Эксплуатация нефтяных месторождений

1. Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). В качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан-бутановая фракция, конденсат и др. растворители

2. Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны. При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается.

3. Продавливают кислотный раствор в ПЗС, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта.

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч. до 24 ч.

5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем -- исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте

Техника:

Для перевозки необходимых объемов кислотного раствора на скважины используются автоцистерны различного объема (до 20 м3). Для защиты емкостей от воздействия кислоты (или растворов кислоты) они гуммируются или покрываются специальными химически стойкими эмалями. При работе при низких температурах воздуха емкости оборудуются специальными нагревателями-змеевиками. Перекачка кислотных растворов осуществляется специальными центробежными насосами кислотоупорного исполнения с различными подачами и напорами.

Закачка кислотных растворов в скважину осуществляется специальными насосными агрегатами на автомобильном шасси, например, «Азинмаш 30 А». Насосный агрегат включает в себя гуммированную цистерну для кислотного раствора, насос высокого давления (как правило, трехплунжерный насос одинарного действия) с приводом от коробки отбора мощности автомобиля.

Важнейшим техническим элементом при проведении СКО является специальная устьевая головка высокого давления на быстросъемных соединениях. Головка оборудована обратным клапаном (его наличие обязательно!) и задвижкой высокого давления, соединенной с выкидом насосного агрегата.

31. Техника и технология проведения ГРП

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначен для повышения проницаемости обрабатываемой области ПЗС и заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин. Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины и «расклинивает» их, а также формирует новые трещины. Если при этом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий материал (например, песок), то после снятия давления трещины не смыкаются.

При этих операциях используют три категории различных жидкостей: жидкость-разрыва, жидкость-песконоситель и продавочную жидкость. Каждая из этих жидкостей (рабочих агентов) должна удовлетворять определенным специфическим требованиям. Вместе с тем указанные рабочие агенты должны удовлетворять следующим общим требованиям.

1. Рабочие агенты (жидкости), закачиваемые в пласт, не должны уменьшать проницаемость ПЗС. При этом, в зависимости от категории скважины (добывающая; нагнетательная; добывающая, переводимая под нагнетание воды), используются различные по своей природе рабочие жидкости.

2. Контакт рабочих жидкостей с горной породой ПЗС или с пластовыми флюидами не должен вызывать никаких отрицательных физико-химических реакций, за исключением случаев применения специальных рабочих агентов с контролируемым и направленным действием.

3. Рабочие жидкости не должны содержать значительного количества посторонних механических примесей (т.е. их содержание регламентируется для каждого рабочего агента).

4. При использовании специальных рабочих агентов, например, нефтекислотной эмульсии, продукты химических реакций должны быть полностью растворимыми в продукции пласта и не снижать проницаемости ПЗС.

5. Вязкость используемых рабочих жидкостей должна быть стабильной и иметь низкую температуру застывания в зимнее время (в противном случае процесс ГРП должен проводиться с использованием подогрева).

6. Рабочие жидкости предпочтительно должны быть легкодоступными, недефицитными и недорогостоящими.

Технология проведения ГРП:

1 Подготовка скважины -- исследование на приток или приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик.

2 Промывка скважины -- скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4" (трубы меньшего диаметра нежелательны, т.к. велики потери на трение).

3 Закачка жидкости разрыва. Момент образования трещины в монолитном коллекторе характеризуется изломом на

зависимости «объемный расход жидкости закачки -- давление закачки» и значительным снижением давления закачки

4 Закачка жидкости-песконосителя. Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, по существу, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Низкая фильтруемость предотвращает фильтрацию жидкости-песконосителя в стенки трещины, сохраняя постоянную концентрацию наполнителя в трещине и предотвращая закупорку трещины наполнителем в ее начале.

5 Закачка продавочной жидкости. Основной целью этой жидкости является продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины.

6 После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется под давлением. Время выстойки скважины под давлением должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине.

7 Вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое исследование. Следует подчеркнуть, что проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса.

Техника ГРП

Как правило, гидроразрыв пласта проводят по колонне НКТ, спускаемой в скважину и закрепляемой на расчетной глубине пакером и якорем. Пакеры разделяются на пакеры с опорой на забой и пакеры без опоры на забой. Для фиксации колонны НКТ с пакером в обсадной колонне выше пакера устанавливают гидравлический якорь плашечного типа. При создании внутри якоря избыточного давления зубчатые плашки раздвигаются и вдавливаются в обсадную колонну, надежно фиксируя спущенное в скважину оборудование.

Поверхностное оборудование для производства ГРП включает: специальные насосные агрегаты износостойкого исполнения, например, 4АН-700. Привод силового насоса этого агрегата--дизельный двигатель, который через коробку скоростей связан с приводным валом силового насоса.

Для приготовления смеси «жидкость-песконоситель» используют пескосмесительные агрегаты.

Неотъемлемым элементом при производстве ГРП являются цистерны, которые оборудованы различными насосами (центробежным и плунжерным, как правило, трехплунжерным)

Обязательным элементом является манифольдный блок высокого давления, предназначенный для обвязки выкидных насосных агрегатов и присоединения их к специальной арматуре устья скважины.

32. Технологии проведения тепловых обработок ПЗП. ТГХВ на пласт

Термокислотная обработка предназначена для повышения эффективности кислотных обработок карбонатных коллекторов, когда в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне отлагаются АСПВ, блокирующие карбонатную породу для нормальной реакции ее с кислотным раствором. Эффективной кислотная обработка будет только в том случае, если предварительно удалить с поверхности карбонатной породы АСПО. Удаление АСПО возможно в процессе промывки после их расплавления. Расплавление АСПО достигается за счет экзотермической реакции взаимодействия соляно-кислотного раствора НС1 с магнием или его сплавами:

Mg + 2HCl = MgCl2 + H2 + Qt

где Qt -- количество теплоты, выделяющееся при реакции, кДж

Термокислотная обработка выполняется в два этапа.

1. Термическая обработка. Рассчитываются такие количества металлического магния и кислотного раствора, чтобы произошла полная нейтрализация по магнию, а температура поднялась до расчетной величины, достаточной для расплавления в ПЗС асфальто-смоло-парафиновых отложений. Частично непрореагировавшая кислота обрабатывает только пристенную зону ПЗС, не проникая глубоко в пласт. Основное химическое воздействие осуществляется на втором этапе.

2. Термокислотная обработка. Количество кислотного раствора берется существенно большим, чем при термической обработке. На первом этапе идет термическая обработка, затем продолжается термокислотная. Процесс осуществляется как при обычной СКО.

Расход магния на одну обработку колеблется от 40 до 100 кг, расход 15% кислотного раствора -- до 10 м3

Основой термогазохимического воздействия (ТГХВ) послужили работы по разрыву пласта под давлением газов, образующихся при сгорании на забое скважины порохового заряда.

Сжигание медленногорящего пороха приводит к существенному повышению температуры на забое скважины, а большое количество газообразных продуктов горения и их химическая активность (особенно к карбонатам) оказывают благоприятное воздействие на ПЗС.

При быстром сгорании порохового заряда давление на забое скважины может достигать 100 МПа, что влечет механическое воздействие на ПЗС и образование в ней новых трещин, а также расширение имеющихся. Такое воздействие, по сути, аналогично гидроразрыву, а точнее, первой его фазе, т.е. образованию трещин без их закрепления наполнителем.

При сгорании 1 кг медленногорящего пороха выделяется до 1м3 газов горения, состоящих в основном из углекислого газа и хлористого водорода. Диоксид углерода, растворяясь в нефти, снижает ее плотность и вязкость, увеличивает подвижность, а также снижает поверхностное натяжение на границе с водой и породой. Хлористый водород при наличии воды образует соляную кислоту, концентрация которой зависит от количества воды и газообразных продуктов горения и может достигать 5%. С целью повышения эффективности ТГХВ перед воздействием в скважину закачивают определенный объем кислоты (соляной, сульфаминовой и др.), т.е. проводят ТГХВ в кислотной среде.

Для проведения ТГХВ разработаны специальные глубинные аппараты, спускаемые в скважину на бронированном электрическом кабеле: например, АДС-5 и АДС-6 (аккумулятор давления скважинный; АДС-5 -- для прогрева ПЗС и АДС-6 -- для гидрогазоразрыва пласта). Инициирование горения пороха в этих аппаратах осуществляется проволочной спиралью, нагреваемой электрическим током, подаваемым по кабелю

Аппараты АДС были корпусными. Прочный металлический корпус, внутри которого закладывались пороховые элементы, имеет в верхней и нижней частях штуцеры для регулирования скорости истечения газов горения в скважину. Корпус аппарата вместе с кабельной головкой выдерживает до 20 операций.

В настоящее время вместо аппаратов АДС используют пороховые генераторы давления бескорпусные ПГД-БК, принципиальная схема которых представлена

33. Оценка эффективности обработок ствола скважин и ПЗП

Различают технологический и технолого-экономический (технико-экономический) эффект. Методология оценки технологического эффекта базируется на следующих документальных данных: параметры работы системы «скважина--пласт» до проведения обработки и после ее реализации. К основным параметрам работы системы относятся:

-- дебит (приемистость) скважины Q;

-- забойное давление Рзаб;

-- индикаторная диаграмма;

-- кривая восстановления забойного давления (КВД);

-- профиль притока (приемистости).

Перед проведением того или иного метода воздействия на ПЗС необходимо проведение комплексного исследования скважины при работе на стационарных режимах, при работе на нестационарном режиме и дебитометрические исследования. Кроме того, отбираются пробы продукции и определяются в лаборатории ее физико-химические характеристики.

Увеличение коэффициента продуктивности (приемистости) или соответствующее изменение к, n, А и В являются объективными показателями технологической эффективности проведенной обработки. Полученные в ходе обработки результатов гидродинамических исследований коэффициенты проницаемости, подвижности, гидропроводности и пьезопроводности призабойной зоны сравниваются между собой. Затем сравниваются результаты гидродинамических исследований на нестационарном режиме, дебитометрических исследований и свойств продукции.

Сравнение всех перечисленных показателей необходимо не столько для определения самой технологической эффективности, сколько для выявления, за счет какого показателя (либо совокупности показателей) системы получен положительный эффект. Это является абсолютно необходимым для новых нефтяных регионов при выборе самих методов управления продуктивностью и разработке технологии их реализации, а также для проверки адекватности выбранных методов реальным геолого-физическим свойствам объекта.

К технологическому эффекту также относятся выравнивание профиля притока (приемистости) и снижение обводненности добываемой продукции.

Технологически важным показателем эффективности процесса является длительность положительного эффекта, например, дебита скважины и характер его снижения во времени. Совершенно очевидно, что от длительности технологического эффекта и характера падения дебита скважины во времени после обработки зависит количество добытой в результате обработки ПЗС нефти и, соответственно, экономическая эффективность обработки.

Кроме этого, при проведении массовых обработок ПЗС с использованием системного подхода к положительному эффекту следует относить равномерность выработки запасов углеводородов (предотвращение образования застойных нефтяных зон и прорывов закачиваемой воды при ППД по каналам низкого фильтрационного сопротивления), сокращение объемов и давления закачки воды и т.п

Размещено на Allbest.ru