Методы интенсификации притока реферат

Обновлено: 05.07.2024

Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта, поддержания темпа добычи и увеличения качества добываемой продукции проводят работы по интенсификации притока. По характеру воздействия на призабойную зону пласта методы делятся на химические, тепловые, механические и комплексные (физико- химические).

Основное назначение- увеличение проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов, образования новых и расширения старых пор, улучшения гидродинамической связи пласта со скважиной.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества. Наибольшее применение среди химических методов имеют солянокислотная обработка (СКО) и глинокислотная обработка (ГКО).

СКО основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы . В результате на значительном расстоянии от ствола скважин развивается сеть расширенных поровых каналов, что значительно увеличивает

Фильтрационные свойства призабойной зоны пласта и приводит к повышению продуктивности скважин. Применяется 6-20% водный раствор соляной кислоты.

Разновидности кислотных обработок:

- кислотные ванны: простые и динамические(СКВ, ГКВ, ДСКВ, ДГКВ)- для очистки забоя, стенок скважины, перфорационных каналов от загрязнения;

- простые кислотные обработки (СКО, ГКО)- для очистки и расширения поровых каналов в призабойной зоне под давлением закачки, не превышающим давления опрессовки эксплуатационной колонны;

- кислотные обработки под давлением –под давлением закачки 15- 30 МПа с применением пакерирующих устройств для более глубокого проникновения в пласт кислотного раствора;

- пенокислотные обработки- применения аэрированного раствора кислоты для более глубокого проникновения в пласт кислотного раствора.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина , смол, а также интенсификации химических методв обработки призабойных зон. К ним относится:

- закачка теплоносителей: нагретая нефть и нефтепродукты, вода с ПАВ, закачка пара (применение парогенераторных установок);

- спуск электронагревателей (ТЭН).

К механическим методам воздействия относятся:

- гидравлический разрыв пласта- образование и расширение в пласте трещин длиной до 50-100м путем создания высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. Для предотвращени смыкания полученных трещин в пласт вводится крупно- зернистый песок или пропант. В результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин;

- гидропескостуйная перфорация- разрушение колонны и цементного кольца в виде канала или щели, создаваемые за счет абразивного и гидромониторного эффектов подачи жидкости с песком с высокой скоростью из насадок гидроперфоратора;

- виброобработка забоев- создание колебания различной частоты и амплитуды путем резких изменений расхода жидкости, прокачиваемой через вибратор, присоедененный к НКТ, спущенным в скважину, в результате которых в пласте расширяются поровые каналы, образуется сеть микротрещин.

Комплексное (физико- химическое) воздействие-комплексное сочетание по механизму действия в одном технологическом приеме. К ним относятся:

- термокислотные обработки- воздействие на призабойную зону горячей кислотой, нагретой за счет теплового эффекта экзотермической реакции металлического магния с раствором соляной кислоты (применения специальных наконечников в виде перфорированной трубы, наполненной магниевой стружкой) , расплавление и удаления агрегатных структур, образованных асфальтосмолистыми и парафиновыми отложениями;

- внутрипластовая термохимическая обработка- комплексное сочетание элементов ГРП, СКО и тепловой обработок;

- термогазохимическое воздействие- сжигание на забое порохового заряда, спускаемого на кабеле, результатом которого образуются новые трещины и расширяются существующие под давлением пороховых газов и расплавляются асфальтосмолистые ,парафиновые отложения от нагретых пороховых газов. Используют бескорпусные пороховые генераторы давления ПГД-БК ( давление до 100 МПа) и аккумуляторы давления скважинные АДС-5 и АДС-6.

Промышленная добыча нефти и газа ведётся уже более ста лет. Вначале в разработку были вовлечены наиболее легкодоступные запасы углеводородов. По мере эксплуатации продуктивность скважин снижается, поэтому приходится добывать нефть из продуктивных коллекторов м низкой проницаемостью. Повышение конечной нефти отдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значительной степени достигаются за счёт внедрения методов интенсификации добычи нефти.

Вложение	Размер
umnozhaya_talantyrodnye_goroda.docx	104.4 КБ

Предварительный просмотр:

Руководитель: Ишмухаметова Р.Ю.

Цель турнира - выявление и развитие талантливой молодёжи, популяризация науки и помощь учащимся в определении будущей профессии.

За основу заданий взяты конкретные проблемы нефтегазовой отрасли. Участникам необходимо изучить проблему и предложить эффективное решение на основании проведённого мини- проекта, в том числе проведя обзор существующих практик. Помимо качественной оценки предложенного решения необходимо произвести расчёты. Решение необходимо представить на 10-15 страницах и оформить в соответствии с требованиями, представленными в задании.

Цель исследования: Определить продуктивность скважины с трудно извлекаемыми запасами

1.Изучить литературу по теме

3. Оценить техническое состояние скважины

3. Подтвердить все выводы расчётами

4. .Получить данные о строении и свойствах продуктивных пластов

5.Проанализировать полученные результаты и сделать выводы;

1.Теоретическое исследование на основе научной литературы;

Все мероприятия по интенсификации добычи нефти направлены на увеличение или восстановление проницаемости при забойной зоны и соединение с более проницаемыми нефти насыщенными участками пласта.

Необходимость применения различных методов воздействия на при забойную зону скважин во многом связана с несовершенством способов вскрытия продуктивных пластов бурением. Особенно это относится к пластам с плохими коллекторскими свойствами и низким пластовым давлением. Для интенсификации добычи нефти и снижению темпов падения объёмов добычи нефти, проводятся мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти

На месторождении есть ряд скважин с трудно извлекаемыми запасами. Задача работы: найти скважины, требующие мероприятий по интенсификации притока, и подтвердить все свои выводы расчётами.

В ходе работы были изучены уже известные материалы по данной теме и проанализированы нашей командой

В данной работе:

∙ решены поставленные задачи с известными и неизвестными данными;

∙ рассмотрены технологии интенсификации притока скважин;

∙ проанализирована продуктивность скважин;

Дебит нефтяной скважины

Интенсификация притока с скважин с трудно извлекаемыми запасами

Параметр связывающий проницаемость пласта, радиус скважины и радиус контуров питания – Коэффициент продуктивности.

Гидродинамические исследования водозаборов предусматривают проведение ряда мероприятий, целью которых является измерение таких параметров источников водоснабжения и пластов, как фильтрационные коэффициенты, продуктивность, пластовое давление, проницаемость, обводненность и прочие. Также исследуются особенности около скважинной зоны.

Коэффициент продуктивности относится к основным гидродинамическим показателям такой системы сообщающихся сосудов, какой является скважина.

Значение показателя продуктивности источника зависит от мощности и проницаемости пласта, компонентного состава, вязкости, совершенства вскрытия водоносного пласта, загрязнённости призабойной зоны, ее физико-химических свойств и др. Также коэффициент продуктивности может меняться в зависимости от изменения свойств призабойной зоны скважины и насыщенности пласта. Численно данный показатель равен соотношению дебита источника к депрессии, которая возникает в забое.

Коэффициент продуктивности способен изменяться во времени по причине изменения свойствпласта. Поэтому его можно брать за постоянную величину только в ограниченном временном интервале

Приток нефтяной скважины

Пластовая энергия проявляется в виде сил, способствующих
движению флюидов

Приток нефтяной скважины

Снижение притока к скважине может быть снижено увеличением забойного давления.

Трудно извлекаемые запасы:

-Залежи, обладающие низкой проницаемостью пласта

-Месторождения тяжёлой и высоковязкой нефти

В процессе разработки большинства залежей нефти и газа свойства добываемой продукции в той или иной степени изменяются по мере извлечения запасов. Это происходит как вследствие продвижения к забоям скважин новых порций нефти и газа из удалённых участков, так и в результате физико-химических изменений нефти и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в залежи воды. Изменение состава скважинного флюида часто приводит к нарушению проницаемости пласта вследствие дестабилизации его мелких частиц, таких как глинистые минералы, кварцевые минералы (SiO2), полевой шпат, слюда и барит. Глины легко вступают в реакцию и вызывают снижение приёмистости скважины вследствие их дестабилизации при контакте с водой.

Для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта путём растворения карбонатно-глинистой составляющей породы-коллектора, осадков гидроксида железа и солевых отложений в стволе скважины и на внутрискважинном оборудовании применяют меры по интенсификации притока.

Среди традиционных способов интенсификации разработки, применявшихся на месторождении (соляно-кислотная обработка, пороховые генераторы давления, глино-кислотная обработка, дополнительная перфорация), наибольшая эффективность получена при гидравлическом разрыве пласта.

Анализ продуктивности скважины №11 при различных параметрах

Продуктивность скважин (FE) Характеристика добывающей скважины (нефтяной, газовой), определяющая отбор пластового флюида при ее эксплуатации. Численно оценивается коэффициентом продуктивности, равным отношению дебита скважины к депрессии, создаваемой на забое [3].

Коэффициент продуктивности скважин — показывает количество нефти, которое может быть добыто из скважины в единицу времени при снижении давления на забое скважины на 1 атм или при снижении уровня нефти на 1 м; измеряется в т/сут·ат, м 3 /сут·ат, или т/сут·м [4].

Скин-фактор (S) параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению в зоне, приводящее к снижению добычи по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Отрицательные значения скин-фактора наблюдаются у скважин после гидр разрыва пласта (ГРП), кислотных обработок (КО). Значительные отрицательные значения скин-фактора наблюдаются на наклонно направленных скважинах (ННС), и на скважинах с горизонтальным окончанием [5,6].

Проанализируем продуктивность скважины №11 при различных значениях скин-фактора, радиус скважины 20 см, радиус зоны дренирования 304,8 м (3048 см).

Читайте также: