Тепловые методы обработки призабойной зоны скважины реферат

Обновлено: 05.07.2024

В наше время существенно увеличились масштабы добычи нефти и газа и вводятся в разработку месторождения со сложными геолого-физическими условиями, решается важнейшая проблема увеличения полноты извлечения нефти из недр. Исследования показывают, что средняя величина коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37-0,4, а в США – 0,33 (по данным Торри). Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ
Основной отдел
Паротепловая обработка призабойной зоны скважин
Тепловые методы повышения нефтеотдачи
Вытеснение нефти перегретым паром
Внутрипластовое горение
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.

Прикрепленные файлы: 1 файл

КМБК РЕФЕРАТ.docx

Тема: Паротепловая обработка призабойной зоны скважин.

ВВЕДЕНИЕ
Основной отдел

Паротепловая обработка призабойной зоны скважин

Тепловые методы повышения нефтеотдачи
Вытеснение нефти перегретым паром
Внутрипластовое горение

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.

Исследования показывают, что средняя величина коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37-0,4, а в США – 0,33 (по данным Торри). Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. М.Макет считает, что объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3 объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых истощенных пластах огромны. Они представляют собой солидный резерв нефтедобывающей промышленности. Повышение коэффициента нефтеотдачи пласта со средними запасами до 0,7-0,8 равносильно открытию новых крупных месторождений. Увеличение отношения объема добываемой нефти к ее остаточным труднодоступным (или недоступным) для извлечения запасам является очень важной и сложной проблемой. Однако работы отечественных и зарубежных исследователей показали, что она может быть решена в ближайшем будущем.

Паротепловая обработка призабойной зоны скважин.

Величина притока и темпы извлечения нефти, производительность скважины в значительной степени зависят от состояния призабойной зоны скважины. Особое значение имеет эффективная проницаемость призабойной зоны пласта. Ввиду радиального притока жидкости в скважину, на единицу площади призабойной зоны приходится наибольшее количество поверхностно-активных компонентов. Снижение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлена выпадением содержащихся в нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ, а также отложением их на поверхности породы и стенках скважины. Поверхности частиц песка или других пород скелета пласта могут служить такими же центрами кристаллизации, как и шероховатые поверхности стенок насосно-компрессорных труб.

В результате адсорбции поверхностно- активных веществ нефти может изменяться молекулярная природа поверхности и произойти гидрофобизация первоначально гидрофильной породы. Опыты Ф.А. Требина показали, что явление затухания фильтрации с повышением температуры снижается, и при 60-65°С для большинства нефтей оно почти исчезает. Повышение температуры препятствует также выделению из нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ. Указанные факты показывают, что для повышения производительности скважин тепловое воздействие на призабойную зону является одним из важных методов.

Паротепловое воздействие на призабойную зону преследует цель прогрева ограниченной площади пласта, направленного на увеличение продуктивности скважин. При этом улучшаются фильтрационные характеристики, снижается вязкость нефти, изменяйся смачиваемость горных пород, увеличивается подвижность нефти, активизируется режим растворенного газа.

Тепловое воздействие на призабойную зону может быть осуществлено путем электропрогрева или закачкой пара. Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин. При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне скважин, наряду со снижением вязкости повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением.

На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта за счет противоточной капиллярной пропитки происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои.

Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (этапов).

Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону.

Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) – величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта.

При осуществлении паротепловой обработки скважин горные породы действуют как теплообменник и способствуют тому, чтобы тепло, аккумулированное в процессе закачки пара, эффективно использовалось при фильтрации нефти из пласта в скважину. Одновременно при проведении паропрогрева происходит очистка призабойной зоны от парафина и асфальтено-смолистых отложений.

Реакция пласта на циклическую закачку пара в значительной степени зависит от коллектора. В толстых крутопадающих пластах, где преобладающим механизмом вытеснения нефти является гравитационное дренирование, может быть осуществлено 10 циклов и более. В пологих пластах, где добыча осуществляется на режиме растворенного газа, пластовая энергия быстро истощается, ограничивая число циклов обработки паром до 3-5.

На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко – более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется.

Существенным экономическим показателем эффективности пароциклического воздействия является паронефтяной фактор, величина которого не должна превышать 2 т/т.

Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.

Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 °С, вызывающее образование из нефти кокса.

Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС- 1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. Скрутка жил обматывается прорезиненной лакотканью и грузонесущей оплеткой, рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН.

Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном прицепе смонтированы автотрансформатор и станция управления от установки для центробежных электронасосов, применяемых при откачке нефти из скважин.

В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди диаметром 11 мм, заполненные плавленой окисью магния. В трубках расположена спираль из нихромовой проволоки (рис.21).

Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину 2,1 м при мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт. В верхней части электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и весь процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети.

Pис. 21- Скважинный электронагреватель:

1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательпые трубки.

Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут (рис. 22).

Рис. 22- Изменение температуры на забоях скважины во времени при электропрогреве: 1 - 21 кВт; 2 - 10,5 кВт; 3, 4 - 21 кВт; 5, 6, 7 - 10,5 кВт.

Кривые 1, 2 - для скважин Арланского месторождения, остальные - для Ишимбайского.

Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от места установки электронагревателя. Это объясняется конвективным переносом теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем. По данным промысловых электропрогревов ПЗС в Узбекнефти после 5 -7-суточного прогрева нагревателем мощностью 10,5 кВт и последующего его отключения температура на забое падает со скоростью примерно 3 - 5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу после электропрогрева необходимо без промедления.

Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.

По результатам 814 электропрогревов в Узбекнефти эффективных было 66,4 %, при этом получено 70,3 т дополнительно добытой нефти на одну успешную обработку. По результатам 558 электропрогревов в Башкирии эффективных было 64,7 %, при этом на каждую эффективную обработку получено 336 т дополнительной нефти.

В Сахалиннефти по данным 670 операций средняя эффективность составила 63 т дополнительной нефти на 1 обработку.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи

При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление). Существует два перспективных метода термического ПНП: нагнетание перегретого водяного пара и метод внутрипластового движущегося очага горения.

Методы воздействия на призабойную зону пласта ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

· химических (кислотные обработки),
· механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),
· тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10ё15%, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25ё28%, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12ё16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 °C и 2ё3 ч при забойных температурах 100ё150°С.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1ч4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин — применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок 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. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка. Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку [14, "https://referat.bookap.info"].

Тепловая обработка призабойной зоны снижает вязкость нефти и усиливает ее приток в скважину. Он прогревает пласт до температуры 80 С на расстояние 0 5 м от забоя.

Тепловые обработки призабойной зоны пласта производит специально подготовленная бригада. При закачивании пара предусматривается возможность управления запорными устройствами с безопасного расстояния. На паропроводе устанавливают обратный клапан. Для проведения глубинных замеров манометром, термометром применяют лубрикатор, имеющий боковой вентиль для стравливания давления. Оборудование устья тщательно закрепляют. В сальниковых устройствах применяют термостойкий материал. Для смазки резьбовых соединений используют термостойкую герметизирующую смазку. Устье скважины оборудуют устройством, компенсирующим удлинение колонны НКТ от температуры. Если для закачивания пара применяют НКТ без пакера, то компенсатор устанавливают и в скважине. При закачивании пара через НКТ с пакером, для предупреждения разрыва эксплуатационной колонны и обвязки устья, задвижку на отводе от затрубного пространства открывают.

Тепловая обработка призабойной зоны нефтяных скважин является эффективным способом восстановления проницаемости призабойной зоны. Она устраняет накапливающиеся в процессе эксплуатации активные парафиново-смоли-сто-асфальтеновые отложения, затрудняющие приток нефти из пласта к забою скважины.

Для тепловой обработки призабойных зон имеются установки СУЭПС-12ОО. Закончено промышленное испытание более мощной установки УЭС-15ОО-25-А. Организовано промышленное производство аккумуляторов давления скважин АДС различных конструкций для теплогазохимического воздействия на призабойную зону.

Способ тепловой обработки призабойной зоны нефтенасыщенного пласта, включающий закачку в пласт перекиси водорода, отличающийся тем, что с целью ускорения разогрева, увеличения объемного охвата тепловой обработкой призабойной зоны и термокаталитической активации реакцией окисления нефти после закачки перекиси водорода последовательно вводят хромовую кислоту и водовоздушную смесь.

При тепловой обработке призабойной зоны в скважину нагнетают перегретый водяной пар, получаемый от ППУ. Затем скважину закрывают на период, необходимый для передачи тепла в глубь пласта. Указанную операцию проводят под давлением. Если обсадная колонна не рассчитана на такое давление, то в скважину спускают термостойкий пакер, который представляет собой устройство для перекрытия ствола скважины на заданной глубине. Принцип действия различных видов пакеров одинаков. После спуска пакера до определенной отметки с помощью механических усилий его расклинивают. Он плотно закупоривает колонну, разобщая ее верхнюю и нижнюю части. При установке пакера задвижка на стволе от затрубного пространства должна быть открыта. Площадку по направлению отвода необходимо освободить от лкэдей и оборудования.

студент гр. РЭНГМ-19 Кривёнок А.Г. к.г.н. доцент Павловский А.И.

Содержание

2. Методы воздействия на призабойную зону

3. Выбор скважин для воздействия на призабойную зону и продуктивные пласты

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых час т смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЭС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия – соляно-кислотная обработка пород ПЗС.

Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.

Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т.д.

Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах осуществляют бригады по текущему и капитальному ремонту скважин.

Методы воздействия на призабойную зону пласта.

Призабойная зона скважин (ПЗС)-наиболее уязвимое место системы пласт—скважина. Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит дебит скважин. Эта зона подвергается интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые в ряде случаев значительно ухудшают фильтрационные свойства пород. Дебиты скважин со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина,смолистых веществ и минеральных солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны предложены различные методы воздействия на них с целью повышения дебитов скважин.
Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и газовых залежей. Различия могут быть лишь в некоторых деталях технологии осуществления процессов воздействия, вытекающих из специфики строения исвойств пластов газовых и газоконденсатных месторождений и различия условий в скважинах нефтяных и газовых залежей. В основе всех методов воздействия на призабойную зону скважин лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми средствами.
К химическим методам относятся различные виды кислотных обработок. Механическое воздействиеосуществляется для формирования в породах трещин и каналов высокой проницаемости путем гидравлического разрыва пластов и с помощью им-пульсно-ударного воздействия и взрывов. Тепловые обработки применяют для удаления из поровых каналов отложений парафина и смол. Кислотная обработка пласт,Гидравлический разрыв пластов, Гидропескоструйная перфорация, Теплофизические методы воздействия,
Импульсно-ударное и вибрационное воздействие.

3. Выбор скважин воздействия на призабойную зону и продуктивные пласты.

Большое практическое значение при выборе скважины и обоснования технологии воздействия на призабойную зону и продуктивные пласты в целом конкретной скважины имеют результаты анализа причин и механизма ухудшения состояния призабойной зоны в процессе вскрытия продуктивного пласта, заканчивания скважины, ее освоения и последующей эксплуатации.[3]

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин относятся:

для добывающих скважин

проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) в процессе подземного ремонта или жидкости промывки, проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках, набухание частиц глинистого цемента терригенных коллекторов при насыщении их пресной водой, образование водонефтяной эмульсии, выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий,

проникновение в призабойную зону механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении скважин;

для нагнетательных скважин

набухание глинистых пород при контакте с закачиваемой пресной водой, а также с растворами определенных химических реагентов, смена при закачке минерализованной воды на пресную, кольматация призабойной зоны твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных работ, повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода в нагнетательные работали как добывающие.

В процессе анализа материалов по объекту разработки определяется порядок и методика применения технологии, которые зависят от ожидаемого результата. Это связано с большим разнообразием геолого-физических условий залегания нефти, взаимовлиянием скважин, профилем фильтрации жидкости.

Выбор скважин для обработки в большей степени определяется величиной остаточной нефтенасыщенности, близостью остаточных запасов нефти к забою добывающей скважины.

Перед началом работ строится модель корреляции скважин по вертикальному разрезу и определяются реагирующие скважины на расстоянии друг от друга от 250 до 1 500 метров, в зависимости от геологической структуры коллектора, которые должны откликнуться положительным дебитом наряду с обрабатываемой. При подготовке скважин к обработке проводятся запись ГК и метки МЛМ с отбивкой текущего забоя по скважине для выделения интервалов перфорации. На каротажном кабеле устанавливаются необходимые метки, соответствующие глубине помеченных интервалов обработки. Одновременно проводится ГИС в районе рабочих интервалов.

Количество инициируемых импульсов вне зависимости от назначения скважины рассчитывается по специальной методике с учетом геологических условий и причин поражения скважины.

После завершения обработки скважины вновь проводятся ГИС, которые свидетельствуют об изменении условий в районе перфорации. В случае необходимости осуществляется очистка забоя с помощью желонки.

Как правило, обработанные скважины через 3-10 дней после запуска выходят на режим эксплуатации с повышенным дебитом, при этом их обводненность значительно снижается. Выбранные реагирующие скважины выходят на повышенный дебит практически на следующий день после завершения работ на обработанной, при этом их обводненность также снижается и зачастую увеличение на них дебита происходит большее, чем на обработанной скважине.

Призабойная зона представляет собой некую часть пласта, которая прилегает к стволу скважины, а также в пределах которой происходят изменения фильтрационных свойств продуктивного пласта во время формирования скважины, ее эксплуатации или проведения ремонтных работ на ней.

Призабойная зона скважины изменяет свое строение, масштабы, а также гидродинамические свойства на протяжении всего периода существования скважины. Данные параметры являются показателем гидравлической связи скважины с пластом и оказывают значительное воздействие на ее производительность.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что применив определенные методы воздействия на призабойную зону пласта, можно восстановить или повысить ее фильтрационные свойства. Как показывает практика, существует несколько методов, которые применяют для улучшения фильтрационных свойств скважины. К таким методам относятся:

химические методы или методы кислотной обработки;
механические методы (гидравлический разрыв пласта с использованием импульсно-ударного воздействия и взрывов);
тепловые методы (паротепловая обработка, электропогрев);
комбинирование указанных методов.

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.

Кислотная обработка

Кислотная обработка призабойной зоны скважины заключается в образовании каналов разъединения, которые глубоко проникают в пласт, и посредством которых происходит соединение забоя скважины с насыщенными полезными ископаемыми участками пласта. Для данной деятельности применяется соляная (НС1), серная (Н2SO4) и фтористоводородная (HF) кислоты и другие.

Воздействие кислотами на призабойную зону пласта применяется в том случае, если в породе присутствуют карбонаты кальция, магний, а также другие минералы, способные вступать в активную реакцию с кислотой. Кислотное воздействие позволяет также очистить поверхность забоя от глинистой корки, а также способствует образованию в призабойной зоне камер-полостей, в которых происходит накопление нефти. Стоит отметить, что один килограмм соляной кислоты способен растворить 0,73 килограмма известняка.

Однако, следует помнить, что соляная кислота представляет собой очень агрессивную среду для металла даже в незначительных количествах. Она применяется для борьбы с коррозией, но для этой цели в кислоту подмешивают до 1% ингибиторов, которые обладают защитными действиями от воздействия кислоты. К наиболее распространенным ингибиторам относятся: уникол, формалин, реагент И-1-А, ПБ-5, катапин А и другие. Последний ингибитор при концентрации до 0,1% по объему значительно уменьшает коррозионную активность кислоты в несколько десятков раз. С целью удаления различных вредоносных примесей, которые могут ухудшить результат обработок, в кислоту добавляю около 2-3% стабилизаторов (хлористый барий, уксусная кислота). Данные вещества делают примести растворимыми солями. Другими словами, в результате активной реакции серной кислоты и известняка образуется гипс, который не растворяется в воде, а забивает поры, а соли железа в процессе гидролиза образуют гидраты окиси железа, которые выпадают в осадок.

С целью борьбы с образованием осадков геля, получающегося в результате реакции соединений кремния и соляной кислоты с глинами, в соляную кислоту добавляют фтористоводородную кислоту 1-2%. Продукты, образовавшиеся в процессе реакции, проще поддаются удалению, после того, как вводятся интенсификаторы. В качестве интенсификаторов, обычно, применяются разнообразные ПАВы, способные существенно уменьшать капиллярные силы, а также оказывать воздействие, которое улучшает фильтрационные свойства породы.

Гидропескоструйная перфорация

Стоит сказать, что во многих случаях метод перфорации посредством пулевых и кумулятивных зарядов не проявляет необходимой эффективности. Причиной этому служит загрязнение призабойной части пористой среды.

Зону уплотненных пород можно обойти путем создания каналов глубиной 50 см и диаметром 20 – 50 мм, для создания которых используется пескоструйный аппарат. Образуемые каналы имеют такую площадь поверхности, которая в несколько десятков раз больше площади фильтрации каналов, для создания которых используются кумулятивные снаряды. Благодаря пескоструйным аппаратом становится возможным образовывать точечные и щелевые каналы, а также производить надрез пласта по вертикали, тем самым разгружая породу от воздействия касательных напряжений в скважинах с открытым забоем и перекрытым обсадными трубами.

Гидропескоструйная перфорация проводится с помощью гидропескоструйного перфоратора, который опускается в скважину на трубах. Перфоратор оборудуется различными насадками, диаметр отверстий которых составляет от 3 до 6 миллиметров. Благодаря этим насадкам создается направленная высоконапорная струя песчано-жидкостной смеси, которая прорезает обсадные трубы и породу за 15-20 минут. Наземное оборудование включает в себя устройство, приготавливающее смесь, а также насосы, посредством которых происходит нагнетание этой жидкости в скважину под высоким давлением. Рабочая жидкость подбирается в зависимости от вида и назначения работ. Таким образом, в качестве жидкости используется соляная кислота, ПАВ, вода и др. В качестве абразива – песок, имеющий диаметр частиц от 0,2 до 2 мм. Чтобы работа прошла успешно, необходимо следить за перепадом давления в насадках, который должен находиться в пределах 10 – 12 МПа, а в твердых породах – 25 – 30 МПа.

Обработка призабойной зоны 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.

Читайте также: