижает давление на забой и способствует вызову притока из пласта в скважину. Известно, что аэрированием можно довести среднюю плотность газожидкостной смеси до 0,3–0,4 кг/м3.
Рисунок 2.3- Схема вызова притока аэрированием жидкости глушения с использованием пусковых отверстий

1 – жидкость глушения; 2 – пусковые отверстия; 3 – сжатый газ; 4 – аэрированная жидкость; 5 – устьевое оборудование; 6 – компрессор; 7 – сборная ёмкость
Аэрация представляет собой процесс введения газа в жидкость, в результате которого жидкость становится насыщенной пузырьками газа и плотность получившейся газожидкостной смеси значительно уменьшается. Увеличение объёма газожидкостной смеси из-за её насыщения газом приводит к подъёму последней до самого устья скважины. В результате устанавливается циркуляция, при которой происходит отбор жидкости из скважины.

2.4 Способ вызова притока вытеснением сжатыми газами

Данный способ заключается в снижении уровня скважинной жидкости путём нагнетания в затрубное пространство или НКТ сжатого газа (инертного, природного) компрессором, в результате чего сжатый газ вытесняет жидкость глушения из НКТ или затрубного пространства, уменьшая тем самым давление на забое и способствуя вызову притока из пласта в скважину (см. рисунок 2.4). Использование воздуха для снижения уровня жидкости запрещается правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08–200–98).
Рисунок 2.4- Схема вызова притока вытеснением сжатыми газами

1 – жидкость глушения; 2 – сжатый газ; 3 – устьевое оборудование; 4 – сборная ёмкость; 5 – компрессор
Этот способ позволяет производить вызов притока из пласта и создавать значительные депрессии на пласт резко и плавно. Например, при использовании компрессора с подачей 8 м3/мин и максимальным давлением 8 МПа в скважине с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм и установленной в ней НКТ с диаметром 73 мм, заполненной водой, можно снизить уровень на 600 м, если закачивать газ в затрубное пространство, и на 200 м, если закачивать газ в НКТ. Следовательно, при использовании обратной схемы закачки газа можно создать депрессию на пласт в 6 МПа, а при использовании прямой схемы – 2 МПа без использования дополнительных приёмов в работе.

2.5 Способ вызова притока с использованием испытателя пластов на базе струйного насоса

Данный способ вызова притока из пласта находит всё более широкое распространение, так как позволяет создавать управляемые циклические депрессии на пласт с одновременной очисткой прискважинной зоны пласта.

Данный способ заключается в откачивании скважинной жидкости из подпакерной части скважины устройством для гидродинамических исследований пластов (УГИП), что снижает давление на забой и способствует вызову притока из пласта в скважину (см. рисунок 2.5). Для этого в скважину спускается колонна НКТ с установленным на ней пакером и смонтированным над ним струйным насосом (в составе УГИП). После посадки пакера выше интервала перфорации через струйный насос прокачивается рабочая жидкость, подаваемая насосными агрегатами с устья скважины, понижая давление в подпакерной части скважины (депрессия на пласт) до требуемой величины. Величина депрессии и время её действия зависят от расхода рабочей жидкости, прокачиваемой через струйный насос. После прекращения подачи рабочей жидкости гидростатическое давление на забое восстанавливается. Циклы снижения-восстановления забойного давления повторяются многократно до появления устойчивого притока из пласта.

Создание управляемых циклических депрессий на пласт способствует извлечению жидкостей (растворов), засоряющих пласт. Практика показывает, что за несколько десятков циклов удаётся извлечь из пласта на поверхность кубометры бурового раствора. Струйный насос также может быть использован для повышения эффективности кислотных обработок прискважинных зон, поскольку обеспечивает быстрое и надёжное удаление из породы остаточного раствора кислоты и продуктов реакции.

Струйные насосы способны обеспечивать практически любую депрессию, поскольку с их помощью может быть получен даже вакуум. Производительность работы данных устройств может достигать более 3000 м3/сут.

Рисунок 1.5 – Схема вызова притока с использованием струйного насоса

1 – хвостовик с фильтром; 2 – пакер; 3 – глубинный манометр; 4 – УГИП; 5 – амбар; 6 – НКТ; 7 – каротажная станция; 8 – устьевая арматура с лубрикатором; 9 – фильтр; 10 – насосные агрегаты; 11 – мерная ёмкость; 12 – ёмкость для рабочей жидкости

2.6 Способ вызова притока тартанием желонкой

Данный способ вызова притока из пласта один из самых старых и в последнее время используется редко из-за малой производительности. Он пригоден для использования в неглубоких скважинах с низкими пластовыми давлениями, из которых не ожидается фонтанирования, поскольку скважины не имеют колонны НКТ и, как правило, устьевой арматуры.

Данный способ заключается в периодическом порционном понижении уровня скважинной жидкости специальным устройством – желонкой, благодаря чему понижается давление на забое, что способствует вызову притока из пласта в скважину (см. рисунок 2.6, а).

Желонка представляет собой полый цилиндр, выполненный из тонкостенных насосно-компрессорных труб диаметром 89 и 114 мм, нижняя часть которого снабжена обратным клапаном, а верхняя – узлом крепления к тяговому органу лебёдки. Желонка спускается на тяговом органе (как правило, стальной канат) под уровень скважинной жидкости, наполняется благодаря открывающемуся в нижней части обратному клапану, а затем поднимается на поверхность.

Работы по снижению уровня в скважине ведутся медленно, так как объём желонок невелик. Например, для снижения уровня на 500 м в колонне диаметром 168 мм желонкой диаметром 114 мм и длиной 10 м необходимо сделать более 110 рейсов. Глубина спуска ограничивается прочностью и длиной тягового органа, на котором спускается желонка, а высота поднимаемого столба жидкости ограничивается длиной желонки и по техническим причинам не может превышать 40–50 м.

2.7 Способ вызова притока свабированием

Данный способ вызова притока из пласта один из самых старых, традиционных и универсальных, однако до недавнего времени был запрещён к применению правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности из-за своей недостаточно безопасной и экологически чистой реализации. Он пригоден для использования для различных категорий скважин и характеризуется высокой производительностью, простотой реализации, возможностью эффективного применения в осложнённых условиях, а также совместимостью с различными методами интенсификации притока.

Данный способ заключается в периодическом порционном понижении уровня скважинной жидкости специальным устройством – свабом в колонне насосно-компрессорных труб либо в эксплуатационной колонне, благодаря чему понижается давление на забое, что способствует вызову притока из пласта в скважину (см. рисунок 2.6, б, в).

Сваб представляет собой полый цилиндр (мандрель), снабжённый обратным клапаном в своей нижней части, узлом крепления к тяговому органу в своей верхней части и уплотнительными элементами (резиновыми, полимерными манжетами либо металлическими плашками), расположенными по образующей поверхности цилиндра. Манжеты препятствуют протеканию скважинной жидкости между мандрелью и колонной труб только при движении сваба вверх. Обратный клапан открывается при спуске, пропуская скважинную жидкость, и закрывается при подъёме сваба, вынося на поверхность столб жидкости, находящийся над свабом.



Рисунок 2.6 – Схемы вызова притока тартанием желонкой и свабированием

а – тартание желонкой; б – свабирование в насосно-компрессорной трубе; в – свабирование в эксплуатационной колонне; 1 – устьевое оборудование; 2 – эксплуатационная колонна; 3 – колонна НКТ; 4 – гибкий тяговый орган; 5 – грузы; 6, 7 – свабы; 8 – обратный клапан
За один подъём сваб выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения свабов измеряется сотнями метров и ограничивается прочностными характеристиками свабов либо тягового органа, а также мощностью и размерами барабана лебёдки, приводящей в движение тяговый орган. Тяговым органом может являться стальной канат, геофизический грузонесущий кабель и стальная лента.

Уровень жидкости в скважине при свабировании может снижаться постепенно в течение сравнительно длительного времени, что способствует плавному запуску скважины. Если за один рейс из НКТ диаметром 73 мм будет извлечён столб скважинной жидкости в 250 м, то общее снижение уровня в скважине диаметром 146 мм составит около 60 м.

3 Методы интенсификации притока

К настоящему времени разработано множество методов воздействия на прискважинные зоны пластов (ПЗП) с целью восстановления или повышения их проницаемости (в т. ч. увеличения подвижности содержащихся в них флюидов). Эти методы также называют методами интенсификации притока. В научно- технической и учебной литературе, как правило, описывают и классифицируют лишь отдельные группы методов либо методы, используемые на какой-то определённой территории, что не позволяет обозреть все известные на сегодняшний день методы интенсификации притока и составить о них полное представление. Для решения этой задачи представляется разумным привести их системную классификацию в соответствии с основными фундаментальными науками. Таким образом, все известные методы можно разделить на химические, физические, биологические, комбинированные.

Методы интенсификации притока представляют собой большой раздел знаний в нефтегазовом деле, а потому подробное описание техники и технологии данных методов в данной работе приводиться не будет. С их содержанием можно ознакомиться в специализированных учебниках, учебных пособиях, научно- технических изданиях, далее же будет представлено их краткое описание в соответствии с предложенной классификацией.

3.1 Химические методы интенсификации притока

Химические методы в большинстве случаев стали применяться только недавно. Они используют химические вещества для воздействия на забой скважины в зоне перфорации. По принципу действия их можно разделить на кислотные и некислотные, окислительные и неокислительные. Данные химические вещества состоят из органических растворителей, водорастворимых полимерных растворителей, ингибиторов, замедляющих набухание глины, агентов, уменьшающих вязкость, кислот и окислителей в нужных пропорциях. Каждое химическое вещество подбирается под конкретные условия применения.

Одним из химических методов является кислотная обработка, он подразумевает применение кислоты (чаще всего соляной) для очистки прискважинной зоны пласта от загрязняющих её веществ, вследствие такой обработки поры породы пласта соединяются и расширяются, из-за чего растёт их проницаемость и продуктивность пласта в целом. В основном используют две технологии кислотной обработки: промывка кислотой и объёмная кислотная обработка. Промывка кислотой применяется для очистки перфорационных отверстий и поверхностности песчаных и карбонатных пластов для улучшения их гидродинамической связи со скважиной. Объёмная кислотная обработка — это традиционная кислотная обработка, которая заключается в проникновении кислоты радиально вглубь пласта под небольшим давлением, не вызывающем разрушение породы пласта, для растворения осадков и твёрдых частиц шлама которые снижают проницаемость породы. Объёмная кислотная обработка используется в основном для очистки прискважинной зоны пласта от загрязнений буровым раствором, жидкостью для заканчивания или глушения скважин. Данная обработка имеет большую площадь контакта, малое время реакции и радиус действия около одного метра, чем достигается хорошая эффективность даже при серьёзных загрязнениях.

3.2 Физические методы интенсификации притока

Физические методы подразумевают как прямые механические воздействия на пласт или забой, так и воздействия, оказываемые физическими полями: акустическим, электростатическим, электромагнитным, магнитным, тепловым и другими. Данные методы имеют широкое применение, бесспорно, они увеличивают уровень добычи и уменьшают обводнённость скважин, просты в использовании, относительно недороги и эффективны, более распространены, чем химические методы, могут оказывать большое влияние на приток нефти и газа. Это самый многочисленный класс методов интенсификации притока и потому их удобно рассматривать, группируя согласно характеру оказываемого воздействия на пласт. Таким образом физические методы можно разделить:

-на механические;

-тепловые;

- волновые.

3.3 Механические методы и интенсификации притока

Механические методы применяют для образования или расширения существующих искусственных трещин (каналов) малой или большой протяжённости в пласте вокруг скважины либо очищения забоя скважины от механических примесей. К ним относятся все виды повторной перфорации, гидравлического разрыва пласта, а также имплозионной очистки забоя и прискважинной зоны пласта (ПЗП).

Метод перфорации заключается в создании каналов (отверстий) в обсадной колонне, цементном камне и горной породе для обеспечения гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом для поступления пластовой жидкости в скважину. Глубина перфорационных каналов достигает 50–1300 мм, их диаметр варьируется от 8 до 25 мм, а плотность перфорации составляет от 10 до 40 отверстий на 1 метр. Существуют следующие способы перфорации: пулевая, торпедная, гидропескоструйная, кумулятивная, сверлящая (щелевая), гидромеханическая [48].

Метод гидравлического разрыва пласта (ГРП) заключается в нагнетании в ПЗП жидкости для гидроразрыва под высоким давлением и со скоростью, превышающей поглощающую способность пласта, в результате чего происходит образование новых или раскрытие (и увеличение) существующих трещин породы пласта. Сохранение образовавшихся трещин в раскрытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается заполнением их проппантом (расклинивающим материалом), в качестве которого часто используют кварцевый песок. Раскрытие трещин у стенки скважины может меняться в пределах от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров, а их длина может достигать десятков метров. В результате происходит кратное увеличение средней проницаемости породы пласта, что приводит к значительному увеличению притока пластовой жидкости в скважину.

Метод имплозионной очистки забоя и ПЗП заключается в мгновенном заполнении имплозионной камеры гидрожелонки скважинной жидкостью, содержащей различные примеси, под действием разности давлений (гидростатического в стволе скважины и атмосферного внутри камеры).

Гидрожелонка представляет собой цилиндрическую камеру-ловушку, соединённую своей верхней частью с НКТ, а нижней – с хвостовиком, оснащённым плунжерным дросселем и обратным клапаном в нижней части. При открытии плунжерного дросселя полость камеры-ловушки (имплозионная камера) соединяется с пространством скважины и скважинная жидкость вместе с механическими примесями под действием перепада давления поднимается вверх по гидрожелонке через обратный клапан и плунжерный дроссель, заполняя камеру-ловушку. Перепад давления может достигать 10 МПа, при этом скорость поступающей в желонку жидкости может достигать более 200 м/c.

3.4 Тепловые методы интенсификации притока

Тепловые методы применяют для нагрева забоя скважины и прискважинной зоны пласта (ПЗП) при добыче тяжёлых высоковязких нефтей (более 50 мПа·с в пластовых условиях) или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтено- смолистых веществ (более 5 %). При нагреве твёрдые парафины и асфальтено- смолистые вещества переходят в жидкое состояние и становятся подвижными, а вязкость нефти существенно снижается, что приводит к увеличению притока пластовой жидкости в скважину.

В тепловых методах для нагрева ПЗП используются нагреватели либо теплоносители. В качестве нагревателей используются различные по конструкции и способам получения тепла устройства: электрические нагреватели (конвекционные, индукционные), газовые горелки, парогазогенераторы, спускаемые в зону продуктивного пласта, а также нагреватели, осуществляющие ввод высокочастотной (0,001–300 МГц) электромагнитной энергии в пласт через специальные скважинные трубы. В качестве теплоносителей используются насыщенный или перегретый пар, горячая вода, нагретые нефти, нефтепродукты (конденсат, керосин, дизельное топливо), закачиваемые в зону продуктивного пласта с поверхности.

Так как методы нагрева ПЗП нагревателями, как правило, осуществляются периодически, то обрабатываемые скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1500 м) для быстрого извлечения нагревателя и откачки нефти при достаточно высокой температуре. Среди методов нагрева ПЗП теплоносителями наиболее широко применяется метод нагрева сухим насыщенным паром высокого давления (8–15 МПа) при температуре до 300 °C. Данный метод, как правило, показывает бо́льшую по сравнению с методом электронагрева эффективность, но только при сравнительно малых глубинах скважин (до 1000 м) из-за тепловых потерь пара при его движении от устья к забою скважины. Методы нагрева ПЗП теплоносителями осуществляют как созданием циркуляции (горячая промывка), так и продавливанием теплоносителя в пласт. Последний вариант эффективней, но требует извлечения скважинного оборудования и спуска НКТ с пакером. Как показывают расчёты, при прогреве ПЗП радиусом 1,5 м на 20 °C конвекционным электронагревателем затрачивается меньшее количество электроэнергии, чем высокочастотным, однако при увеличении радиуса прогрева затраты энергии выравниваются.

3.5 Волновые методы интенсификации притока

Волновые методы применяют для создания упругих колебаний в прискважинных и удалённых зонах обрабатываемого пласта. Их действие основано на способности различных волн распространяться в пласте в слабой зависимости от его коллекторских свойств и независимо от наличия фильтрационных каналов, при этом обеспечивается множество полезных эффектов, направленных на повышение проницаемости пласта и увеличение подвижности содержащихся в нём жидкостей.

Спектр возможных волновых воздействий весьма широк – от ультразвуковых и высокочастотных колебаний до низкочастотной вибрации, гидроимпульсов и гидроударов. По способам получения колебаний и их частотам волновые методы интенсификации притока делятся на виброволновой, импульсно-ударный, акустический.

Виброволновой метод заключается в создании упругих колебаний (ориентировочно в диапазоне 1–1000 Гц) для ускорения релаксации негативных механических напряжений, разрушения облитерационных слоёв на поверхности поровых каналов, отрыва кольматирующих частиц от поверхности пор, уменьшения вязкости (в некоторых случаях и предельного напряжения сдвига), увеличения сплошности и ускорения дегазации жидкостей в прискважинной зоне пласта.

Для осуществления данного метода применяются различные по принципу действия и конструкции гидродинамические скважинные генераторы (ГСГ) клапанного, роторного (золотникового), кавитационного типа, преобразующие постоянный поток рабочей жидкости (воду, растворы ПАВ, нефть, растворители, кислоты и др.) в пульсирующий, создавая, таким образом, гидродинамические волны давления с частотами, регулируемыми подачей рабочей жидкости на ГСГ.

Они способны создавать колебания с частотами 1–1400 Гц и амплитудами 1–15 МПа при расходах рабочей жидкости 3–20 л/с.

Исследования показывают, что увеличение амплитуды колебаний давления способствует повышению эффективности виброволнового воздействия, так как проницаемость коллектора растёт интенсивней, а вот увеличение частоты колебаний, наоборот, снижает эффективность, так как при этом уменьшается глубина эффективной зоны виброволнового воздействия. В связи с этим наибольшее распространение получил виброволновой метод использующий низкочастотную вибрацию 1–20 Гц.

Импульсно-ударный метод заключается в создании ударных волн в зоне обрабатываемого пласта, которые образуют новые или раскрывают существующие трещины породы пласта, а в некоторых случаях создают пульсирующую нагрузку с низкой частотой и заставляют эти трещины вибрировать – смыкаться и размыкаться, что приводит к гораздо более значительному увеличению проницаемости ПЗП.

Для осуществления данного метода применяются устройства, основанные на использовании взрывчатых веществ (термогазохимические, пороховые генераторы), горючеокислительных составов, гремучей смеси (смесь водорода и кислорода), электрического пробоя скважинной жидкости между электродами скважинного устройства (эффект Юткина) электроискровыми генераторами.

Широкое распространение импульсно-ударного метода с применением устройств, основанных на использовании взрывчатых веществ, сдерживается из- за их невысокой эффективности, недостаточной надёжности, неуправляемости процессов и существенных проблем безопасности, а также того, что воздействию подвергаются наиболее проницаемые зоны пласта. Не получил широкого распространения данный метод и с применением электроискровых генераторов из-за существенных потерь электрической энергии в кабеле, а также роста гидростатического давления, препятствующего образованию пульсирующей полости, при обработке глубокозалегающих пластов.

Таким образом, в целом у импульсно-ударного метода имеются серьёзные

недостатки, заключающиеся в небольшой глубине воздействия, в появлении положительного эффекта преимущественно в высокопроницаемых пропластках неоднородных пластов, увеличении в ряде случаев обводнённости продукции.

Акустический метод заключается в создании упругих колебаний в высокочастотном звуковом и ультразвуковом диапазонах для изменения структуры порового пространства, увеличения теплопроводности скелета породы пласта, разрушения минеральных солеотложений, дегазации и снижения вязкости нефти с целью вовлечения в разработку низкопроницаемых и закольматированных пропластков пород обрабатываемого пласта, а также теплового воздействия на ПЗП.

Для осуществления данного метода используется два типа устройств. Первые преобразуют заданные колебания электрического напряжения или тока в механические колебания твёрдого тела, которое затем и излучает в окружающую среду высокочастотные акустические волны (магнитострикционные, пьезокерамические генераторы), а во вторых высокочастотные акустические колебания возбуждаются потоком рабочей жидкости, проходящим через различные препятствия в устройстве (гидродинамические генераторы кавитационного типа).

Первоначально были разработаны магнитострикционные и пьезокерамические генераторы. Так как принцип работы первых основан на преобразовании колебаний электрического тока (магнитное поле) в акустическое поле, а вторых – на преобразовании колебаний электрического напряжения (электрическое поле) в акустическое поле, то вторые оказались более предпочтительными ввиду их бо́льшего КПД, достигающего 50 %. В связи с этим именно пьезокерамические преобразователи нашли достаточно широкое распространение для реализации акустического метода. Преобладающая частота таких генераторов составляет 19-20 кГц. При их работе в скважине возбуждается акустическое поле интенсивностью более 10 кВт/м2, при этом интенсивность в породе вблизи скважины составляет 1 кВт/м2, а на расстоянии 1 м от её стенки порядка 0,2 кВт/м2.

3.6 Биологические методы интенсификации притока

Биологические методы применяют для очистки прискважинной зоны пласта (ПЗП), забоя и ствола скважины от парафина, регулирования профилей притока и приемистости, а также увеличения пористости и проницаемости породы пласта. Их действие основано на взаимодействии продуктов жизнедеятельности специально полученных микроорганизмов (бактерий) с породой обрабатываемого пласта и содержащимися в нём углеводородами.

Для активизации жизнедеятельности бактерий в зону обрабатываемого пласта закачивают растворы солей азота и фосфора, где они в качестве питательной среды используют предварительно закачанную мелассу (отходы свеклосахарного производства), а также нефть. Причём для развития аэробных бактерий требуется кислородная среда, а для развития анаэробных – бескислородная.

В процессе жизнедеятельности бактерий могут образовываться газы (CH4, CO2, N2, H2, H2S), органические и жирные кислоты, растворители (ацетон, метанол и др.), полимеры, поверхностно-активные и другие вещества. Данные вещества приводят к деструкции тяжёлых фракций нефти, увеличению объёма углеводородной фазы, уменьшению вязкости нефти, частичному растворению породы пласта, изменению поверхностного натяжения на границе фаз, образованию или разрушению нефтяных эмульсий, что в итоге положительным образом сказывается на проницаемости пласта и подвижности, содержащихся в нём жидкостей. Серьёзным недостатком данных методов является то, что в процессе жизнедеятельности бактерий может происходить закупорка высокопроницаемых поровых каналов пласта.

3.7 Комбинированные методы интенсификации притока

Комбинированные методы подразумевают различные сочетания химических, физических и биологических методов интенсификации притока, а также их сочетание с различными способами вызова притока. Например, можно выделить следующие физико-химические методы: термокислотная обработка, гидрокислотный разрыв пласта, виброволновая обработка с кислотным раствором; физико-биологические: гидравлический разрыв пласта с закачкой микроорганизмов; сочетание способов вызова притока с методами интенсификации притока: кислотная обработка с циклической депрессией, создаваемой струйным насосом, ультразвуковое воздействие с одновременной депрессией на пласт, создаваемой аэрированием, либо струйным насосом и др.

Заключение

Обзор способов вызова притока из пласта в скважину показывает, что они, как правило, энергозатратны, трудоёмки и не всегда достаточно эффективны для освоения скважин с трудноизвлекаемыми запасами. Их реализация требует специального дорогостоящего оборудования, многие способы пожаро- и взрывоопасны и создают большую репрессию на прискважинную зону пласта. Наиболее перспективным для освоения скважин с трудноизвлекаемыми запасами является способ свабирования, характеризующийся высокой производительностью, простотой реализации, возможностью эффективного применения в осложнённых условиях и совместимостью с различными методами интенсификации притока.

Обзор методов интенсификации притока показывает, что химические методы достаточно дороги, неэкологичны, требуют наличия специализированного оборудования, так же как биологические методы неэффективны при освоении скважин с трудноизвлекаемыми запасами. Кроме того, для верного подбора как химических реагентов, так и биологических компонентов требуются достоверные данные о геологических условиях скважины. В отличие от них физические методы просты в реализации и более эффективны для указанной категории запасов.

Обзор исследований, посвящённых влиянию волнового воздействия на прискважинные зоны пластов, содержащиеся в них жидкости и их течение в данных пористых средах, показывает, что инициируемые волновыми методами поля упругих волн увеличивают скорость фильтрации жидкостей в прискважинных зонах продуктивных пластов за счёт увеличения абсолютной проницаемости породы коллектора (вследствие изменения структуры порового пространства) и уменьшения вязкости и поверхностного натяжения содержащихся в них жидкостей.

Обзор волновых методов интенсификации притока показывает, что наиболее оптимальным как по проявлению эффектов, так и по глубине охвата прискважинной зоны продуктивного пласта волновым воздействием является виброволновой метод, создающий упругие колебания низкочастотного диапазона до 20 Гц. Как показывают исследования, именно в таком диапазоне частот обеспечивается достаточная для большинства случаев глубина эффективной виброволновой очистки прискважинных зон пласта до 10–20 м. Повышению эффективности виброволновой обработки способствует увеличение амплитуды гидродинамических волн давления, а также достаточная плотность перфорации эксплуатационной колонны в зоне обработки – не менее 20–30 отверстий на погонный метр.

Сравнительный анализ конструкций гидродинамических скважинных генераторов (ГСГ) роторного и клапанного типа показывает, что наиболее перспективными для использования совместно со свабом как с конструктивной, так и с технологической точки зрения являются ГСГ клапанного типа. С конструктивной точки зрения их преимущества заключаются в простоте конструкции и технологичности изготовления.

Список использованной литературы

1. Ахметов М. Ш., Мудуев М. М., Абдуллаев А. Н. О применении акустического способа для предотвращения солеотложений // Нефтепромысловое дело. 1977. № 9. С. 40—42.

2. Аллахвердиев Р. А. Интенсификация притока методом циклического импульсного воздействия на призабойную зону пласта // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985. № 3. С. 10—12.

3.Мордвинов А. А. Освоение эксплуатационных скважин: учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. Ухта: УГТУ, 2008. 139 с.

4.Ганиев О. Р. Влияние периодического воздействия на осредненное течение в неоднородной пористой среде, насыщенной жидкостью // Известия Российской академии наук. Механика жидкости и газа. 2006. № 2. С. 98—104.

5.Вестермарк Р. В., Бретт Дж., Мэлони Д. Интенсификация притока вибрационным воздействием на забой скважины для увеличения отбора нефти // Нефтегазовые технологии. 2002. № 3. С. 3—10.

6.Каптелинин Н.Д., Телков А.П. Теория совместного притока жидкостей и газа к несовершенным скважинам в однородно-анизотропных нефтяных, газовых и нефтегазовых залежах с подошвенной водой и ее практическое применение. - Азерб. нефт. хоз-во, 1984, № 2 пласт. - С.35-38.

7.Чарный И.А. О совместном притоке к скважинам двух жидкостей с различными вязкостью и плотностью. - Инж. сб., 1950, т. VII.