8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Газоимпульсная обработка скважин


ЗАО "ЭМАНТ" Насосно-компрессорные трубы с внутренним силикатно-эмалевым покрытием для добычи и транспортировки высоковязкой нефти.

ГАЗОИМПУЛЬСНАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Метод газоимпульсной обработки (ГИО) призабойной зоны пласта заключается в селективной обработке намеченных точек в интервалах перфорации импульсами (0.1-0.15 сек.) высокого давления (порядка 800-1000 атм.) с применением глубинного скважинного генератора , использующего в качестве рабочего агента газообразный азот. Работа проводится с целью интенсификации притока (приемистости).

Широко используемый в отечественной и зарубежной практике метод гидроразрыва пласта требует больших затрат, а также имеет ограничения по использованию его на обводненных месторождениях, при обработке пластов с близкими границами водонефтяного и газонефтяного контакта. Кроме того, распространение трещины при гидроразрыве носит случайный характер и не всегда достигается требуемый результат.

Применение операций гидроразрыва пласта не всегда оправдано, поскольку в большинстве случаев для восстановления гидродинамической связи пласт - ствол скважина достаточно раскольматировать призабойную зону пласта скважин и восстановить ее фильтрационные свойства. Для этого можно использовать более дешевые способы воздействия как например термогазохимические методы воздействия (ПГД БК, АДС и др.), электроимпульсные, акустические, химические и другие. Вышеперечисленные методы имеют свои области рационального использования, но в то же время обладают определенными недостатками, среди которых можно выделить: отсутствие избирательности воздействия на призабойную зону пласта с учетом ее неоднородности по нефтенасыщенности и свойств горной породы, низкий уровень энергии воздействия на породу не гарантирующий увеличения ее проницаемости в закольматированной прискважинной зоне, отсутствие возможности регулирования процессом воздействия и адаптировать параметры воздействия в зависимости от горно-геологических условий, состояния скважины, месторождения и других факторов.

С учетом вышеназванных недостатков традиционных методов обработки призабойной зоны был разработан новый глубинный высокоэнергетический метод газоимпульсной обработки призабойной зоны пласта, позволяющий: избирательно воздействовать на локальные участки наибольшей нефтенасыщенности в интервале перфорации скважины; обеспечить давление в зоне обработки до 120,0-150,0 Мпа и сосредоточить его на протяжении 1,0-1,5 метра вдоль ствола скважины; регулировать параметры импульсного воздействия по амплитуде, частоте и длительности импульсов в широком диапазоне в зависимости от состояния зоны обработки.

В связи с вышеизложенным область рационального использования данного метода может быть следующей:

  • - скважины с резко пониженным дебитом по отношению к соседним и работающим из того же пласта;
  • - скважины, резко снизившие дебит в процессе эксплуатации при сохранении пластового давления;
  • - скважины с заглинизированной при бурении призабойной зоной;
  • - нефтяные и газовые скважины на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами из-за низкой проницаемости и пористости горной породы;
  • - долгопростаивающие скважины, в том числе после их капитального или подземного ремонта;
  • - нагнетательные скважины с пониженной приемистостью;
  • - скважины, не реагирующие на другие методы интенсификации.

Оборудование необходимое для обработки скважин данным методом компактно , мобильно и монтируется нашими бригадами в кратчайшие сроки .Оплата работ производиться только после их проведения , при условии достижении запланированных обьемов нефтеотдачи сважины .Можем утверждать , что данный метод выгодно отличается от других методов по отдаче на еденицу вложенных средств.

Скачать презентацию

www.emant.ru

метод газоимпульсной обработки скважины | Геолого-технические мероприятия (ГТМ)

СКОЛЬКО ПРИМЕРОНО ВРЕМЕНИ ЗАНИМАЕТ КАЖДАЯ ОПЕРАЦИЯ?
Газоимпульсная обработка призабойной зоны пласта
Содержание работ. Ответственный.
1. Определить:
Техническое состояние колонны обсадных труб;
1. Фактический интервал первоначальной перфорации и его расположение относительно продуктивного пласта;
2. Наличие и расположение заколонного цементного камня, качество сцепления его с обсадными трубами и горной породой;
3. Положение межфлюидных контактов и характер насыщения пласта
По результатам выполненных геофизических исследований выявить участки пласта, обладающие наибольшей пористостью и трещиноватостью с минимальной глинистостью.
Получить исходные данные по скважине, провести их анализ и назначить интервалы газоимпульсного воздействия на призабойную зону пласта.
Провести работы согласно основному плану ремонта скважины и технологического регламента проведения ГИО:
 Скважину очистить и промыть от песчано-глинистых частиц, парафина, продуктов коррозии и цементной корки на стенках обсадной колонны; целесообразно обработать призабойную зону скважины раствором соляной кислоты или её смесью с плавиковой кислотой (кислотная ванна) с последующей тщательной промывкой;
 Участок скважины в интервале перфорации и не менее чем на 200 м выше него скважинную жидкость заменить технической или пластовой водой, растворами NaCl, CaCl и др, либо обработать ПАВ
Не допускается заполнять этот участок скважины глинистым раствором и растворами различных кислот. Тип ПАВ, применяемых для обработки скважиной жидкости, выбирать с учетом свойств горной породы, насыщающих её флюидов, пластовых давлений и температур.
Если продуктивный пласт сложен трещиноватыми карбонатными породами, в прискважинной зоне пласта и в части скважины против интервала перфорации рекомендуется размещать нефтекислотную эмульсию следующего состава:
o 18-22%-ная соляная кислота-40-60 об %
o нефть товарная (дизтопливо)-59-38 об %
o эмульгатор стабилизатор ЭС -1-2 об.%
Эмульсию готовить непосредственно у сква¬жины путем перемешивания углеводородного компонента с эмульгатором и кислотой. Объем эмульсии на одну обработку составляет 5 — 6 м3.
Бригада ПРС (КРС).Начальник геофизической партии

2. Оснастить устье скважины противовыбросовым оборудованием (перфозадвижкой или др.)
Бригада ПРС (КРС).

3. Провести инструктаж привлекаемых бригад ПРС (КРС) и геофизической партии по содержанию работ и мерам безопасности при их проведении
Начальник комплекса оборудования для ГИО

4. Шаблонировать ствол скважины до забоя шаблоном на геофизическом кабеле
Начальник геофизической партии

5.Провести привязку геофизического оборудования к зоне перфорации по ГК (гамма-каратаж) и МЛМ (магнитный локатор муфт) и выполнить разметку точек газоимпульсного воздействия Начальникгеофизической партии, геолог промысла

6. Разместить комплекс оборудования для ГИО и подъемник рядом с приемными мостками. Заземлить МГИД (модуль генератора импульсов давления)
Начальник комплекса оборудования для ГИОНачальник геофизической партии

7. Уложить ГИД (генератор импульсов давления) в ложементы у устья скважины. Присоединить к заправочному штуцеру генератора импульсов давления трубопровод высокого давления МГИД.
Экипаж комплекса оборудования для ГИО.

8. Заправить ГИД до уровня, определенного в технологическом регламенте.
Экипаж комплекса оборудования для ГИО.

9. Отсоединить трубопровод высокого давления от заправочного штуцера генератора. Присоединить к заправочному штуцеру предохранительный конус с центратором
Экипаж комплекса оборудования для ГИО.

10. Присоединить информационно-измерительный блок МГИД к подъемнику. Присоеди¬нить кабельный наконечник каротажного кабеля к генератору импульсов давления
Экипаж комплекса оборудования для ГИО. Геофизическая партия

11. Спустить генератор импульсов давления на каротажном кабеле в зону перфорации, на расстоянии 500 м от зоны перфорации вклю¬чить информационно-измерительный блок и за¬писать показания давления и температуры в зо¬не обработки.
Провести обработку на заданных точках га¬зоимпульсного воздействия и режимах, опреде¬ленных в технологическом регламенте. Коорди¬наты точек воздействия:
…………………………………………………………………
…………………………………………………………………
Экипаж комплекса оборудования для ГИО. Геофизическая партия

12. Поднять генератор импульсов давления на поверхность, уложить в ложементы, при необходимости сбросить остаточное давление из полости ВД в соответствии с требованиями « Руководства по эксплуатации установки»
Экипаж комплекса оборудования для ГИО.

13. Провести последующие спуски генераторов импульсов давления и обработку намеченных точек газоимпульсного воздействия в зоне перфорации в соответствии с технического регламента.
Экипаж комплекса оборудования для ГИО.

14. Отсоединить каротажный кабель и провести регламентные работы в соответствии с требованиями « Руководства по эксплуатации установки»
Экипаж комплекса оборудования для ГИО.

15. Провести дальнейшие работы в скважине согласно основному плану ремонта скважины и технического регламента проведения газоимпульсного воздействия Бригада ПРС (КРС).
Геофизическая партия

Продолжительность подготовки ГИД к спуску в скважину (включая время на заправку)-до 30 мин
Время обработки скважины (включая шаблонирование и привязку к зоне перфорации)- 3-12 ч.
Предельно допустимая скорость спуска ГИД 3600м/ч

www.petroleumengineers.ru

МЕТОД ГАЗОИМПУЛЬСНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ С ЦЕЛЬЮ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

«ГРУППА КОМПАНИЙ ГЕО» ХОЛДИНГ. 2015год

«ГРУППА КОМПАНИЙ ГЕО» ХОЛДИНГ 2015год ИНФОРМАЦИЯ О ГРУППЕ КОМПАНИЙ «ГЕО» "Группа компаний ГЕО" Холдинг "НПО Геомаш" г.тюмень спецтехника (ПКС, ПКН, ЛПС, МТУ) скважинные комплексные приборы серии ПИК забойная

Подробнее

«ГРУППА КОМПАНИЙ ГЕО» 2016 год

«ГРУППА КОМПАНИЙ ГЕО» 2016 год ИНФОРМАЦИЯ О ГРУППЕ КОМПАНИЙ «ГЕО» "Группа компаний ГЕО" "НПО Геомаш" г.тюмень спецтехника (ПКС, ПКН, ЛПС, МТУ) скважинные комплексные приборы серии ПИК забойная телеметрическая

Подробнее

XXX. Западная Сибирь

Скважина: Месторождение: Цель исследования: XXX Западная Сибирь Определение фильтрационных параметров пласта при проведении КПД Дата исследования: 01.01.2008 Геолог: Руководитель: Ход выполнения интерпретации

Подробнее

Основы нефтегазопромыслового дела

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Национальный исследовательский Томский политехнический университет Основы нефтегазопромыслового дела

Подробнее

режиме реального времени

Контроль за профилем приемистости в режиме реального времени Всероссийский конкурс «Новая идея» на лучшую научно-техническую разработку среди молодежи предприятий и организаций топливно-энергетического

Подробнее

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Методические указания к практическим занятиям по дисциплине «Оборудование для добычи нефти» для студентов-бакалавров всех форм обучения направления подготовки 131000.62 «Нефтегазовое

Подробнее

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

В.В. Климов, А.В. Шостак ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Учебное пособие Краснодар 2014 УДК 550.3(075.8) ББК 26.2я73 К49 Рецензенты: В.В. Стогний, доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры

Подробнее

на месторождениях компании

УДК 622.276.76 Р. Н. Хасаншин, к.т.н., главный специалист Отдела технологии и КРС, ООО «Газпромнефть НТЦ», e-mail: [email protected] Опыт применения новых технологий ремонтноизоляционных

Подробнее

/\Р = 0,00074Q + 0, Q2.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Проведенные исследования скв... нефтяного месторождения имели целью определения текущей продуктивной характеристики скважины, а также определения пластового давления по индикаторной диаграмме.

Подробнее

ООО «Нефтегазтехнология»

ООО «Нефтегазтехнология» Технология ликвидации заколонных перетоков ЯНАО г.новый Уренгой ул.индустриальная д.6, а/я 210 Тел/Факс (3494) 23-07-82 E-mail: [email protected] www.n-gt.ru Основными причинами негерметичности

Подробнее

А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть»)

Изучение возможности применения анализа динамики дебитов и забойных давлений скважин ОАО «Татнефть» для определения фильтрационных параметров пласта А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть») В настоящее

Подробнее

научно-производственная фирма

научно-производственная фирма История компании В 1990 году в ОАО НПП «ВНИИГИС» впервые был разработан и испытан в горизонтальных скважинах специализированный аппаратурно-методический комплекс (АМК «ГОРИЗОНТ»)

Подробнее

XXX. Западная Сибирь

Скважина: Месторождение: Цель исследования: XXX Западная Сибирь Определение фильтрационных параметров пласта при проведении КВД Дата исследования: 01.01.2008 Геолог: Руководитель: Ход выполнения интерпретации

Подробнее

МЕЛКОСЕТОЧНОЕ ДЕТАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

MGFM МЕЛКОСЕТОЧНОЕ ДЕТАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ Мелкосеточное детальное моделирование (Micro-Grid Flow Modelling, MGFM) это технология гидродинамического моделирования на детальной сетке, при которой производится

Подробнее

В.В. Ахметгареев (институт «ТатНИПИнефть»)

Повышение эффективности разработки низкопроницаемых турнейских отложений многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием на примере участка Бавлинского месторождения В.В. Ахметгареев (институт «ТатНИПИнефть»)

Подробнее

РОССИЙСКОЕ ИЗОБРЕТЕНИЕ

РОССИЙСКОЕ ИЗОБРЕТЕНИЕ ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «КОМПЛЕКС» ООО «Комплекс» работает на нефтегазовом рынке 12 лет. С каждым годом растет востребованность гидромеханической щелевой перфорации

Подробнее

Услуги с применением ГНКТ

Бурение Оценка Заканчивание Добыча Услуги по закачке жидкостей под давлением Изменим ваш подход к внутрискважинным работам Весь комплекс услуг с применением ГНКТ; работы в стволe скважины и возобновление

Подробнее

НАЗНАЧЕНИЕ ОСОБЕННОСТИ

НАЗНАЧЕНИЕ ЗАБОЙНЫЕ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ГКС С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ КАНАЛОМ СВЯЗИ ПРЕДНАЗНАЧЕНЫ ДЛЯ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Подробнее

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Программа учебной дисциплины «Конструкция, техническое обслуживание и ремонт специальной нефтепромысловой техники» предназначена для реализации требований к минимуму содержания и

Подробнее

ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

УДК 61.65.91 ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Аб.Г.Рзаев 1, Г.А.Гулуев 1, А.М.Абдурахманова 1, С.Р.Расулов 2 ( 1 Институт систем управления НАНА, 2 Азербайджанский государственный университет нефти и

Подробнее

КВАЛИФИКАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

КВАЛИФИКАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА Профессия бурильщик капитального ремонта скважин. Бурильщик капитального ремонта скважин 5 7-го разряда д о л ж е н у м е т ь выполнять следующие виды работ: Ведение технологического

Подробнее

docplayer.ru

Метод газоимпульсной обработки скважин - Search RSL


Поиск по определенным полям

Чтобы сузить результаты поисковой выдачи, можно уточнить запрос, указав поля, по которым производить поиск. Список полей представлен выше. Например:

author:иванов

Можно искать по нескольким полям одновременно:

author:иванов title:исследование

Логически операторы

По умолчанию используется оператор AND.
Оператор AND означает, что документ должен соответствовать всем элементам в группе:

исследование разработка

author:иванов title:разработка

оператор OR означает, что документ должен соответствовать одному из значений в группе:

исследование OR разработка

author:иванов OR title:разработка

оператор NOT исключает документы, содержащие данный элемент:

исследование NOT разработка

author:иванов NOT title:разработка

Тип поиска

При написании запроса можно указывать способ, по которому фраза будет искаться. Поддерживается четыре метода: поиск с учетом морфологии, без морфологии, поиск префикса, поиск фразы.
По-умолчанию, поиск производится с учетом морфологии.
Для поиска без морфологии, перед словами в фразе достаточно поставить знак "доллар":

$исследование $развития

Для поиска префикса нужно поставить звездочку после запроса:

исследование*

Для поиска фразы нужно заключить запрос в двойные кавычки:

"исследование и разработка"

Поиск по синонимам

Для включения в результаты поиска синонимов слова нужно поставить решётку "#" перед словом или перед выражением в скобках.
В применении к одному слову для него будет найдено до трёх синонимов.
В применении к выражению в скобках к каждому слову будет добавлен синоним, если он был найден.
Не сочетается с поиском без морфологии, поиском по префиксу или поиском по фразе.

#исследование

Группировка

Для того, чтобы сгруппировать поисковые фразы нужно использовать скобки. Это позволяет управлять булевой логикой запроса.
Например, нужно составить запрос: найти документы у которых автор Иванов или Петров, и заглавие содержит слова исследование или разработка:

author:(иванов OR петров) title:(исследование OR разработка)

Приблизительный поиск слова

Для приблизительного поиска нужно поставить тильду "~" в конце слова из фразы. Например:

бром~

При поиске будут найдены такие слова, как "бром", "ром", "пром" и т.д.
Можно дополнительно указать максимальное количество возможных правок: 0, 1 или 2. Например:

бром~1

По умолчанию допускается 2 правки.
Критерий близости

Для поиска по критерию близости, нужно поставить тильду "~" в конце фразы. Например, для того, чтобы найти документы со словами исследование и разработка в пределах 2 слов, используйте следующий запрос:

"исследование разработка"~2

Релевантность выражений

Для изменения релевантности отдельных выражений в поиске используйте знак "^" в конце выражения, после чего укажите уровень релевантности этого выражения по отношению к остальным.
Чем выше уровень, тем более релевантно данное выражение.
Например, в данном выражении слово "исследование" в четыре раза релевантнее слова "разработка":

исследование^4 разработка

По умолчанию, уровень равен 1. Допустимые значения - положительное вещественное число.
Поиск в интервале

Для указания интервала, в котором должно находиться значение какого-то поля, следует указать в скобках граничные значения, разделенные оператором TO.
Будет произведена лексикографическая сортировка.

author:[Иванов TO Петров]

Будут возвращены результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, Иванов и Петров будут включены в результат.

author:{Иванов TO Петров}

Такой запрос вернёт результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, но Иванов и Петров не будут включены в результат.
Для того, чтобы включить значение в интервал, используйте квадратные скобки. Для исключения значения используйте фигурные скобки.

search.rsl.ru

"Совершенствование техники и технологии газоимпульсной обработки призабойной зоны скважины", Технические науки

На долю нефти приходится более 30% современного мирового потребления топливно-энергетических ресурсов. Можно уверенно прогнозировать на ближайшие десятилетия невозможность создания новых крупных мощностей для изменения структуры добычи и потребления этих ресурсов. Финансовый кризис в России и в некоторых других крупнейших нефтедобывающих странах мира, падение цены на нефть еще дальше отодвигают перспективы решения проблемы производства альтернативных источников энергии. Поэтому стабильные поставки нефти будут еще долго играть важнейшую роль в развитии экономического потенциала каждой из стран с развитой промышленностью, Эффективная работа нефтедобывающей промышленности России — важнейшее условие выхода ее из кризиса, достижения стабилизации в экономике. Однако в настоящее время более 60% отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТИЗН), эффективность разработки которых традиционными методами невысока. Изменение качества запасов в значительной степени обусловлено высокой выработанностью крупных высокопродуктивных месторождений. Существующий уровень извлечения нефти и газа из пласта не может удовлетворить потребности страны в углеводородном сырье. Вместе с тем разработка месторождений ТИЗН требует больших материальных и технических затрат, изменения системы налогообложения и т. д.

В этих условиях перспективы развития нефтедобывающей промышленности определяют следующие основные факторы:

— создание и расширение сырьевой базы путем проведения геолого-разработки и применение эффективных технологических процессов для повышения нефтеотдачи пластов;

— максимальное использование возможностей каждой добывающей и нагнетательной скважины в соответствии с потенциалом эксплуатационного объекта;

— снижение себестоимости добычи нефти с учетом затрат на геолого-разведочные и геофизические работы.

Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр в значительной мере зависит от создания новых технологий управления процессами в призабойной зоне. Призабойная зона — область, принадлежащая одновременно и пласту, и самой скважине. В ней не только сосредоточиваются, но и усиливаются многие явления, сопровождающие процесс извлечения углеводородов из нефтяных и газовых пластов. Их многообразие и сложность послужили причиной появления значительного количества различных методов и технологий интенсификации добычи нефти, которые описаны в отечественной и зарубежной литературе. Многие явления, происходящие в приза-бойных зонах скважин (ПЗС), в настоящее время изучены недостаточно, а способы повышения их продуктивности имеют существенные недостатки. Однако в этой области накопилось много новых данных, рассмотрение которых в свете современных знаний представляет огромный интерес.

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.

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 терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

— образование водонефтяной эмульсии;

— выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий;

— проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины,

— закупорка капилляров газом при добыче,

— прорыв воды из нагнетательных скважин при нарушении закачки.

Для нагнетательных скважин:

— набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;

— смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную;

— кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других работ;

— повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание работали как добывающие.

Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин.

Важная роль в обеспечении рациональных темпов отбора при наиболее высоких значениях коэффициентов компонентоотдачи пласта принадлежит методам воздействия на призабойную зону. Разработаны теоретические основы множества различных методов обработки призабойных зон и технологий их проведения, используемых на отечественных и зарубежных нефтяных и газовых месторождениях. Ежегодно на месторождениях России проводится около 10 000 обработок ПЗС. При этом дополнительно добывается несколько миллионов тонн нефти, однако успешность многих методов воздействия на призабойные зоны остается низкой и составляет 40−60%. Это объясняется тем, что применяемые методы обладают некоторыми или всеми следующими недостатками: невысокая успешностьгромоздкость технологийзначительный расход дефицитных и дорогостоящих химических реагентовнедостаточно полно разработанные теоретические основы проектирования процессовнедостаточно обоснованный выбор скважин для осуществления различных методов воздействия и их очередностинедостаточный учет свойств и строения призабойной зоны конкретной скважины, а также распределения нефтенасыщенности и ее динамики во временинеизвестность путей обводнения скважины и степени водонасыщенности пластов. Не всегда учитываются и изменения, происходящие в пласте и ПЗС в процессе разработки б залежи. В нефтепромысловой практике часто выбирают метод обработки ПЗС исходя из имеющихся возможностей: наличия технических средств и материалов, освоенности метода в данном регионе, его сложности и трудоемкости. Важный недостаток всех методов воздействия на ПЗС — недостаточная их регулируемость, которая особенно важна при разработке многопластовых месторождений, включающих многослойные расчлененные коллекторы. Способы регулирования путем интервального воздействия за счет механического разобщения пакерами или изолирующими материалами не получили широкого промышленного применения из-за сложности их осуществления и невысокой эффективности ["https://r.bookap.info", 28].

Таким образом, анализ некоторых проблем, связанных с искусственным воздействием на пласт или ПЗС, представляет несомненный интерес.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ:

1 Газо-импульсное воздействие на призабойную зону скважины является перспективным способом повышения проницаемости призабойной зоны пласта добывающих и нагнетальных скважин, в первую очередь в карбонатных и терригенных (сформированных из обломков горных пород и минералов) пластах, сложенных как поровыми, так и трещиноватыми горными породами с проницаемостью от нескольких единиц до нескольких сотен миллиДарси, с пористостью 12−30% и залегающими на глубине до 2000 метровПроведенный анализ выявил основные достоинства и недостатки газо-импульсной обработки (ГИО). Одним из ключевых недостатков ГИО, не позволяющим повысить эффективность его применения, являлось отсутствие математической модели процесса. В связи с этим основной задачей работы было ее создание.

2 Для повышения эффективности ГИО разработана методика (математическая модель и теория газо-импульсного воздействия), позволяющая выполнять многократные циклы воздействия на призабойную зону методом ГИВ с оптимальными рабочими параметрами (давление, время, расход газа и др.). Кроме того, разработанная методика позволяет не на основании статистических данных, а на основании теоретически обоснованных расчётов правильно выбрать и назначить режим воздействия (амплитуду и длительность импульсов давления).

3 На основе разработанной математической модели на базе современной компьютерной платформы MathCad создана программа расчета основных рабочих показателей, необходимых для эффективного воздействия на ПЗС при газо-импульсной обработке. Оператору достаточно ввести в программу данные по месторождению, полученные в результате геофизического исследования пласта скважины, и он получит ответ относительно того, какие параметры воздействия необходимо задать для получения максимального эффекта.

4 Программа расчета основных рабочих показателей ГИО протестирована на реальных объектах нефтедобычи — нефтедобывающих скважинах в различных регионах Российской Федерации. Результаты промысловых испытаний показали хорошую сходимость с данными, полученными при математическом моделировании и использовании разработанной программы расчета. Рабочие параметры реального комплекса ГИВ практически совпадают с расчетными: давление зарядки генератора Р = 65 — 80 МПа (расчетное давление зарядки генератора Р = 65 МПа) — время открытия клапана t = 0,1 — 0,3 с (расчетное время открытия клапана t = 0,1 с) — количество циклов воздействия z = 2 — 4 (расчетное количество циклов воздействия z = 2).

5 По результатам промысловых испытаний получена аттестация в РОСГОРТЕХНАДЗОРЕ аппаратуры и технологии газо-импульсного воздействия.

r.bookap.info

Устройство для гидроимпульсной обработки призабойной зоны скважин

Устройство предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности, в частности в оборудовании для очистки призабойной зоны скважины путем гидроимпульсного воздействия. Устройство содержит распределитель потоков с каналом для закачки химического реагента, сопло, камеру смешения и аккумулятор давления. Последний включает корпус с конфузором и диффузором и эластичный шар. В корпусе распределителя потоков выполнен второй канал с обратным клапаном, а в первом канале установлен запорный клапан с дифференциальным поршнем, больший диаметр которого обращен к призабойной зоне пласта. Аккумулятор давления с эластичным шаром в нижней части оснащен подвижным седлом и возвратной пружиной, опирающейся на защитную решетку. Увеличивается дебит скважины за счет улучшения коллекторных свойств пласта, причем весь цикл обработки проводится только по колонне НКТ. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к оборудованию для очистки призабойной зоны скважины путем гидроимпульсного воздействия.

Известно устройство для воздействия на призабойную зону скважины (RU №2151283 С1, 20.06.2000), включающее в себя нагнетательную и разрядную камеры с отверстиями для потока жидкости, отделенные друг от друга запирающим элементом в виде шара, располагаемым в коническом седле. Шар выполнен из эластичного материала, меняющего форму под воздействием давления, и при продавливании через камеру возникает серия гидравлических ударов.

Недостатком устройства является незначительное увеличение производительности скважины после воздействия в случае разрушения адсорбционного слоя и создания продуктов кольматации и, как следствие, краткосрочность наблюдаемого эффекта.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является устройство для гидродинамического воздействия на призабойную зону скважины, содержащее корпус, нагнетательную и разрядную камеры, отделяемые друг от друга запирающим элементом в виде шара, выполненного из эластичного материала, в верхней части устройства установлен струйный насос, гидравлически связанный с нагнетательной камерой гидродинамического устройства эксцентричным каналом, с седлом в верхней части канала, запираемого шаровым клапаном, сбрасываемым с устья скважины ( RU № 29333 U1,10.05.2003).

Недостатком данного устройства является невозможность многократной смены режимов обработки призабойной зоны скважины без подъема колонны НКТ.

Задача изобретения состоит в разработке устройства для гидроимпульсной обработки скважин, позволяющего многократно производить циклы обработки призабойной зоны пласта разными химическими реагентами и на длительный период времени эксплуатации повысить производительность скважин.

Поставленная задача решается тем, что устройство для гидроимпульсной обработки призабойной зоны скважин содержит распределитель потоков с каналом для закачки химического реагента, сопло, камеру смешения и аккумулятор давления, включающий корпус с конфузором и диффузором и эластичный шар, причем в корпусе распределителя потоков выполнен второй канал с обратным клапаном, а в первом канале установлен запорный клапан с дифференциальным поршнем, больший диаметр которого обращен к призабойной зоне пласта, при этом аккумулятор давления с эластичным шаром в нижней части оснащен подвижным седлом и возвратной пружиной, опирающейся на защитную решетку.

На чертеже изображена конструктивная схема устройства для гидроимпульсной обработки призабойной зоны скважин.

Устройство состоит из аккумулятора давления 1, включающего корпус 2 с конфузором 3 и диффузором 4, эластичный шар 5, защитные решетки 7 и 8, подвижное седло 9 и возвратную пружину 10. Диффузор 4 и конфузор 3 гидравлически связаны посредством критического канала 6.

Верхняя резьбовая часть аккумулятора давления 1 через резьбовую муфту 11 свинчена с распределителем потоков 12, включающим корпус 13 с каналами 14 и 15, сопло 16, камеру смешения 17, диффузор 18, запорный клапан 19 с дифференциальным поршнем 20, установленный на канале для закачки химических реагентов 15, и обратный клапан 21, установленный на канале 14.

Устройство работает следующим образом: при закрытой затрубной задвижке на устье скважины с использованием принципа гидрозамка для предотвращения попадания химических реагентов в затрубное пространство через сопло 16, камеру смешения 17 и выходной диффузор 18 химический реагент (глинокислота) от насосного агрегата по колонне НКТ 22 через канал 15 поступает к запорному клапану 19, при повышении давления дифференциальный поршень 20 запорного клапана 19 перемещается вниз и через отверстия 23 рабочий раствор попадает в верхнюю камеру 24 аккумулятора давления 1 и давлением жидкости прижимает эластичный шар 5 к конфузору 3, перекрывая при этом критический канал 6. При достижении расчетного давления эластичный шар 5 начинает деформироваться и проталкиваться в критический канал 6 и далее в диффузор 4. Продолжая двигаться, эластичный шар 5 толкает подвижное седло 9, сжимая пружину 10. В это время в пространстве под пакером 27 происходит резкий скачок давления (гидроудар) и рабочая жидкость через перфорационные отверстия 25 поступает в призабойную зону пласта 26.

После прекращения подачи рабочего раствора пружина 10 толкает подвижное седло 9 и прижимает эластичный шар 5 к диффузору 4, перекрывая при этом критический канал 6. Открыв трубную задвижку на устье скважины, давление в колонне НКТ 22 понижается до гидростатического, при этом дифференциальный поршень 20 запорного клапана 19 возвращается в исходное положение, перекрывая при этом гидравлическую связь через канал 15 между колонной НКТ 22 и верхней камерой 24 аккумулятора давления 1. Одновременно с этим обратный клапан 21 открывается и между колонной НКТ 22 и верхней камерой 24 аккумулятора давления 1 появляется гидравлическая связь через канал 14 и сопло 16. Давление в верхней камере 24 аккумулятора давления также понижается до гидростатического. Избыточным давлением, образовавшимся в подпакерном пространстве 28 вследствие закачки в зону перфорации рабочего раствора, эластичный шар 5 продавливается через критический канал 6 в верхнюю камеру 24 аккумулятора давления 1, при этом давление в подпакерном пространстве резко снижается до гидростатического, что способствует отрыву кольматанта и продуктов реакции.

Последующие циклы ударно-химического воздействия повторяются в той же последовательности.

Вынос кольматанта и продуктов реакции из призабойной зоны пласта осуществляется следующим образом.

Открыв затрубную задвижку на устье скважины, насосным агрегатом закачивают промывочную жидкость (воду) в колонну НКТ 22. Из колонны НКТ 22 вода подается в сопло 16, камеру смешения 17, выходной диффузор 18 и далее по затрубному пространству на устье скважины. При этом возникает эффект эжекции и в канале 14 происходит падение давления, вследствие чего обратный клапан 21 открывается и появляется гидравлическая связь между подпакерным пространством 28 и камерой смешения 17. Происходит падение давления в подпакерном пространстве, гидравлически связанном через отверстия 25 с призабойной зоной пласта 26, пластовый флюид из призабойной зоны пласта 26 через отверстия 25 поступает в подпакерное пространство 28 и далее через аккумулятор давления 1, канал 14 распределителя потоков 12 попадает в камеру смешения 17, где, смешиваясь с промывочной жидкостью, через выходной диффузор 18 по затрубному пространству подается на устье скважины, вынося с собой кольматант и продукты реакции, образовавшиеся в результате реакции раствора химического реагента (глинокислоты) и гидравлических импульсов.

При необходимости производится несколько циклов закачки различных химических .реагентов в призабойную зону пласта и отбор продуктов реакции и кольматанта на устье скважины без проведения дополнительных спуско-подъемных операций и смены оборудования.

Изобретением достигается эффективное перемещение пластовой жидкости из застойных зон и каналов в зоны активного дренирования с возможностью выноса кольматационного материала и продуктов реакции сразу после обработки в различной последовательности, позволяя увеличить дебит скважины за счет улучшения коллекторных свойств пласта, причем весь цикл обработки проводится только по колонне НКТ.

Устройство для гидроимпульсной обработки призабойной зоны скважин, содержащее распределитель потоков с каналом для закачки химического реагента, сопло, камеру смешения и аккумулятор давления, включающий корпус с конфузором и диффузором и эластичный шар, отличающееся тем, что в корпусе распределителя потоков выполнен второй канал с обратным клапаном, а в первом канале установлен запорный клапан с дифференциальным поршнем, больший диаметр которого обращен к призабойной зоне пласта, при этом аккумулятор давления с эластичным шаром в нижней части оснащен подвижным седлом и возвратной пружиной, опирающейся на защитную решетку.

findpatent.ru

ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ВОЗДЕЙСТВИЕМ ТЕРМОГАЗОИМПУЛЬСНЫХ ДАВЛЕНИЙ

ФОРУМ МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ 5(21)

УДК 622.276.6 Костусенко Дарья Константиновна студент кафедры «Разработка нефтяных и газонефтяных месторождений» Уфимский государственный нефтяной технический университет Россия, г. Уфа Kostusenko Darya

Подробнее

ООО «Нефтегазтехнология»

ООО «Нефтегазтехнология» Применение циркуляционных клапанов ЯНАО г.новый Уренгой ул.индустриальная д.6, а/я 210 Тел/Факс (3494) 23-07-82 E-mail: [email protected] www.n-gt.ru Введение. Клапан циркуляционный

Подробнее

УДК /4:

УДК 622.276.1/4:622.243.24 Разработка технологии, управляемой с поверхности эксплуатации горизонтального ствола, разделенного на участки Д.В. Максимов (институт «ТатНИПИнефть») При пересечении горизонтальным

Подробнее

PROBLEMS OF GASIFICATION IN RUSSIA AND WAYS OF THEIR SOLUTION

УДК 338 ПРОБЛЕМЫ ГАЗИФИКАЦИИ В РОССИИ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ Лашкова К.В. 1 студентка, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия Аннотация: в статье рассматривается

Подробнее

Recent Studies of Applied Sciences 2015

УДК 622.276 Шелюто Артём Викторович инженер-технолог сектора промыслово-гидродинамических исследований РУП производственное объединение «Белоруснефть» БелНИПИнефть, г. Гомель [email protected] ВЛИЯНИЯ

Подробнее

ФОРУМ МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ 1(17)

УДК 537.636 Жоробаев Н.Ж. (научный руководитель к.п.н., доцент, Шабаев Рифат Биктимирович) Башкирский государственный университет Стерлитамакский филиал г. Стерлитамак, Россия Zhorobayev N.Zh. (scientific

Подробнее

БУРЕНИЕ СКВАЖИН И ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

1.1. ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ИНСТИТУТ УПРАВЛЕНИЯ, ИНФОРМАЦИИ И БИЗНЕСА БУРЕНИЕ СКВАЖИН И ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА Методические указания к контрольным работам Ухта 2005 1 УДК 553. 98: 622. 243:

Подробнее

АВТОМАТИЗАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

АВТОМАТИЗАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ Г.Н. Курлаев МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОЧИСТКИ ГИДРОИМПУЛЬСНЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ Рассмотрен вопрос создания модели загрязнения призабойной зоны пласта в условиях выноса мехпримесей

Подробнее

Почему «СТС-ГеоСервис»

ПРЕИМУЩЕСТВА Уникальный метод газодинамического разрыва пласта, не имеющий аналогов Высококвалифицированные сотрудники с огромным опытом работы Новейшее современное оборудование и уникальные инновационные

Подробнее

УДК 004. Наука среди нас 1 (1) 2017 nauka-sn.ru

1 УДК 004 ЛЕВКИН ЕГОР АЛЕКСЕЕВИЧ магистр кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений, ТИУ, Россия, г. Тюмень ИЖИК МАРЬЯН МИХАЙЛОВИЧ магистр кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений,

Подробнее

ФОРУМ МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ 12(28)

УДК 331.101.262 СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭКОНОМИЧЕСКИХ КАТЕГОРИЙ «ТРУДОВЫЕ РЕСУРСЫ», «ТРУДОВОЙ ПОТЕНЦИАЛ», «РАБОЧАЯ СИЛА» И «ЧЕЛОВЕЧЕСКИЙ КАПИТАЛ» Шематонова Анастасия Александровна Студент магистратуры,

Подробнее

на границы вибрирующей области *

Тепловое и динамическое воздействие газа 29 ПТ Зубков АВ Яковенко [email protected] [email protected] УДК 53360117 Тепловое и динамическое воздействие газа на границы вибрирующей области * Аннотация Разработана

Подробнее

«Экономика и социум» 6(25) 2016

УДК 330 Байкова Э.Р., кандидат экономических наук, доцент кафедры «Общей экономической теории» Башкирский государственный университет Россия, г. Уфа Астахов Г.Л. студент 1 курс, факультет «Механический»

Подробнее

ФОРУМ МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ 2(18)

УДК 622.276 Нургалиев И.С., студент магистратуры 2 курс Уфимский государственный нефтяной технический университет Россия, г. Уфа ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОКСИДА НАТРИЯ ДЛЯ ЗАМЕДЛЕНИЯ ГЕЛЕОБРАЗОВАНИЯ СОСТАВОВ НА

Подробнее

docplayer.ru

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами

Поверхностно – активные вещества (ПАВ) – вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследст

ИА  Neftegaz.RU.
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки.
В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ.
В качестве растворителя обычно используют нефть.
Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ.
Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета  0,8 - 2м3 / 1м толщины обрабатываемого пласта.
Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

Поверхностно - активные вещества
ПАВ - вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ.
Их используют для обработки призабойной зоны с целью:

  •  Ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;
  • Предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах;
  • Повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин;
  • Повышения эффективности СКО;
  • Изоляции притоков пластовых вод.

Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть - вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

В промышленности наиболее распространены следующие ПАВ:

  •  Моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие относящиеся к алкивсульфатам;
  • Моющий препарат сульфонат - смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12 - 18 атомов углерода;
  • Сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский - рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларисульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами;
  • Нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот, получаемых при сульфировании керосиногазойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.

Необходимость обработки

Разработка и добыча сырой нефти включает 3 отдельные фазы: первичную, вторичную и третичную (или улучшенную) добычу. 

Во время первичного извлечения естественное давление в пласте или гравитационное вытеснение нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые доставляют нефть на поверхность. Но только около 10 % первоначальной нефти пласта на месте обычно добывается во время первичной добычи.

Вторичные методы добычи увеличивают продуктивный срок эксплуатации месторождения, как правило, закачивая воду или газ, чтобы вытеснить нефть и направить ее в эксплуатационную скважину, что приводит к извлечению от 20 - 40 % первоначальной нефти на месте.

Третичные или улучшенные методы добычи нефти позволяют добывать 30 - 60 % или более нефти на месторождении. 

Среди третичных методов:

Термическое восстановление, которое включает в себя введение тепла, такого как нагнетание пара, чтобы снизить вязкость или разбавление тяжелой вязкой нефти и улучшить ее способность течь через резервуар. 

Закачка газа, при которой используются такие газы, как природный газ, азот или диоксид углерода (CO2), которые расширяются в пласте для вытеснения дополнительной нефти в эксплуатационный ствол скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти, чтобы понизить ее вязкость и улучшить ее расход. 

Химический впрыск, который может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование моющих веществ, подобных поверхностно-активным веществам, чтобы помочь снизить поверхностное натяжение, которое часто препятствует движению капель масла через резервуар. Химические технологии составляют около одного процента производства EOR в США.

Каждый из этих методов был затруднен его относительно высокой стоимостью и, в некоторых случаях, непредсказуемостью его эффективности.

neftegaz.ru

устройство пневмоимпульсного воздействия на геотехнологическую скважину - патент РФ 2331763

Изобретение относится к горному делу и предназначено для восстановления и повышения производительности геотехнологических скважин различного назначения, а также для отбора проб воды из прифильтровых частей скважин. Устройство пневмоимпульсного воздействия на геотехнологическую скважину состоит из подводящего трубопровода сжатого газа, накопительной емкости сжатого газа, газопроводящего, водоподводящего и газоводоотводящего трубопроводов в скважине. На подводящем трубопроводе сжатого газа расположен регулирующий кран. Между газопроводящим, водоподводящим и газоводоотводящим трубопроводами расположено тройниковое соединение. Нижняя часть газоподводящего трубопровода расположена ниже тройникового соединения, а нижний конец водоподводящего трубопровода опущен к фильтру скважины. Техническим результатом является повышение эффективности ударного воздействия на геотехнологическую скважину, обеспечение качественного пробоотбора воды из прифильтровой зоны. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2331763

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для восстановления и повышения производительности геотехнологических скважин различного назначения (откачных и закачных скважин при отработке месторождений методом подземного выщелачивания, нагнетательных скважин при захоронении жидких отходов, водозаборных скважин при эксплуатации подземных водоносных горизонтов и др.). Может быть применено для отбора проб воды из прифильтровых частей наблюдательных скважин, а также для решения ряда других задач, связанных с использованием водонасыщенного подземного пространства.

Известны различные устройства и способы восстановления производительности геотехнологических скважин. В частности, широкое применение для этого нашли установки пневмоимпульсной обработки скважин [1, с.42-57].

При применении этих установок в зону фильтров скважин опускают пневмоснаряд, из которого периодически с частотой 12-30 импульсов в минуту происходит выхлоп сжатого воздуха. При этом выхлопе (пневмовзрыве) в окружающей жидкости возбуждаются волны давления, действующие на фильтр и прифильтровую зону.

Энергия сжатого воздуха при его быстром расширении преобразуется в механическую работу. Восстановление проницаемости фильтров и прифильтровых зон и соответственно производительности скважин происходит за счет разрушающего действия выхлопа. В результате пневмоимпульсного воздействия находящиеся на фильтровой поверхности и в прифильтровой зоне глинистые осадки или химические кольматанты разрушаются и выносятся гидропотоком в скважину, откуда затем они удаляются при откачках.

Главными недостатками этих установок являются их нестабильная работа и малая энергия импульса. Первый недостаток прежде всего выражается в частых отказах в запуске в импульсную работу пневмаснаряда. Вероятно, причинами отказов является наличие в пневмоснаряде пружин и клапанов, которые при изменении внешней среды (высоты столба жидкости в скважине, ее глубины, засоренности жидкости мехвзесями и др.) не всегда в состоянии перекрыть исходящую из пневмоснаряда струю воздуха из-за недостаточной или излишней жесткости пружин, запесоченности клапанов и других факторов. Имеются конструкции беспружинных пневмоснарядов, но отказы пульсаций наблюдаются также и для них.

Второй недостаток связан с малым объемом пневмокамеры. Согласно [1] ее объем составляет от 70 до 500 см3 для различных модификаций. При прочих равных условиях энергия выброса пропорциональна объему выбрасываемого из пневмоснаряда воздуха, а этот объем ограничивается объемом рабочей камеры.

Указанные недостатки в значительной мере устранены в устройстве гейзера [2], представляющем собой бесклапанное и беспружинное гидравлическое устройство, обеспечивающее устойчивую периодическую работу по выбросу из скважины воды и воздуха. Поэтому это устройство принимается за прототип.

Недостатками устройства по прототипу являются остающаяся относительно малая мощность и эффективность ударного воздействия на скважину, связанные, главным образом, с односторонним характером воздействия (только выбросом воды и газа из скважины) и удаленностью участка воздействия от требуемого для обработки места скважины. К недостатку устройства относится также невозможность отбора пробы воды из скважины, соответствующей воде в его прифильтровой зоне.

Задачей изобретения является создание устройства пневмоипульсной обработки геотехнологической скважины с повышенной эффективностью ударного воздействия на нее, обеспечивающего качественный пробоотбор воды из ее прифильтровой зоны.

Задача решена путем создания устройства пневмоимпульсного воздействия на геотехнологическую скважину, состоящего из подводящего трубопровода сжатого газа, регулирующего крана на этом трубопроводе, накопительной емкости сжатого газа, газопроводящего, водоподводящего и газоводоотводящего трубопроводов в скважине, тройникового соединения между этими трубопроводами, в котором, согласно изобретению, нижняя часть газоподводящего трубопровода расположена ниже тройникового соединения, а нижний конец водоподводящего трубопровода опущен к фильтру скважины. Для обеспечения максимально мощного воздействия на скважину в качестве водоподводящего и газоводоотводящего трубопроводов может быть использована обсадная колонна труб в скважине.

При таком составе и пространственном расположении конструктивных элементов устройства, не известных из литературных источников, обеспечивается проявление его следующих основных положительных свойств (технических результатов) относительно прототипа и аналогов.

Расположение нижней части газопроводящего трубопровода ниже тройникового соединения определяет такое условие работы устройства, при котором быстрый выброс газа после его достижения нижнего положения в трубопроводе происходит через тройниковое соединение как в сторону водоподводящего трубопровода, так и в сторону газоводоотводящего трубопровода. В результате в первый момент выброса газа происходит гидравлический удар повышенного давления через водоподающий трубопровод на прифильтровую зону скважины, сменяемый затем, по мере выброса воды из газоводоотводящего трубопровода, на отрицательное давление, вызывающее приток воды в скважину из водоносного горизонта вместе с продуктами разрушения кольматантов в прифильтровой зоне.

Таким образом, в импульсе имеется как положительное давление на прифильтровую зону скважины, так и отрицательное. В отличие от такого характера распределения давления в импульсе в прототипе возможно проявление только отрицательного давления в водоподводящем трубопроводе. Знакопеременность давлений в импульсе определяет в конечном счете более быструю и полную очистку прифильтровой зоны от кольматантов с соответствующим восстановлением и повышением производительности обработанной скважины.

Расположение нижнего конца водоподводящего трубопровода в зоне фильтра обеспечивает не только подвод энергии импульса непосредственно к месту обработки скважины и отвод отсюда продуков разрушения кольматантов, но и качественный отбор проб воды из водоносного горизонта. Известно, что достоверные (качественные) сведения о гидрохимическом составе подземных вод могут быть получены по пробам, отобранным после откачки не менее 2-3 обводненных объемов скважины [3, с.280].

Для глубоких скважин и, особенно, для скважин, расположенных в загрязненных водоносных горизонтах токсичными жидкими отходами, откачка из них такого количества загрязненных вод часто является не решаемой задачей из-за несоблюдения экологических требований к пробоотбору. При использовании устройства по данному изобретению откачка необходимых 2-3 объемов жидкости оказывается возможной, поскольку они относятся уже не к стволу скважины, а к водоподводящему и газоводоотводящему трубопроводам, размеры которых значительно меньше обводненного ствола скважины.

Кроме того, качество пробоотбора с использованием устройства выше, если бы он осуществлялся стандартно при помощи эрлифта. Это связано с тем, что при пневмоимпульсном воздействии выброс воды и газа из скважины идет большей частью раздельно, при обычном же эрлифте смесь воды и газа не разделяется. В пробе жидкости, взятой при пневмоимпульсном воздействии, не нарушается естественная газовая составляющая, и поэтому она соответствует пластовой жидкости из прифильтровой зоны.

Изобретение иллюстрируется чертежом, на котором показаны основные конструктивные элементы устройства, включающие подводящий трубопровод сжатого газа 1; кран 2 для регулирования подачи газа в устройство; накопительную емкость сжатого газа 3; поверхность земли 4; уровень воды в скважине 5; газопроводящий трубопровод в скважине 6; обсадную колонну труб в скважине 7, фильтр скважины 8; водоподводящий трубопровод 9; тройниковое соединение между трубопроводами 10; газоводоотводящий трубопровод 11.

Устройство работает следующим образом. Для пуска в работу приоткрывают кран 2, и газ начинает заполнять емкость 3 и вытеснять воду из трубопровода 6. До пуска уровень воды в этом трубопроводе и трубопроводе 11 находились на одинаковой отметке с уровнем воды в обсадной колонне труб 7.

После снижения уровня воды в трубопроводе 6 до его нижнего конца и появления первых пузырьков газа в восходящей его части начинается лавинообразный выброс через него газа. Давление в этом трубопроводе резко уменьшается на величину столба воды, находившегося в восходящей части трубопровода 6. В результате избыточно накопленный на эту величину газ в емкости 3 выбрасывается в трубопроводы 9 и 11. Энергия этого удара распространяется по трубопроводу 9 до фильтра скважины, где в прифильтровой зоне происходит разрушение кольматантов как физического, так и химического происхождения.

Одновременно с этим вода, находящаяся в трубопроводе 11 выше тройника 10, во время выброса газа поднимается к устью скважины, где и происходит ее излив и затем выход газа. После этого давление газа в трубопроводе 6 и емкости 3 становится близким к атмосферному и вода из прифильтровой зоны вместе с разрушенными кольматантами заполняет трубопроводы 6 и 11 практически до уровня воды в скважине 5. Затем, поскольку кран 2 оставался открытым, начинается следующий подобный цикл импульсного воздействия на скважину и т.д. до требуемой степени ее обработки. После выброса из скважины 2-3 объемов жидкости, находящейся в трубопроводах 9 и 11, отбирается из нее проба для определения химического состава пластовой воды.

Пример работы устройства при принимаемых ниже его размерах выглядит следующим образом. Глубина скважины до фильтра составляет 350 м; внутренний диаметр обсадной колоны - 75 мм; все трубопроводы внутри скважины выполнены в виде шлангов и их внутренний диаметр составляет 15 мм; длина нисходящего шланга 6 составляет 80 м; глубина уровня воды в скважине - 20 м; глубина расположения тройника 10 составляет 60 м; шланг 9 опущен в фильтр скважины, т.е. на глубину 350 м. В качестве источника сжатого газа используется сжатый воздух от компрессора с давлением 7 атм. При таких размерах основных элементов устройства накопительной емкости 3 не требуется, поскольку накопленного сжатого воздуха в шланге 6 достаточно для выброса столба воды, находящегося в шланге 11 над тройником 10.

Для пуска в работу устройства приоткрывают кран 2 так, чтобы вытеснение воздухом воды из шланга 6 проходило в течение 2-5 минут. После этого вытеснения происходит резкий выброс газового пузыря в шланги 9 и 11, после чего начинается излив воды из скважины через шланг 11. После этого излива и снижения давления в шланге 6 до близкого к атмосферному происходит затекание воды в этот шланг и затем начинается новый цикл импульса, подобный вышеприведенному.

После выброса из скважины около 100 л воды, что приблизительно соответствует 2 объемам жидкости в шлангах 9 и 11 и 20 циклам импульсной обработки, отбирается на изливе из скважины проба пластовой воды. По существующей методике пробоотбора для этого необходимо было бы откачать из скважины, в соответствии с ее объемом, около 2,5 м3 воды. Это означает, что пробоотбор при пневмоимпульсной обработке скважины существенно упрощает технически и экологически задачу полноценного наблюдения за составом подземных вод.

Для более мощного воздействия на прифильтровую зону используют вместо трубопроводов 9 и 11 обсадную колонну труб 7, тогда в скважине остается только нисходящая и восходящая части шланга 6. При прочих равных условиях и заглубке этого шланга на глубину 170 м, высоте восходящей части шланга 40 м, его внутреннем диаметре 30 мм для выброса находящегося над шлангом столба воды потребуется объем емкости 3 около 120 л (или 3 емкости по 40 л). Для этого случая используется в качестве источника сжатого воздуха компрессор с давлением 16 атм.

Работа устройства в этом случае происходит так же, как и в предыдущем. Выброс воды в цикле составляет около 500 л, а расчетная мощность удара составляет приблизительно 100-200 кВт.

Таким образом, в зависимости от конкретных условий применения и требований к виброобработке скважин устройство позволяет при минимуме технических средств успешно решать стоящие перед ним задачи.

Литература

1. Романенко В.А., Вольницкая Э.М. Восстановление производительности водозаборных скважин. - Л.: Недра, 1986. - 112 с.

2. Описание изобретения «Устройство гейзера» к патенту Российской Федерации №2020288 от 12.07.91 г.

3. Мироненко В.А., Румынин В.Г. Проблемы гидроэкологии. Монография в 3-х томах. Том 2. Опытно-миграционные исследования. - М.: Изд. МГГУ, 1998.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Устройство пневмоимпульсного воздействия на геотехнологическую скважину, состоящее из подводящего трубопровода сжатого газа, регулирующего крана на этом трубопроводе, накопительной емкости сжатого газа, газопроводящего, водоподводящего и газоводоотводящего трубопроводов в скважине, тройникового соединения между этими трубопроводами, отличающееся тем, что нижняя часть газоподводящего трубопровода располагается ниже тройникового соединения, а нижний конец водоподводящего трубопровода опущен к фильтру скважины.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве водоподводящего и газоводоотводящего трубопроводов используют обсадную колону труб скважины.

www.freepatent.ru

Анализ эффективности теплофизических методов стимуляции скважин: ГДРП, ГИВ, СТГГ-80, ТБИВ

Работа проведена с целью оценки эффективности технологий теплофизического воздействия на пласт, применяемых в ОАО «Татнефть», выделения наиболее эффективных из них, определения критериев эффективного применения для последующих обработок. Рассматриваемые технологии в последние годы являются наиболее применяемыми для стимуляции терригенных коллекторов. В ходе работы были проанализированы все проведённые обработки по компании за период с января 2009 – по 2012 год (939 процессов). В качестве показателей, характеризующих технологическую успешность проведённых обработок, использовались отношения расчётных коэффициентов продуктивности до и после проведения мероприятия, потенциальный прирост дебита жидкости и нефти, величина фактического среднесуточного прироста дебита нефти.

Основной вывод:

Анализ проведённых работ показал сравнительно высокую технологическую эффективность процессов газодинамического разрыва пласта (ГДРП)  – улучшение фильтрационно­ёмкостных свойств (ФЕС) произошло по 81% скважин. Потенциальный прирост добычи обеспечил плановый индекс доходности по 42% обработок. По технологиям депрессионной перфорации с термобароимплозионным воздействием (ДП+ТБИВ) и СТГГ­80 достигнуто улучшение ФЕС прискважинной зоны пласта на 69 и 65% скважин соответственно. При этом потенциальный прирост дебита нефти обеспечил превышение планового индекса доходности лишь на 28,9% скважин для технологии ДП+ТБИВ и 31,9% скважин для СТГГ­80.

С целью определения степени влияния гидродинамических и промысловых параметров работы скважин на эффективность воздействия проведён многофакторный анализ зависимостей величины технологической успешности и потенциальных приростов дебитов от ряда параметров:

– величины абсолютной проницаемости и пористости;

– обводнённости до мероприятия;

– величины депрессии до мероприятия;

– суммарной толщины перфорированных пластов.

Одним из основных направлений повышения эффективности мероприятий является, наряду с отказом от неэффективных технологий, совершенствование критериев подбора скважин­кандидатов.

Даминов А.М., Козихин Р.А., (ОАО «Татнефть»)

Во всём мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов и развиваются исследования, направленные на поиск наиболее эффективных технологий стимуляции скважин.

Анализ проведён с целью оценки эффективности технологий теплофизического воздействия на пласт, применяемых в ОАО «Татнефть», выделения наиболее эффективных из них, определения критериев эффективного применения для последующих обработок и распространения полученного опыта внутри компании. Рассматриваемые технологии в последние годы являются наиболее применяемыми для стимуляции терригенных коллекторов.

В ходе работы были проанализированы все проведённые обработки по компании за период с января 2009­го по 2012 год (939 процессов). В качестве показателей, характеризующих технологическую успешность проведённых обработок, использовались отношения расчётных коэффициентов продуктивности до и после проведения мероприятия, потенциальный прирост дебита жидкости и нефти, величина среднесуточного прироста дебита нефти.

Основной объём обработок проводится на терригенных отложениях девона. В ходе анализа объёмов использования теплофизических методов стимуляции скважин выявлено, что наиболее применяемыми на момент анализа являются:

– депрессионная перфорация с термобароимплозионным воздействием (ДП+ТБИВ) – 314 обработок;

– термоимплозионное воздействие с термогазогенератором СТГГ­80 ­ 213 обработок;

– газоимпульсное воздействие (ГИВ) – 144 обработки;

– газодинамический разрыв пласта (ГДРП) – 266 обработок.

Оценка эффективности воздействия на ПЗП

Существующая на данный момент методика оценки эффективности геолого­технических мероприятий (ГТМ) подразумевает сравнение параметров пласта (скин­эффект, отношение продуктивностей (ОП), проницаемость, гид­ропроводность), определённых по данным исследований кривых восстановления уровня, давления (КВУ, КВД) до и после проведения ГТМ. Определение параметров пласта возможно только при наличии качественных исследований КВУ (КВД). На практике качество проводимых исследований часто не позволяет применить существующую методику для оценки эффективности ГТМ.

Для проведения анализа эффективности мероприятий на основе существующего архива гидродинамических исследований (ГДИ) был использован алгоритм определения эффективности проведённых мероприятий с использованием расчётной продуктивности, определяемой исходя из отношения дебита и депрессии. Для оценки изменения параметров работы скважины сравнивалась информация о её работе в течение 6 месяцев перед проведением мероприятия и 6 месяцев после воздействия.

Из анализа технологической успешности следует, что улучшение свойств прискважинной зоны пласта (отношение коэффициентов продуктивности после и до стимуляции более 1) достигнуто на 69,1% обработанных скважин. Средняя текущая продолжительность эффекта для группы теплофизических методов на момент проведения анализа составила 10 месяцев.

Максимальная величина дополнительной добычи нефти достигнута за счёт технологии ГДРП. Однако потенциальный прирост среднесуточного дебита, исходя из возможного прироста дебита жидкости и обводнённости продукции после мероприятия, превысил 2,5 т/сут. лишь на 17,7% скважин. Технологии ГИВ и ДП+ТБИВ менее успешны. Как видно из таблицы, прирост более 1 т/сут. обеспечен менее чем на 40% скважин.

В целом планируемого индекса доходности (ИД) достигли 31,3% обработок. По 38% обработок наблюдается некоторое увеличение продуктивности, однако оно не обеспечивает запланированного прироста дебита. Наименьшая эффективность выявлена по технологии ГИВ – запланированный ИД обеспечивается лишь по 14,5% мероприятий, по 81% мероприятий ИД – менее 1. По технологиям СТГГ­80 и ДП+ТБИВ доля процессов, обеспечивших достижение средних плановых ИД, составляет 31,9 и 28,9% соответственно. По технологии ГДРП приросты добычи за рассматриваемый период обеспечили плановый ИД по 42,1% обработок.

Критерии эффективного применения

С целью определения степени влияния гидродинамических и промысловых параметров работы скважин на эффективность воздействия проведён многофакторный анализ зависимостей величины технологической успешности и потенциальных приростов дебитов от ряда параметров:

– обводнённости до мероприятия;

– величины депрессии до мероприятия;

– величины абсолютной проницаемости и пористости;

– суммарной толщины перфорированных пластов.

Зависимость эффективности от обводнённости продукции скважин до проведения мероприятия

Значительный объём процессов (22%) проведён на скважинах с обводнённостью свыше 90%. В интервале обводнённости от 80 до 100% сосредоточено 41% от всех проведённых обработок. 47% обработок проведено в интервале обводнённости менее 70%.

Наибольшее количество обработок, обеспечивших выполнение планового индекса доходности, проведено на скважинах с обводнённостью свыше 90%. В указанном интервале обводнённости потенциально выполняющими плановый ИД являются 46% обработок (в целом по группе методов – 25,2%). При обводнённости выше 90% для всех технологий отмечены наиболее  высокие  средние потенциальные приросты по нефти – в целом по рассматриваемой группе 3,2 т/сут., по технологии ГДРП 6,1 т/сут. (табл. 2).

Таблица 2.

Эффективность мероприятий в различных интервалах обводнённости

Технология    Интервалы значений обводнённости до мероприятия, %

0­10         10­20     20­30      30­40      40­50      50­60      60­70      70­80      80­90      90­100

Выполнение плановых индексов доходности по группам обводнённости, %

ГДРП                46,2        38,1        8,3          11,1        33,3        30,4        63,2        42,3        37,1        56,3

СТГГ­80            7,7          28,6        37,5        25,0        28,6        33,3        42,9        30,8        32,6        36,5

ДП+ТБИВ        18,8        40,0        23,1        18,8        33,3        19,0        13,3        33,3        30,9        46,7

ГИВ   37,5        5,3          33,3        10,0        0,0          6,7          6,3          14,3        11,8        33,3

Общий итог    27,6        28,4        23,1        16,3        29,7        21,5        33,8        32,4        30,7        46,4

Средние значения потенциальных приростов по группам обводнённости, т/сут.

ГДРП                1,4          2,7          0,5          0,5          2,6          2,4          4,0          3,1          2,3          6,1

СТГГ­80            0,0          2,4          0,4          0,9          0,8          0,7          2,2          0,9          0,8          1,1

ДП+ТБИВ        0,0          1,1          0,2          0,9          0,6          0,0          0,4          0,6          0,8          1,7

ГИВ   0,3          ­0,8          1,0          0,4          0,1          ­0,4          ­0,4          0,9          0,1          1,3

Общий итог    0,4          1,2          0,5          0,7          1,5          0,8          1,7          1,3          1,1          3,2

Влияние депрессии на пласт до мероприятия в группе скважин с обводнённостью выше 80%

По девонским горизонтам для всех анализируемых технологий в рассматриваемом интервале обводнённости характерен рост успешности обработок при увеличении депрессии. В среднем эффективность рассматриваемых технологий на девонских горизонтах при депрессии менее 50 атм составляет 21,6%. При депрессии выше 50 атм планового индекса доходности достигают 47,7% обработок. В случае с ГДРП зависимость наиболее явная. Предположительно это объясняется отсутствием эффекта от воздействия на слабопроницаемые интервалы (пропластки) в общей толщине пласта со значительной продуктивностью.

Зависимость эффективности от абсолютной проницаемости и пористости

Результаты анализа свидетельствуют о том, что величина эффективности проведённых процессов не имеет прямой зависимости от значений абсолютной проницаемости и пористости коллектора. Как видно из графика на рисунке 3, зависимость между значениями пористости и проницаемости для анализируемой выборки значений имеет линейный вид.

Учитывая линейную зависимость значений пористости и проницаемости, для дальнейшего анализа использовалась абсолютная проницаемость как более дифференцированная величина.

Для более достоверной характеристики эффективности мероприятий было использовано отношение текущей (ухудшенной) проницаемости к начальной, по данным геофизических исследований скважин (ГИС) после бурения. Данное отношение характеризует степень засорения прискважинной зоны пласта (ухудшение проницаемости).

Проанализированные обработки имеют различную эффективность в зависимости от степени засорения ПЗП и вида стимуляции

Полученные зависимости подтверждают сравнительно высокую эффективность технологии ГДРП. При проведении воздействия на скважинах с ухудшением проницаемости прискважинной зоны технология позволяет значительно улучшить продуктивность. В меньшей степени эффективны технологии СТГГ­80 и ДП+ТБИВ.

Эффективность всех рассматриваемых методов стимуляции максимальна при значительном засорении прискважинной зоны пласта. При наличии ухудшения расчётной проницаемости по сравнению с данными по ГИС более чем на 30% (отношение расчётной проницаемости к проницаемости по ГИС менее 0,7) количество обработок, достигших планового ИД, возрастает на 20%.

Значения отношений проницаемости более 1,5 вероятнее всего получены из­-за некорректности параметров, использованных в расчёте текущей (ухудшенной) проницаемости, либо неверных значений (средневзвешенной по мощности) абсолютной проницаемости по ГИС.

Зависимость эффективности от суммарной толщины перфорированных пластов

Для всех технологий наибольшее количество эффективных обработок проведено при суммарной толщине перфорированных пластов от 3 до 5 метров. В большей степени это характерно для ГДРП и ДП+ТБИВ, в меньшей для ГИВ. При перфорированной толщине более 9 м происходит снижение эффективности мероприятий, хотя имеется ряд всплесков средних значений приростов продуктивности, вероятно связанных с тем, что по части скважин значительная доля пластов не участвует в работе скважины.

Общее снижение эффективности воздействия при значительных мощностях перфорированных пластов объясняется ещё и тем, что обработке в этом случае подвергается лишь часть продуктивного интервала, что приводит к снижению интенсивности воздействия на обрабатываемую толщину.

Нефть и Газ Сибири №3 (12) 2013

www.ids55.ru


Смотрите также