Методы воздействия на призабойную зону пласта. Обработка пзп горячей нефтью


ТЕПЛОВЫЕ ОБРАБОТКИ ПЗП

⇐ ПредыдущаяСтр 161 из 165Следующая ⇒

 

Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и запарафинивания колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержа­щихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению прони­цаемости пород ПЗП.

Многие факторы, ухудшающие проницаемость коллекторов, вызывают большую трудность и при освоении нагнетательных скважин, расположенных в нефтяной зоне пласта. Вода, нагнетаемая при температуре ниже температуры пласта, вызывает охлаждение пород призабойной зоны, способствует более интенсивному выпадению тяжелых компонентов нефти, в результате чего наиболее мелкие поры пласта оказываются закупоренными. Поэтому для предупреждения снижения проницаемости в целях увеличения дебита эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин и для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти, проводят тепловую обработку призабойной зоны скважин.

При прогреве тем или иным способом скважины и ее призабойной зоны отложившиеся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.

В промысловой практике широко распространены следующие методы прогрева призабойной зоны скважин:

1) закачка в скважины нагретой нефти, нефтепродуктов иливоды, обработанной поверхностно-активными веществами;

2) закачка пара в эксплуатационные скважины, подаваемого с передвижных парогенераторов или стационарных паровых установок;

3) электротепловая обработка скважин при помощи специальных самоходных установок;

4) термохимическая обработка призабойной зоны путем закачки в скважины соляной кислоты с магнием;

5) внутрипластовое горение (при эксплуатации).

Перед тепловой обработкой необходимо обследовать скважину и определить: содержание в нефти парафиновых и ас-фальтосмолистых компонентов; пластовую температуру и давление; содержание механических примесей, количество и состав воды в продукции скважин; глубину залегания и мощно­сти нефтеносного пласта; текущий дебит скважины и другие параметры. С помощью этих показателей определяют продолжительность и температуру прогрева; расход тепла, требуемого для обработки; глубину установки нагревателя и др.

 

14.5.1. ЗАКАЧКА В СКВАЖИНУ НАГРЕТОЙ НЕФТИ, НЕФ­ТЕПРОДУКТОВ ИЛИ ВОДЫ, ОБРАБОТАННОЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ

 

Этот метод широко внедрен на многих нефтя­ных промыслах благодаря простоте технологии и применяемого оборудования. Обычно для закачки в скважину используют нагретую сырую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо.

Практически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны скважины требуется от 15 до 30 м3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90—95°С в паропередвижных установках или электронагревателях. Нагретую жидкость насосами закачивают в скважину.

Применяют два варианта прогрева: 1) создание циркуляции (горячая промывка) и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При горячей промывке глубинный насос спускают до середины интервала прогрева. Горячую нефть (газолин) закачивают через затрубное пространство. Горячий нефтепродукт (нефть) вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство до приема глубинного насоса. При этом частично растворяется парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, а также вымываются АСПО в ПЗП. Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако недостатком его является незначительное тепловое воздействие на ПЗП.

При втором варианте закачки горячего нефтепродукта из скважины извлекают подземное оборудование и спускают насосно-компрессорные трубы с пакерами. Горячий нефтепродукт или нефть под давлением через насосно-компрессорные трубы продавливают в пласт. После этого поднимают трубы с пакерами, спускают глубинный насос и вводят скважину в эксплуатацию. Горячий нефтепродукт в призабойной зоне растворяет парафино-смолистые вещества, которые при откачке выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Недостатком этого способа является необходимость оста­новки скважины для подъема, спуска насоса и установки пакера. Однако закачка горячих нефтепродуктов по этому варианту более эффективна, чем по первому.

Применяют также комбинированный метод интенсифика­ции; обработка призабойной зоны горячей нефтью с добавкой различных ПАВ. В скважине, намеченной к обработке, вначале производят депарафинизацию (очистку) насосно-компрес-сорныхтруб путем закачки горячей нефти в затрубное пространство (при работающей скважине). После этого скважину останавливают и извлекают насосные штанги с корпусом насоса. Через насосно-компрессорные трубы закачивают 10—12 м3 горячей нефти (t = 85—95° С) с добавкой 80—100 кг ПАВ. По истечении 6—7 ч после обработки спускают штанги с корпусом и вводят скважину в эксплуатацию.

Практика показала, что обработка скважин горячей нефтью с ПАВ дает большую эффективность.

В некоторых нефтяных районах для прогрева призабойной зоны используют пластовую воду. Воду в объеме 70—80 м3 на­гревают до 90—95° С, добавляют в нее поверхностно-активные вещества (0,5—1,0% объема воды) и под давлением закачивают в пласт. Технология закачки такой воды аналогична техноло­гии закачки нефтепродуктов.

 

mykonspekts.ru

Методы воздействия на призабойную зону пласта

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 10¸15 %, 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 25¸28 %, 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 12¸16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40°С и 2¸3 ч при забойных температурах 100¸150°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 1÷4 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.

oilloot.ru

Методы воздействия на призабойную зону пласта

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 1015 %, 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 2528 %, 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 1216 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40°С и 23 ч при забойных температурах 100150°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 1÷4 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.

studfiles.net

Применение соляно-кислотных обра

 

 

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах призабойной зоны скважины (ПЗС) образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Различают следующие разновидности кислотных обработок. Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве - расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера. При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и поверхностно-активные вещества (ПАВ) в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор.

Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества: Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт. Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта. Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 - 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок. Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

Термохимические обработки - обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на насосно-компрессорной трубе (НКТ) в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки призабойной зоны скважины от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов. Термокислотные обработки - комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) - обычная, простая. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.

Причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП)

Призабойная зона скважины – участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины. Здесь скорость движения жидкости, перепады давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. Даже небольшое загрязнение ПЗП существенно снижает производительность скважины. Воздействие на ПЗП с целью восстановления или увеличения проницаемости основано на растворении привнесенных в пласт извне или образовавшихся в пласте кольматантов.

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны добывающих и нагнетательных (водозаборных) скважин в процессе эксплуатации можно отнести следующие: проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе текущего и капитального ремонта скважин: проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках; набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой; образование водонефтяной эмульсии (эмульсионные блоки;  выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий;  проникновение в ПЗП механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.

При выборе рабочего состава агента необходимо обеспечить его соответствие следующим критериям: состав должен проникать в призабойную зону пласта на требуемую глубину; состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции с породой, насыщающими её флюидами или кольматантом; реагенты должны быть совместимы с раствором глушения, пластовыми водами и другими технологическими жидкостями, применяемыми при ремонте скважин, и не оказывать влияние на технологические стадии добычи, транспорта и подготовки нефти; компоненты состава должны быть малотоксичными.

Основными принципами технологии обработки призабойной зоны пласта скважин являются: восстановление продуктивности или приемистости скважин в случае, если они ограничены состоянием ствола скважины, перфорационных каналов и призабойной зоны, за счет воздействия на кольматирующие вещества химическими реагентами; увеличение продуктивности или приемистости скважин за счет воздействия на структуру порового пространства скелета породы как вблизи призабойной зоны пласта скважин, так и удаленной зоны; разрушение кольматанта при физико-химическом взаимодействии с закачиваемыми химическими реагентами;

Цели и задачи кислотной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП)

Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону. Одним из распространенных способов обработки призабойной зоны скважины является применение соляной кислоты.

Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название соляно-кислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились.

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для: обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию; обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности; очистки фильтра и ПЗС от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды; очистки фильтра в ПЗС от образований, обусловленных процессами ремонта скважин; удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин; инициирования других методов воздействия на призабойную зону.

Общие требования к проведению кислотных обработок

Кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. В скважинах с межпластовыми перетоками их величина может увеличиться в результате проведения солянокислотных обработок.

Выбор способа очистки призабойной зоны (ОПЗ) и вида кислотных обработок осуществляют на основе изучения причин снижения продуктивности или приемистости скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

Технологию и периодичность проведения кислотных обработок (КО) обосновывают технологические и геологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, данным регламентом, с учетом технико-экономической оценки их эффективности, а также исходя из ранее проведенных работ по повышению нефтеотдачи пластов.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, в которых подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны насосно-компрессорной трубы (НКТ) технологической колонны, а также другого необходимого оборудования.

После проведения кислотной очистки, скважины исследуют методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Требования к промывочным и продавочным жидкостям:

Жидкость для промывки скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

Фильтрат жидкости продавки должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

Продавочная жидкость не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – пластовый флюид».

Продавочная жидкость не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 г/л.

Продавочная жидкость должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование.

Продавочная жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях.

Продавочная жидкость должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

 

 

biofile.ru

Выбор метода воздействия на ПЗП.

Снижение проницаемости ПЗП приводит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости в нагнетательных скважинах. Проницаемость пород ПЗП улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удалаения из призабойной зоны смлопарафиновых отложений, окислов железа, механических примесей и т.д. Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин можно условно разделить на: химические, механические, тепловые, физические и комплексные (физико-химические). Выбор метода воздействия на ПЗП определяется пластовыми условиями.

Химическиеметоды воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят корбанатные цементирующие вещества. Наиболее распространенные методы воздействия – кислотные обработки.

Соляно-кислотная обработка скважин (СКО) – основана на спсобности соляной кислоты проникать вглубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное расстояние от ствола скважин простирается сеть расширенных канало, что значительно увеличивает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин

Глинокислотная обработка (ГКО) – наиболее эффективна на коллекторах сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой (фтористоводородную) и соляной кислот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчаноглинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Пенокислотная обработка. Применяется для наиболее дальнейшего проникновения соляной кислоты вглубь пласта, что повышает эффективность обработок. Сущность способа заключается в том, что в ПЗП вводится не обычная килота, а аэрированный раствор ПАВ в соляной кислоте.

Обработка ПЗП на основе жидкофазного окисления (ЖФО) углеводородов в пласте. Основан на инициирвании реакции окисления легких жидких УВ за счет химической экзотермической реакции окисления изомасленного альдегида кислородом воздуха в пристуствии азотной кислоты, непосредственно в продуктивном пласте. Сущность ЖФО:

В скважину закачивают легкие УВ С3 – С12 или их смеси в количестве от 0,1 до 5м3 на один метр продуктивного карбонатного пласта. После этого в скважину альдегид в количестве от 0,1 до 1,5м3 на 1м продуктивного пласта.

Во избежание взаимодействия альдегида с азотной кислотой в стволе скважины для их разобщения закачивают 0,2-2м3 фракции легких углеводородов С3 – С12. Затем в скважину закачивают водный раствор азотной кислоты, которая является окислителем альдегида на этапе инициирования и стабилизации реакции. Количество закачиваемой азотной кислоты составляет от 1 до 10м3 на 1м продуктивного пласта с концентрацией от 2% до 25%.

После этого в скважину с помощью компрессора УКП-80 или КС-100 закачивается воздух, кислород которого является окислителем для дальнейшего проведения процесса. На окисление 1м3 фракций легких УВ С3 – С12 требуется 2500м3 воздуха.

После завершания подачи на забой воздуха скважину закрывают на 2-3 суток для завершения прохождения химических реакции. По окончании реагирования из скважины «стравливается» (выпускается) отработанный газ, в скважину спускают ГНО.

Механические методы увеличения проницаемости ПЗП применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительно новых или расширения существующих трещин в ПЗП с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду воздействия относится ГРП, щелевая разгрузка и др.

ГРП (механический способ) – технологический процесс увеличения трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Для этого в ПЗП закачивают жидкость под высоким давлением превышающий горное давление и прочностные свойства породы пласта. В образовавшиеся при этом трещины вместе с жидкостью закачивается отсортированный кварцевый песок, чтобы не сомкнулись трещины. Чаще всего давление разрыва на забое скважины превышает 1,5 -2,0 раза гидростатическое. Трещины, образовавшиеся при ГРП, могут иметь горизонтальную и вертикальную ориентацию, протяженностью от нескольки мм до десятки метров, шириной от мм до см. применяется в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаютс в активную разработку. Не рекомендуется проводить в скважинах, расположенных вблизи водонефтяных и газонефтяных зон, в источенных пластах с низкими остаточными запасами и в карбонатных коллекторах с хоотичной трещиноватостью.

Щелевая разгрузка. – сущность заключается в создании двух вертикальных, диаметрально противоположных щелей шириной 3-4мм по колонне, длиной 700-1000мм, в продуктивном пласте при помощи гидроструйной перфорации, путем перемещения специального перфоратора вдоль оси скважины в интервале продуктивного пласта. Метод обеспечивает надежную гидродинамическую связь с пластом, снижение напряжений и увеличения проницаемости пород в призабойной зоне, увеличение площади фильтрации, высокое совершенство вскрытии пласта, увеличение дебитов скважин и, в конечном счете увеличение КИН. ГПП характеризуется минимальнм нарушением герметичности пласта, что позволяет применять при малом расстоянии между интервалом вскрытия т водонефтяным контактом. Не рекомендуется проводить в интервалах включающие в себе пластичные прослои. Наиболее блогоприятные для использования терригенные поровые коллектора с низкой проницаемостью и высокой глинистостью, порово-трещинные и трещинные коллекторы, карбонатные и терригенные с вертикально и наклонно ориентированными трещинами; проницаемость трещин коллекторов в значительно большей степени зависит от напряжений, чем проницаемость поровых.

Теполовые методы –применяются в тех случаях, когда в ПЗП образуются смолопарафиновые отложения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев призабойной зоны с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляют при помощи прогева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и т.д. При этом в ПЗП должна создаваться и поддерживаться температура выше температуры плавления смолопарафиновых отложений.

Электротепловая обработка призабойных зонскважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабель-тросе.

Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течение 5—7 сут, радиус повышенного температурного поля достигает 1—1,2 м.

Закачку в скважину горячих жидкостей(нефти, газового конденсата, керосина, дизельного топлива или же воды с добавками ПАВ или без них) обычно проводят для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны.

ПТВ.Перегретый пар нагнетают в скважину в течение 10—12 сут, после чего устье скважины закрывают на 2—5 сут для передачи тепла в глубь пласта и эксплуатацию скважины возобновляют.

studopedya.ru


Смотрите также