Увеличение продуктивности скважин

Методы увеличения производительности скважин — Студопедия

Классификация способов увеличения производительности скважин. Производительность скважин может быть повышена путём:

1. Увеличения эффективной толщины вскрытого пласта.

2. Увеличением проницательности пласта.

3. Увеличением пластового давления.

4. Уменьшением забойного давления.

5. Снижением вязкости жидкости (п) в пластовых условиях.

6. Уменьшением расстояния между данной скважиной и соседними (при сохранении других условий неизменными).

7. Увеличением приведенного радиуса скважины (r_пр).

Повышение проницаемости пласта.

К данной группе способов увеличения производительности скважин относятся:

1. Гидроразрыв пласта, в результате которого в призабойной зоне образуется система трещин, что увеличивает значительно проницаемость призабойной зоны пласта.

2. Кислотная обработка, в результате проведения которой увеличиваются размеры поровых каналов в призабойной зоне пласта. Для этих целей применяются так же пенокислотные обработки пласта. Данный метод повышения проницаемости применяется в карбонатных коллекторах и песчаниках с карбонатным цементом

3. Паротепловая обработка применяется на нефтяных месторождениях. В результате применения этого метода происходит расплавление в призабойной зоне пласта парафино-асфальтовых отложений, снижающих проницаемость.

4. Прогрев призабойной зоны пласта с помощью нагревателей различной конструкции для удаления отложений парафина и асфальтовых смол.

5. Взрыв специальных зарядов на забое скважины (торпедирование), приводящее к созданию сети трещин в призабойной зоне пласта.

6. Кратковременная закачка растворов ПАВ в скважину, приводящая к увеличению проницаемости (для нефтяных залежей), удалению воды (для газовых залежей) и другие способы.

Повышение производительности скважин за счет увеличения их приведенного радиуса (r_пр)

Приведенный радиус скважины характеризует степень совершенства скважины. Увеличение значения приведенного радиуса скважины достигается путем увеличения степени вскрытия пласта и создания более качественной гидравлической связи ствола скважины с пластом в интервале вскрытия.

В нефтегазопромысловой практике для этого широко используются все виды перфорации (пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная, торпедная). В результате проведения дополнительной перфорации увеличивается интервал перфорации, а значит и степень вскрытия пласта. Повышение плотности перфорации, глубины и диаметра каналов при повторной перфорации участка улучшает характер вскрытия пласта. Перфорация должна не только воздействовать на обсадную колонну скважины и цементное кольцо между колонной и стенкой скважины, но и создавать в пласте каналы и трещины, повышающие проницаемость призабойной зоны.

Дополнительное вскрытие новых интервалов продуктивного разреза путем перфорации интервалов ранее не эксплуатируемых пластов и пропластков увеличивает общую толщину эксплуатируемого пласта и так же приводит к увеличению производительности скважин.

В практике нефтегазодобычи широко используются способы направленные на повышение Рпл. Эти способы увеличивают производительность пласта (залежи) в целом и к ним относятся:

1. Законтурное и внутриконтурное заводнение залежей.

2. Нагнетание газа или воздуха в повышенные части залежи.

3. Площадное заводнение с целью увеличения нефтеотдачи пласта.

4. Вытеснение нефти двуокисью углерода, различными растворителями и газами высокого давления, а так же продуктами внутрипластового горения нефти.

Широко распространены способы увеличения производительности скважин путём снижения забойных давлений. Технологическое содержание этих способов заключается в проведении подземного ремонта скважин, при котором производится замена погружных насосов, замена труб и штанг или изменение их подвески, очистка забоев скважин от песчано-глинистых пробок, отложений солей, парафинов, асфальтовых смол, ловильные работы в НКТ, перевод скважины с одного способа эксплуатации на другие и т.д.

Оптимальный способ повышения производительности конкретной скважины должен удовлетворять основным требованиям:

1. При получении того же технологического эффекта (т.е. прирост дебита), что и другие возможные способы, он должен быть наиболее экономически выгоден.

2. Он не должен нарушать основные положения рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр.

studopedia.ru

Методы увеличения производительности скважин — Студопедия

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающего к ст на призабойную зону для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной. Методы воздействия на ПЗС делятся на три группы:

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

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

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

Кроме перечисленных, существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и СКО, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на призабойную зону скважины.

Методы воздействия на ПЗС осуществляют бригады ТКРС. Они проводят следующие работы:

-Кислотные обработки скважин.

-Гидравлический разрыв пласта.

-Вибровоздействие на ПЗС.

-Тепловое воздействие на ПЗС.

-Обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ).

-Соляно - кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ 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 ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

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 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 НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС 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 СКУ. 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.

studopedia.ru

Способы увеличения производительности скважин — Студопедия.Нет

Одним из самых важных направлений повседневной практической деятельности предприятий нефтедобывающей промышленности является повышение (или восстановление) производительности скважин. Для этой, цели на вооружении промысловых работников имеется весьма широкий непрерывно пополняющийся арсенал различных способов. Для того чтобы классифицировать эти способы, вернемся к формуле Дюпюи. Из формулы видно, что производительность скважины может быть повышена путем:

1) увеличения эффективной толщины вскрытого пласта,

2) увеличения проницаемости пласта,

3) увеличения пластового давления,

4) уменьшения забойного давления,

5) снижения вязкости жидкости в пластовых условиях,

6) уменьшения расстояний между данной скважиной и соседними (при сохранении других условий неизменными),

7) увеличения приведенного радиуса.

Этот перечень по существу и определяет полную классификацию возможных способов увеличения производительности скважин.

Рассмотрим способы, которые приводят к повышению проницаемости пласта. Таких способов много, но почти все они обеспечивают повышение проницаемости не всего пласта, а лишь небольших его участков вблизи забоев скважин, в так называемых призабойных зонах; тем не менее, их эффективность весьма значительна. К этой группе способов относятся:

1) гидравлический разрыв пласта, в результате которого вблизи скважины образуются трещины, что существенно повышает проницаемость призабойной зоны;

2) кислотная обработка, в результате которой увеличиваются размеры поровых каналов в призабойной зоне пласта;

3) паротепловая обработка, заключающаяся в кратковременной закачке пара в пласт и приводящая к расплавлению в призабойной зоне парафино-асфальтовых отложнений, снижающих ее проницаемость;

4) прогрев призабойной зоны с помощью нагревателей различных конструкций, дающий тот же эффект, что и паротепловая обработка;

5) взрыв зарядов на забое скважины (торпедирование), приводящий к созданию сети трещин в призабойной зоне;

6) кратковременная закачка поверхностно-активных веществ в скважину, приводящая к увеличению проницаемости для нефти; обработка призабойных зон кислотными пенами и др.

Принципиально возможны и способы повышения проницаемости пласта не только в призабойной зоне, но и на большей площади (например, путем взрывов большой мощности). Эти способы находятся пока в стадии опробования, и поскольку они приводят к росту дебитов не одной, а многих скважин, то их можно отнести к группе способов повышения производительности пластов (залежей).

По причинам, которые будут ясны для учащихся ниже, нарушим принятую последовательность и перейдем сразу к способам, обеспечивающим повышение производительности скважин за счет увеличения их приведенного радиуса.

Учащимся уже известно, что приведенный радиус характеризует степень совершенства скважины. Чем выше степень вскрытия пласта и чем полнее связь скважины с пластом во вскрытом интервале, тем выше коэффициент совершенства скважины и, следовательно, тем больше ее приведенный радиус. Отметим здесь также, что при одинаковых степени и характере вскрытия пласта приведенный радиус скважин будет тем больше, чем больше ее действительный радиус.

Таким образом, увеличить приведенный радиус скважины можно следующими путями: увеличением действительного ее радиуса, увеличением степени вскрытия пласта и созданием более полной гидравлической связи ствола скважины с пластом во вскрытом интервале.

Первый путь, хотя он принципиально и осуществим, практически не используется, так как он мало эффективен и технически труден. Второй и третий пути широко используются в нефтепромысловой практике и вкдючают все виды перфорации (пулевую, кумулятивную, гидропескоструйную, торпедную).

Увеличение интервала перфорации в пределах толщины уже эксплуатируемого пласта приводит к увеличению степени вскрытия, а увеличение плотности перфорации, глубины и диаметра каналов улучшает характер вскрытия. Совершенно очевидно, что перфорация воздействует не только на обсадную колонну и цементное кольцо между этой колонной и стенками скважины, но и на сам продуктивный пласт в непосредственной близости от ствола.

Создание каналов в пласте и трещин, расходящихся от них, повышает проницаемость пласта в призабойной зоне. Таким образом, эффект различных методов перфорации аналогичен эффекту методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Поэтому естественно все методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, а также методы увеличения степени и улучшения характера вскрытия пласта объединить в одну группу. Эффективность всех мероприятий этой группы можно оценивать одинаковым образом - по изменению коэффициента совершенства скважины или по изменению приведенного радиуса. При таком подходе к оценке эффекта исходят из вполне допустимого предположения, что в результате проведения на скважине мероприятий рассматриваемой группы проницаемость пласта в призабойной зоне остается неизменной, но изменяется приведенный радиус. Это значительно упрощает комплекс исследований, осуществляемых на скважинах до и после проведения мероприятий по повышению производительности, с целью выявления действительной эффективности этих мероприятий.

Чем сильнее изменяется приведенный радиус в большую сторону, тем эффективнее мероприятие.

Следующая группа способов повышения производительности скважин связана с увеличением толщины эксплуатируемого пласта. Сюда относятся все способы дополнительного вскрытия новых интервалов продуктивного разреза (подключение скважины к неэксплуатируемым в ней ранее пластам или пропласткам). Эти способы широко применяют в практике.

Эффективным и также широко используемым в практике способом увеличения производительности скважин является повышение пластового давления, которое осуществляется путем нагнетания в пласт воды, газа или других рабочих агентов. При этом повышается производительность многих скважин одного объекта, поэтому все способы повышения пластового давления относят к группе способов увеличения производительности пластов (залежей).

Способы увеличения производительности скважин путем снижения забойных давлений в нефтепромысловой практике являются, пожалуй, самыми распространенными. К ним относятся все виды подземных ремонтов эксплуатационного оборудования, борьба с песком и отложениями парафина и солей, все усовершенствования средств откачки жидкости из скважин и перевода скважин с одних способов эксплуатации на другие. В частности перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации на компрессорный позволяет ее эксплуатировать при более низких забойных давлениях, т. е. с более высокими дебитами. Увеличение межремонтного периода скважины позволяет снизить среднее за год забойное давление и тем самым увеличить общее количество нефти, отбираемой из скважины в расчете на год. Увеличение числа качаний станка-качалки или длины хода плунжера также являются мероприятиями повышения производительности скважины за счет снижения забойного давления.

Вязкость нефти в пластовых условиях может быть уменьшена путем мощного теплового воздействия на пласт или другими путями (например, путем растворения в нефти больших количеств газа, нагнетаемого в пласт при высоком давлении). Эти способы также приводят к повышению производительности объектов в целом. В практике они пока еще не нашли широкого применения.

Уменьшение расстояний между скважинами (уплотнение сетки) как способ увеличения их производительности в практике не применяется, так как, во-первых, этот способ мало эффективен, а во-вторых, его практически невозможно осуществить без применения дополнительного воздействия на пласт.

Если говорить о практически применяемых способах повышения производительности отдельных скважин (а не пласта в целом), связанных с проведением каких-либо работ именно на этих скважинах, то, как следует из вышеизложенного, они разделяются на следующие три группы:

1) способы, обеспечивающие рост производительности за счет увеличения приведенных радиусов скважин;

2) способы, повышающие производительность за счет снижения забойных давлений скважин;

3) способы увеличения производительности скважин за счет увеличения толщины эксплуатируемого объекта.

Задача выбора оптимального способа повышения производительности, скважин в тех или иных конкретных условиях, вообще говоря, является весьма сложной. Выбираемый способ должен удовлетворять следующим основным требованиям:

1) не приводить к нарушению условий рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр;

2) по сравнению с другими способами, позволяющими получить тот же технологический эффект (прирост дебита), он должен быть самым экономичным.

Если, например, скважина эксплуатируется при забойном давлении, которое с точки зрения условий разработки залежи минимально допустимо, то на такой скважине нельзя применять способы второй группы. Если с увеличением производительности скважины одновременно возрастает и газовый фактор выше допустимых пределов, то примененный способ также непригоден.

В заключение коротко остановимся на технологической сущности таких широко распространенных методов увеличения производительности скважин, как гидроразрыв, кислотная обработка и гидропескоструйная перфорация.

Гидравлический разрыв пластов осуществляется путем нагнетания в скважину жидкости при повышенном давлении. В таком случае в пласте расширяются или открываются ранее существовавшие трещины и образуются новые. Для предотвращения их смыкания после прекращения процесса закачки (снятия давления) в трещины в процессе разрыва вводится крупнозернистый песок (он добавляется в жидкость разрыва). Этот метод применяют для освоения и повышения производительности нефтяных и газовых скважин, а также освоения и повышения приемистости нагнетательных скважин.

При кислотной обработке призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные коллекторы (известняки, доломиты), в них закачивают порцию соляной кислоты 8-15%-ной концентрации. Кислота реагирует с породой как на стенках скважин, так и в поровых каналах, в результате чего каналы расширяются и очищаются от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Обычно стараются процесс проводить таким образом, чтобы кислота как можно глубже проникла в пласт.

Для обработки призабойных зон некарбонатных коллекторов применяют смесь соляной и плавиковой кислот, которая хорошо растворяет глины и частично материал зерен кварцевого песка. В результате призабойная зона очищается от глинистых частиц, и расширяются поровые каналы.

Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо растворяются в холодной кислоте. В этих случаях можно использовать так называемую термокислотную обработку (обработку горячей кислотой). Кислота нагревается химическим путем, за счет экзотермической реакции (реакции, идущей с выделением тепла) с реагентами, загружаемыми в специальный наконечник, спускаемый в скважину на трубах.

При гидропескоструйной перфорации в скважину через насосно-компрессорные трубы при высоком давлении и большом расходе закачивается жидкость, содержащая во взвешенном состоянии песок. На нижнем конце насосно-компрессорных труб устанавливается специальное устройство — гидроперфоратор, который в простейшем виде представляет собой патрубок с насадками из твердых материалов, установленными в его стенках. Струи жидкости с песком, выбрасываемые из отверстий насадок, разрушают колонну, цементное кольцо и создают в пласте каверны.

Перфоратор в процессе работы может с помощью специального устройства вращаться, а вся колонна насосно-компрессорных труб вместе с перфоратором может опускаться и подниматься. Это позволяет создавать вертикальные и горизонтальные надрезы, что в ряде случаев бывает необходимо.

studopedia.net

Вызов притока нефти. Повышение продуктивности скважин — Студопедия

Под освоением скважины понимают проведение различных мероприятий по вызову притока жидкости или газа из пласта к забою скважины с суточным дебитом, близким к ее потенциальному дебиту.

Приток жидкости из пласта к забою скважины происходит, когда пластовое давление больше забойного:

Рпл > Рзаб + Рдоп.

где р_пл - пластовое давление; р_заб - забойное давление; р_доп -дополнительное давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, которые возникают в перфорационных отверстиях и в фильтрационных каналах в результате закупоривания порового пространства призабоиной зоны пласта.

Если скважина заполнена жидкостью плотностью р, а высота столба жикости H, то Рпл > Hpg + Рдоп

Следовательно, для удовлетворения этого неравенства нужно уменьшать H, р или р_доп. На практике для освоения скважин обычно уменьшают р_3аб путем снижения уровня жидкости или ее плотности одним из имеющихся способов. Цель освоения – восстановление естественной проницаемости коллектора и получение дебита скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.

Виды освоения: поршневание, тартание, замена жидкости в скважине на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Поршневание. При поришевапии (свабировании) поршень или сваб спускается в НКТ на стальном канате. Поршень (сваб) представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) устанавливаются резиновые манжеты (3—4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске сваба под уровень жидкость в скважине перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме сваба клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине погружения его под уровень жидкости.

Глубина погружения ограничивается прочностью тарталь-ного каната и обычно составляет 100-150 м.

Тартание - это извлечение жидкости из скважины желонкой, спускаемой на стальном (16 мм) канате с помощью лебедки на тракторе (автомобиле). Изготавливается желонка из трубы длиной 7,5-8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток, В верхней части желонки имеется скоба для крепления каната. Диаметр желонки не должен превышать 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит из скважины жидкость объемом не более 0,06 м³.

- Тартание - трудоемкий и малопроизводительный способ. В то же время тартание даст возможность извлекать глинистый раствор с забоя и контролировать уровень жидкости в скважине. Многократные спуск и подъем поршня приводят к постепенному понижению уровня жидкости в скважине. Большим недостатком этого метода является то, что приходится работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса жидкости и открытого фонтанирования. Поэтому поршпевание применяется в основном при освоении нагнетательных скважин.

Замена жидкости в скважине.Замена в скважине жидкости высокой плотности на более легкую жидкость. После вскрытия продуктивного пласта бурением или перфорацией в скважине остается глинистый раствор, который оказывает противодавление на продуктивный пласт. Для освоения и пуска скважины в эксплуатацию в нее спускают насосно-компрессорные трубы, на устье устанавливают фонтанную арматуру и проводят вытеснение глинистого раствора в специальную емкость путем закачки воды через межтрубное пространство. Если заменой глинистого раствора на воду не удается снизить забойное давление ниже пластового, то воду в стволе скважины заменяют на нефть.

Этим способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и хорошими кол лекторскими свойствами.

Компрессорный способ освоения. Компрессорный способ имеет более широкое применение при освоении скважи. В скважину перед освоением спускаются насосно-компрессорные трубы, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству через нагнетательный трубопровод подсоединяют передвижной компрессор или газовую линию с высоким давлением от газокомпрессорной станции.

При нагнетании газа в скважину жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия (3-4 мм) в НКТ, сделанного заранее на глубине 700-800 м от устья, и прорывается в НКТ. Газ, попадая в НКТ, газирует жидкость в них. В результате давление на забое значительно снижается. Регулируя расход газа, изменяют плотность газожидкостной смеси в трубах, а соответственно, и давление на забое скважины. При Р_з<Р_пл начинает приток жидкости. Этот способ позволяет сравнительно быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойном зоны скважины. В условиях крепких пород (песчаников, известнякоп) это приводит к интенсивной очистке порового пространства от кальматирующего (закупоривающею) материала, а в условиях рыхлых пород - к разрушению призабойнои зоны пласта. Чтобы обеспечить более плавный пуск скважины, проводят закачкуаэрированной нефти через межтрубное пространство с использованием компрессора, промывочного агрегата и смесителя. После выброса газожидкостной смеси через выкидную линию в приемную емкость подачу аэрированной нефти постепенно уменьшают до полного ее прекращения.

Освоение скважин сжатым воздухом в основном проводят с применением передвижных компрессоров УКП-80 или КС-100. Компрессор УКП-80 развивает давление 8 МПа сподачей воздуха 8 м³ /мин, а КС-100 развивает давление 10 МПа с подачей воздуха 16 м³ /мин. Следует отметить, что при освоении скважин сжатым воздухом возможны взрывы, так как при содержании углеводородного газа в смеси с воздухом от 6 до 15% образуется гремучая смесь.

studopedia.ru

Способ повышения продуктивности скважин

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных, газовых, водозаборных и других скважин и может быть использовано с целью повышения производительности скважин путем увеличения проницаемости пород продуктивного пласта и очистки прискважинной зоны от кольматирующих отложений.

Известен способ обработки продуктивного пласта путем виброволнового воздействия, осуществляемого с помощью мощных источников, устанавливаемых на устье скважины [Виброволновое воздействие с дневной поверхности на нефтяные пласты. - Нефтяное хозяйство, №3, 1995, с.25-28]. Воздействие заключается в использовании энергии сжатого воздуха с последующей передачей ее столбу скважинкой жидкости, возвратно-поступательное движение которой действует на пласт. Как следствие, в пласте происходит возбуждение резонансных колебаний отдельных частей и блоков с выделением энергии напряженного состояния пород в виде вторичного акустического излучения. Такие колебания приводят к увеличению микротрещиноватости и общему росту дебита скважин.

Однако этот известный способ обработки пласта сложен в использовании из-за необходимости применения громоздкого оборудования, мощного источника питания. Кроме того, этот способ имеет низкую эффективность, так как источник импульсов давления находится не в зоне обработки пласта, а на поверхности и поэтому возбуждаемые на поверхности импульсы давления имеют в пласте небольшую глубину распространения.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны, включающий воздействие на призабойную зону пласта сжатой газовой смесью в виде последовательности импульсов давления, превышающих горное давление [Патент РФ №2105871]. Глубинный снаряд заправляют на поверхности газовой смесью так, чтобы давление смеси в забое превышало вследствие влияния температуры в забое горное давление в 1,5 раза. После спуска глубинного снаряда и остановки в зоне перфорации осуществляют воздействие импульсами давления путем разгерметизации резервуара глубинного снаряда, регулируя при этом интервал между пусками импульсов.

Однако известный способ обладает недостаточной эффективностью вследствие неиспользования энергии пласта, ограниченного числа импульсов высокой интенсивности, обусловленного фиксированным запасом газовой смеси в резервуаре глубинного устройства, отсутствием оперативного дистанционного регулирования и контроля интенсивности и результатов воздействия на пласт. Кроме того, для реализации известного способа необходимо сложное оборудование для создания в глубинном снаряде начального давления газовой смеси, размещение самого устройства в забой требует повышенных мер безопасности.

Задачей изобретения является повышение продуктивности скважин на этапах освоения и ремонта скважин.

Технический результат состоит в повышении эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет использования энергии пласта и оптимизации многократного воздействия на пласт без подъема глубинного снаряда путем регулирования величины давления и числа импульсов и непрерывного контроля притока скважинного продукта.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в предлагаемом способе, включающем создание импульсов давления глубинным снарядом, установленным в зоне перфорации, в отличие от известного, устанавливают в зоне перфорации глубинный снаряд, способный формировать импульсы давления посредством дистанционного инициирования взрывов газовой смеси, осуществляют депрессию на пласт, понижая уровень жидкости в скважине, создают в глубинном снаряде определенный объема взрывоспособной газовой смеси и производят многократное воздействие на пласт без подъема глубинного снаряда до увеличения притока скважинного продукта, при этом давление взрыва задают по формуле

Р=а+кV,

где V - объем газообразной смеси в момент взрыва, а и к - функции гидростатического давления жидкости в скважине.

Способ осуществляется следующим образом. В зоне перфорации на геофизическом кабеле устанавливают глубинный снаряд, производят депрессию на пласт, понижая уровень скважинной жидкости, который контролируют уровнемером. Затем с помощью генератора тока формируют в камере сгорания глубинного снаряда взрывоспособную смесь газов, например кислорода и водорода. При достижении определенного объема газовой смеси, величину которого определяют с помощью уровнемера, установленного в камере сгорания, производят инициирование взрыва газовой смеси высоковольтным электрическим импульсом. Давление взрыва задают по формуле

Р=а+кV,

где V - объем газовой смеси в момент взрыва, а и к - функции гидростатического давления жидкости в скважине.

Возникшая ударная волна разрушает сплошность отложений, кольматирующих прискважинную зону пласта, формирует в продуктивном пласте дополнительные трещины. Воздействие на пласт в условиях депрессии ускоряет гидродинамические и фильтрационные потоки скважинной жидкости, которые способствуют удалению разрушенного осадка из пор и трещин, что обеспечивает увеличение продуктивности скважины.

В заданном интервале перфорации производят серию импульсов давления до тех пор, пока не возникнет увеличение притока скважинного продукта, которое устанавливают с помощью уровнемера, размещенного в скважине.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить эффективность воздействия на призабойную зоны пласта за счет формирования депрессии на пласт и оптимизации импульсно-волнового воздействия на призабойную зону путем дистанционного регулирования величины давления и числа импульсов и контроля притока скважинного продукта.

Расчетные значения давлений Р_вз взрывного импульса при различных объемах газовой смеси и различных гидростатических давлениях Р_rc скважинной жидкости приведены в таблице.

Р_rc=3 МПа	Р_rc=5 МПа	Р_rc=10 МПа
V, см³	Р_вз МПа	V, см³	Р_вз, МПа	V, см³	Р_вз, МПа
100	6	100	9	100	16,5
200	10,5	200	16,5	200	31,5
300	15	300	24	300	46,5
500	24	500	39	500	76,5

Объектами воздействия предлагаемого способа являются:

1. Скважины, вышедшие из бурения или после ремонта с дебитом ниже потенциального.

2. Эксплуатационные скважины, снизившие дебит в результате эксплуатации.

3. Скважины, промысловые характеристики которых (дебит, накопленная добыча) ниже, чем в соседних, эксплуатируемых в аналогичных геологических и режимных условиях.

В намеченных скважинах рекомендуются следующие интервалы для воздействия:

1. Интервалы, характеризующиеся наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов при аномально низких притоках.

2. Интервалы с повышенной трещиноватостью или сложной структурой порового пространства, не дающие потенциально возможных дебитов.

3. Интервалы с отложениями парафинов, гидратов и кольматанта. Опытно-промышленные испытания предлагаемого способа, проведенные на месторождениях Западной Сибири, показали производственную целесообразность применения данной технологии для интенсификации газодинамических и гидродинамических процессов в призабойной зоне продуктивного пласта.

Способповышенияпродуктивностискважин,включающийсозданиеимпульсовдавленияглубиннымснарядом,установленнымвзонеперфорации,отличающийсятем,чтоустанавливаютглубинныйснаряд,способныйформироватьимпульсыдавленияпосредствомдистанционногоинициированиявзрывовгазовойсмеси,осуществляютдепрессиюнапластпонижениемуровняжидкостивскважине,создаютвглубинномснарядеопределенныйобъемвзрывоспособнойгазовойсмесиипроизводятмногократноевоздействиенапластбезподъемаглубинногоснарядадоувеличенияпритокаскважинногопродукта,приэтомдавлениевзрыва(Р)задаютпогидростатическомудавлениюскважиннойжидкости(Р)иобъемувзрывоспособнойгазовойсмеси(V)потаблице,приведеннойвтекстеописания.

edrid.ru

Методы увеличения производительности скважин

Читайте также:

I. Методы коммутации.
III. Методы финансирования инвестиционного проекта
ISaGRAF 5++ACE Target–целевая система высокой производительности
VI. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Автоматизированные методы
Адаптивные методы прогнозирования используются
Административно-правовые методы менеджмента
Административно-правовые методы менеджмента.
Административные методы
Административные методы
Активизирующие методы.
Активные методы обучения на уроках РЯ

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин нередко даже при хорошей проницаемости продуктивных пластов не удается получить высокие притоки нефти или газа. Как правило, это объясняется плохой проницаемостью призабойной зоны скважин, что связано с загрязнением забоя в конце бурения глинистым раствором и закупоркой пор пластов в этой зоне. Нередко загрязнение происходит за счет отложения в порах парафина или смол, а также — механических примесей из закачиваемой воды.

В целях улучшения производительности эксплуатационных скважин, а также поглотительной способности нагнетательных скважин (их приемистости) проводят различные мероприятия по искусственному воздействию на призабойную зону скважин. К ним относятся: солянокислотные обработки, термокислотные обработки, гидравлический разрыв пласта, виброобработка забоев, торпедирование скважин, разрыв пласта под действием пороховых газов, тепловая обработка призабойной зоны.

Солянокислотные обработки широко используются и, как правило, неоднократно для очищения забоя и образования каналов в карбонатном пласте, так как известняки и доломиты растворяются под действием соляной кислоты, и проницаемость призабойной зоны после обработки увеличивается. Чтобы кислота не разъедала металлическое оборудование и трубы, в раствор кислоты добавляют специальные ингибиторы, в основном поверхностно-активные вешества (ПАВ) — катапин и др.

Кислоту доставляют на скважины в специальных автоцистернах, а закачку производят специальными агрегатами, смонтированными на машинах.

Для обработки скважин используют кислотный раствор различной концентрации — от 12 до 25% — в зависимости от естественной проницаемости продуктивных пластов (для малопроницаемых — наибольшей концентрации). На 1 м обрабатываемой мощности пласта расходуется от 0,4 до 1,5 м 3 раствора соляной кислоты.

В целях очищения забоя скважин от парафиновых и асфаль-тово-смолистых веществ предварительно до солянокислотной обработки проводят прогрев призабойной зоны для расплавления этих веществ. Поэтому скважину до кислотной обработки промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку.

Термокислотные обработки, представляющие собой обработки скважин нагретой кислотой, используются в малопроницаемых карбонатных пластах, где малоэффективна холодная кислота и где много на забое асфальтово-смолистых веществ или парафина. Нагрев кислоты производят путем взаимодействия ее с химреагентами, т. е. химическим путем. В качестве реагента обычно используют магний, который при взаимодействии с соляной кислотой выделяет большое количество тепла.

Обычно процесс термокислотной обработки разделяется на две стадии. Первая стадия термохимическая, когда под действием реагента происходит разогрев кислоты, расплавление парафиновых и смолистых веществ. На второй стадии производится кислотная обработка, в результате чего растворяются карбонаты и образуются поры, пустоты, каверны и другие каналы в призабойной зоне пласта, что существенно увеличивает производительность скважины.

Прогрев кислоты с применением магния доводят до температуры в 70—80°С, а затем начинают ее закачивать в скважину. На одну обработку расходуется несколько десятков килограммов магния.

Чтобы увеличить эффективность термохимической обработки, экзотермическую реакцию проводят непосредственно в пласте. Для этого в пласт спускают магний в порошке и затем в скважину закачивают кислоту.

Иногда, чтобы усилить действие термокислотной обработки, предварительно проводят кислотные ванны, выдерживая кислоту на забое и по всему стволу скважины от нескольких часов до одних суток.

Гидравлический разрыв пласта способствует увеличению продуктивности эксплуатационных скважин и повышению приёмистости нагнетательных скважин. Гидроразрыв пласта происходит под действием нагнетаемой под большим давлением в скважину жидкости, в результате чего образуются искусственные и расширяются естественные трещины. Образующаяся система трещин связывает призабойную зону скважины с более удалёнными частями продуктивного пласта, протяженностью вплоть до нескольких десятков метров.

Образовавшиеся трещины шириной 1—2 мм затем заполняют песком. В качестве жидкостей разрыва и песконосителей используют углеводородные жидкости и водные растворы. Углеводородные жидкости включают: сырую нефть повышенной вязкости, мазут и его смесь с нефтью, дизельное топливо, а также водонефтяные и нефтекислотные эмульсии. Эти жидкости используются при гидроразрыве пласта на нефтяных скважинах.

Водные растворы, применяемые в нагнетательных скважинах, включают: воду, водный раствор сульфит-спиртовой барды, растворы соляной кислоты, загущенные растворы соляной кислоты и воду, загущенную различными реагентами.

В качестве песка для заполнения образовавшихся при разрыве пласта трещин берут крупнозернистый хорошо окатанный и однородный по размерам зерен (0,5—1,0 мм) кварцевый песок. Количество песка для закачки в пласт при гидроразрыве зависит от проницаемости и трещиноватости продуктивного пласта и колеблется от 4 до 20 т на скважину.

Перед проведением гидроразрыва пласта в скважине производят очистку забоя от загрязнений, затем проводят солянокислотную обработку.

Для улучшения условий притока УВ в скважины нередко осуществляют гидроразрыв пласта несколько раз, при этом создают — трещины в пласте на разных глубинах продуктивной толщины. В результате создаются несколько искусственных трещин, что существенно увеличивает проницаемость пласта в призабойной зоне скважин. В этих целях перед каждым последующим разрывом пласта устанавливают пакер, чтобы изолировать нижележащие прослои продуктивного пласта. Помимо песка, при многократных гидроразрывах используют зернистый нафталин, эластичные шарики из пластмассы и др.

Виброобработка забоев скважин так же, как и гидроразрыв, направлена на создание в пласте сети искусственных трещин. В результате резкого колебания давления и гидравлических импульсов, создаваемых вибратором, происходит улучшение проводимости и очистка призабойной зоны скважин вследствие образования трещин и расширения естественных трещин в пласте.

Виброобработки производят, спуская в скважину на насосно-компрессорных трубах гидравлический вибратор, который устанавливают против продуктивного пласта. Затем нагнетают в скважину жидкость, которая, попадая на цилиндр вибратора с щелевыми прорезями, создает гидравлический удар, сопровождаемый повышением давления, и циклические колебания жидкости.

Для создания непрерывной струи рабочей жидкости (нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.) при виброобработках у скважины устанавливают два насосных агрегата.

Торпедирование скважин осуществляется с целью создания каверн и трещин в пласте за счет взрыва торпеды, заряженной взрывчатым веществом (ВВ) напротив продуктивного пласта. В качестве ВВ используют: тротил, тетрил, гексоген, нитроглицерин, динамит и др.

Чтобы предотвратить разрушение обсадных труб при торпедировании, устанавливают жидкие или твердые пробки (нефть, вода, глинистый раствор или песок, глина, цемент), а чаще всего применяют торпедирование в открытых (необсаженных) стволах.

В ряде случаев разрыв пласта с целью образования трещин производят за счет пороховых газов. Этот метод применим для нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, где продуктивные пласты представлены плотными трещиноватыми карбонатными породами или неглинистыми песчаниками. Применение зарядов различной массы в зависимости от глубины продуктивного пласта создает высокое давление при взрыве, что приводит к образованию трещин.

Подобно гидравлическому разрыву пласта с целью создания каналов, соединяющих забой скважины с пластом, производят гидропескоструйную перфорацию скважины. Для этого используют перфоратор, через который проходит с большой скоростью жидкость с песком. Жидкость-песконоситель (нефть в нефтяных скважинах, вода — в нагнетательных) направляется по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов. Гидроперфоратор заранее спускают на глубину и устанавливают напротив продуктивного пласта. Жидкость с песком выполняет роль абразивной струи, которая выбрасывается из насадок перфоратора и пробивает стенки скважины, образуя отверстия в обсадной колонне, цементном камне и породе пласта.

Тепловое воздействие на призабойную зону скважин применяется для очистки забоев скважин и улучшения их производительности. Эти воздействия, проводимые неоднократно в течение длительного времени, способствуют и повышению нефтеотдачи пластов.

В результате прогрева призабойной зоны скважин растворяются парафиновые и асфальтово-смолистые вещества, которые выносятся потоком жидкости на поверхность, в результате очищается забой, ствол скважины, а также трубы и оборудование.

Прогревают призабойную зону скважин электронагревателями, газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, термохимическим воздействием на продуктивный пласт.

Электротепловая обработка призабойных зон скважин проводится электронагревателями, которые спускают в скважину на кабеле (тросе).

Горячие жидкости (нефть, дизельное топливо и др.) закачивают в скважины насосами. Паротепловая обработка проводится с помощью паропередвижных установок (ППУ), из которых перегретый водяной пар закачивают в скважины. Вытесняя нефть из насосно-компрессорных труб, он попадает в призабойную зону и очищает ее.

Применяются и другие методы обработки призабойной зоны скважин в целях увеличения производительности эксплуатационных и приёмистости нагнетательных скважин. Например, проводят обработку забоев нагнетательных скважин отходами нефтепереработки, содержащими серную кислоту. При этом при взаимодействии нефти и кислоты образуются вещества, относящиеся к группе ПАВ, которые способствуют повышению проницаемости пород призабойной зоны для воды, оттесняя при этом нефть от забоя.

\|	следующая лекция ==>
Методы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов	\|	Использование ссылок для связи функций

Дата добавления: 2014-01-05 ; Просмотров: 2705 ; Нарушение авторских прав? ;

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Методы воздействия на ПЗС осуществляют бригады ТКРС. Они проводят следующие работы:

-Кислотные обработки скважин.

-Гидравлический разрыв пласта.

-Вибровоздействие на ПЗС.

-Тепловое воздействие на ПЗС.

-Обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ).

-Соляно — кислотные обработки скважин

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: При сдаче лабораторной работы, студент делает вид, что все знает; преподаватель делает вид, что верит ему. 9402 — | 7312 — или читать все.

91.146.8.87 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)
очень нужно

В нефтяных и газовых скважинах с течением времени снижается дебит и производительность скважин . Это естественный процесс, так как происходит постепенное понижение пластового давления, уменьшается энергия пласта, необходимая для подъема жидкости и газа на поверхность . Производительность скважин уменьшается также в результате ухудшения проницаемости пород, продуктивного пласта из за закупорки его пор в призабойной зоне смолистыми , парафинистыми отложениями, механическими частицами выноса пласта. Для стабилизации уровня добычи нефти и газа применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта , позволяющие повышать нефтеотдачу пластов и не снижать производительность скважин. Методы повышения производительности скважин при воздействии на призабойную зону пласта разделяются на

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производительности скважин.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому _ солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработке скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяют стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота.

Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, внтенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта.

В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто-смолистых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества..

Термокислотная обработка — процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью.

Дебиты скважин после гидроразрыва пласта (ГРП) часто увеличиваются в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продав-ливания песка в трещины.

Обычно при ГРП в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.

Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: 1) углеводородные жидкости и 2) водные растворы. Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.

Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах. К ним относятся сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтями; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.

Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним относятся вода; водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.

При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

Так как при незначительной вязкости для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатовПесок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям: 1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; 2) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислот-ную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.

Метод гидропескоструйной перфорации 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 . При гидропескоструйной перфорации применяют то же наземное оборудование, что и для гидравлического разрыва пласта: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и др.

englishpromo.ru

Повышение - продуктивность - скважина

Cтраница 1

Повышение продуктивности скважин определяется различными причинами - изменением свойств пористой среды и жидкости. Так, например, свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин или при тепловой обработке, в результате которой расплавляются отложившиеся на поверхности перовых каналов парафино-смоли-стые вещества. Свойства жидкостей изменяются при прогреве призабойной зоны или, например, при магнитной обработке. [1]

Однако повышение продуктивности скважин, несомненная связь ее с суммарной нефтеотдачей, а также методика расчета и оценка последней, как видно из глав VI и VII данной книги, достигли в США большого совершенства и представляют повышенный интерес ввиду своей несложности и надежности процедуры. [2]

Для повышения продуктивности скважины предложено пробурить ГРС, произведя забуривание на максимально возможной глубине. Вначале бурят новый вертикальный ствол из-под эксплуатационной колонны до глубины 1145 м долотом диаметром 190 5 мм. [3]

Для повышения продуктивности скважины применяются физико-химич. [5]

Для повышения продуктивности скважин пользуются иногда напором В. Такой метод повышения продуктивности скважин применяется при разработке нек-рых уже достаточно истощенных нефтеносных м-ний в Америке ( напр. [6]

Предлагаемый прием повышения продуктивности скважины прост и может быть осуществлен на месторождениях с достаточно устойчивым коллектором. [7]

Это способствует повышению продуктивности скважины. Для усиления химического воздействия на карбонатные коллекторы пороховой заряд целесообразно сжигать в растворе соляной кислоты, предварительно закачанной в скважину. [8]

Анализу эффективности методов повышения продуктивности скважин в различных геолого-физических условиях, а также экологических проблем, возникающих при разработке нефтяного месторождения посвящены заключительные разделы книги. [9]

Наиболее распространенным средством повышения продуктивности скважин ( эксплуатирующих карбонатные коллекторы) является солянокислотная обработка призабойных зон пласта, которая применяется на месторождениях Башкирии около 40 лет. [10]

Это приводит к повышению продуктивности скважин и коэффициента охвата пластов выработкой по толщине. Аналогичные результаты получены и для нагнетательных скважин. Особенно эффективно повышение плотности перфорации при выборочном ее осуществлении с учетом остаточной нефтенасыщенности пластов. [11]

Разработана новая термогазохимическая экспресс-технология повышения продуктивности скважин, основанная на идее перевода непосредственно в забое рабочей жидкости ( кислотный раствор, растворитель, ПАВ или их композиция) в наиболее активное высокотемпературное газожидкостное или парообразное состояние. Наряду с повышением эффективности обработки это позволяет существенно сократить расход реагента. Технология предусматривает использование устройства, в котором рабочая жидкость размещается в контейнер, совмещаемый с термогазогенератором на основе сгораемого материала. Между термогазогенератором и контейнером в устройстве образуют камеру смешения потока нагретых газообразных продуктов, образуемых в термогазогенераторе, и встречного потока рабочей жидкости, вытесняемой из контейнера поршнем за счет давления газов от сгорания шашки. Рабочая жидкость в зоне смешения нагревается и превращается в газожидкостное состояние, сопровождающееся созданием гидродавления. Эффективность обработки, выполняемой по кабельной технологии спуско-подъемных работ, достигается благодаря комплексу одновременного воздействия на призабойную зону пласта температуры, активной жидкостной смеси, давления и химической реакции. [12]

Широко применяются особые методы повышения продуктивности скважин и степени извлечения нефти из залежей: нагнетание в нефт. [13]

Вибрационные и акустические технологии повышения продуктивности скважин просты в использовании и не дороги по затратам. [14]

Вопросы, связанные с повышением продуктивности скважин, требуют, прежде всего, изучения

www.ngpedia.ru

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Задачей изобретения является повышение продуктивности скважин на этапах освоения и ремонта скважин.

Р=а+кV,

где V - объем газовой смеси в момент взрыва, а и к - функции гидростатического давления жидкости в скважине.

Р_rc=3 МПа	Р_rc=5 МПа	Р_rc=10 МПа
V, см³	Р_вз МПа	V, см³	Р_вз, МПа	V, см³	Р_вз, МПа
100	6	100	9	100	16,5
200	10,5	200	16,5	200	31,5
300	15	300	24	300	46,5
500	24	500	39	500	76,5

Объектами воздействия предлагаемого способа являются:

1. Скважины, вышедшие из бурения или после ремонта с дебитом ниже потенциального.

2. Эксплуатационные скважины, снизившие дебит в результате эксплуатации.

В намеченных скважинах рекомендуются следующие интервалы для воздействия:

edrid.ru

Способ повышения продуктивности скважин

По способу повышения продуктивности скважин осуществляют обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) углеводородным растворителем. Этот растворитель получают непосредственно в ПЗП. Для этого снижают уровень скважинной жидкости в добывающей скважине до интервала перфорации. Вакуумируют зону скважины до давления 13,3-1,33 кПа. Выдерживают давление 30-40 мин. Затем резко повышают его до атмосферного. Процесс повторяют 2-3 раза до увеличения дебита по жидкости. Способ позволяет повысить продуктивность скважины за счет повышения добычи жидкости и снижения материальных затрат на закупку и доставку реагентов, а также исключения работ, связанных с подъемом и спуском подземного оборудования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), и может быть использовано для улучшения ее коллекторских характеристик за счет удаления из ПЗП отложений с высоким содержанием асфальтенов и смол.

Известно применение горячей нефти или продуктов ее переработки (бензин, керосин, дизельное топливо) для удаления из призабойной зоны асфальто-смоло-парафиновых отложений [1]. Способ позволяет очистить призабойную зону от отложений парафинового ряда, за счет чего возрастает приток нефти к забою и как следствие повышается продуктивность скважины. Недостатком способа является его малая эффективность при наличии в составе отложений значительного количества смол и асфальтенов. Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ, предусматривающий применение бензола или его гомологов в качестве растворителя для очистки ПЗП от органических отложений [2]. Известный способ повышения продуктивности скважин за счет удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) растворителями может быть осуществлен как при извлеченном подземном оборудовании, так и без подъема его. В последнем варианте значительно снижаются затраты на обработку, однако существует опасность обрыва колонны штанг. Растворитель подают через затрубное пространство или непосредственно в насосно-компрессорные трубы. Реагент может находиться в статическом контакте с АСПО или возможна его циркуляция. Время контакта растворителя и отложений колеблется от нескольких до двадцати четырех и более часов. Применение данного способа позволяет повысить продуктивность скважины за счет растворения АСПО. Недостатками этого способа являются высокая стоимость растворителя в его доставки, а также неполный охват призабойной зоны воздействием. Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ повышения продуктивности скважин, который обеспечивал бы максимально возможное увеличение дебита жидкости. Целью изобретения является снижение материальных затрат как за счет исключения расходов на закупку и доставку реагентов, так и работ, связанных с подъемом и спуском подземного оборудования, а также увеличению притока жидкости к забою скважины за счет улучшения коллекторских характеристик ПЗП и более полного, эффективного охвата ее воздействием. Поставленная цель достигается описываемым способом повышения продуктивности скважин, включающим обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) путем ее промывки углеводородным растворителем. Новым является то, что углеводородный растворитель получают непосредственно в ПЗП, для чего снижают уровень скважинной жидкости в добывающей скважине до интервала перфорации и вакуумируют зону скважины до давления 13,3-1,33 кПа, выдерживают давление 30-40 мин, затем резко повышают его до атмосферного, причем процесс повторяют 2-3 раза до увеличения дебита по жидкости. Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом способе, т.е. о соответствии заявленного решения критерию "существенные отличия". Способ осуществляется в следующей последовательности. На участке выбирают добывающую скважину, в которой произошло снижение дебита жидкости в результате загрязнения ПЗП асфальто-смолистыми отложениями. Интенсивным отбором добиваются снижения уровня скважинной жидкости до интервала перфорации. Соединяют вакуум-насос (производительностью не менее 600 м³ ч) с устьевым оборудованием скважины с помощью гибких шлангов или трубопроводов. Пускают насос в непрерывную работу и вакуумируют зону скважины до тех пор, пока в затрубье не установится давление не более 13,3 и не менее 1,33 кПа. Такое давление поддерживают в течение 30-40 мин. Затем открывают задвижку, соединяющую затрубье с атмосферой, с целью резкого повышения в затрубном пространстве давления до атмосферного. Процесс повторяют 2-3 раза до увеличения дебита по жидкости. В результате обработки нагнетательной скважины по предлагаемому способу, во-первых, происходит удаление газовых пузырьков из пор и трещин ПЗП, в связи с чем улучшается фильтрационная способность пористой среды; во-вторых, при снижении давления на забое до 13,3 кПа из нефти начинают выделяться пары бензола, при дальнейшем снижении давления до 1,33 кПа выделяются пары гомологов бензола (толуола - при 4; ксилола, этил-, диэтилбензола и др. - при 1,33 кПа), которые за время 30-40 мин накапливаются в затрубном пространстве в количестве (2-3 м³), достаточном для обработки ПЗП. При последующем повышении давления до атмосферного пары конденсируются в жидкость. Полученный таким образом растворитель: смесь бензола с его гомологами проникает во все (в том числе и освобожденные от газовых пузырьков) поры и трещины ПЗП и растворяет асфальто-смолистые отложения. Двух-, и трехкратное повторение цикла позволяет повысить интенсивность обработки и охват ПЗП воздействием, в результате чего улучшаются ее коллекторские характеристики. Пример конкретного выполнения способа. Способ был испытан в промысловых условиях на Ашальчинском месторождении высоковязких нефтей. Выбрали добывающую скважину N 4785 с интервалом перфорации 1112-1136 м. Первоначальный дебит по жидкости составлял 3,95 т/с, затем снизился до 1,07 т/с в результате отложений в ПЗП асфальтенов и смол. Спустили насос на глубину 1120 м и откачали скважинную жидкость. К затрубному патрубку подсоединили вакуумный агрегат, состоящий из двух последовательно соединенных вакуумных насосов: пластинчатого масляного типа НВР-25Д и двухроторного типа ДВН-150 (технические характеристики агрегата: быстрота действия 600 м³/ч; максимальное давление разрежения 1,33 кПа; потребляемая мощность от промысловой сети 3,5 кВт) и пустили насос в работу. Через 20 мин, когда в затрубье давление снизилось до 4 кПа, перекрыли регулируемый клапан с ручным приводом. Сделали выдержку при таком давлении 30 мин и открыли задвижку, соединяющую затрубье с атмосферой. Затем цикл повторили. После такого воздействия дебит повысился до 6,03 т/с, т.е. возрос в 5,6 раз и держался на этом уровне в течение трех месяцев. Для сравнения на том же месторождении в сопоставимых условиях проведения эксперимента была выбрана скважина N 2003Д и обработана с применением известного способа. Первоначальный дебит по жидкости составлял 3,23 т/с, затем снизился до 0,94 т/с, после чего произвели обработку скважины растворителем. В результате дебит повысился до 1,66 т/с, т.е. возрос в 1,77 раза. Однако в последующие три месяца дебит снизился до 1,02 т/с. Сравнительный анализ с прототипом показал, что предлагаемый способ позволяет повысить среднесуточный дебит жидкости в 3,16 раза по сравнению с прототипом. Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа повышения продуктивности скважин складывается за счет повышения добычи жидкости в 3,16 раза и снижения затрат на закупку и доставку реагента, а также исключения работ, связанных с подъемом и спуском глубинного оборудования.

Формула изобретения

Способ повышения продуктивности скважин, включающий обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) путем ее промывки углеводородным растворителем, отличающийся тем, что углеводородный растворитель получают непосредственно в ПЗП, для чего снижают уровень скважинной жидкости в добывающей скважине до интервала перфорации и вакуумируют зону скважины до давления 13,3 - 1,33 кПа, выдерживают давление 30 - 40 мин, затем резко повышают его до атмосферного, причем процесс повторяют 2 - 3 раза до увеличения дебита по жидкости.

findpatent.ru

Производительность скважины на воду и расчеты для ее увеличения

Практически у каждого дачника есть необходимость в обустройстве скважины на своем участке. Скважина представляет собой гидротехническое устройство со своими техническими характеристиками и особенностями. К ним относятся: глубина, диаметр, производительность скважины, ее тип. Функциональность и эффективность скважины напрямую зависит от дебита. Производительность скважины и высокую точность количества воды определить довольно сложно. Необходимо обязательно специальное оборудование, квалифицированные сотрудники с большим опытом работы в сфере бурения скважин.

Производительность скважины: понятие дебита

Глубина и производительность являются одними из самых главных показателей, которые напрямую влияют на скважину. Условно скважины можно разделить на артезианские и песчаные. Здесь важна их глубина в первую очередь. Артезианские скважины более глубокие. Они прекрасно подходят для промышленных целей, в качестве централизованного водопровода на участке. Особое внимание следует обратить на производительность скважины, которая называется дебитом. Под ним понимают максимальный объем воды, который можно получить за одну минуту. Измерение происходит в литрах. От предварительного расчета производительности скважины зависит эффективность работы, эксплуатация скважины.

Например, артезианская скважина способна производить до 50 л. в минуту. Это наибольший дебит. Такого количества будет достаточно для среднего промышленного предприятия, дачного поселка. Если скважина неглубокая, то объем производительности может достигать не более 20 литров в минуту. Срок службы у артезианской скважины в среднем может достигать до 40-55 лет. В зависимости от геологических особенностей срок эксплуатации может быть сокращен до 20 лет и менее.

Как происходит накопление воды?

Изначально вода поступает в трубу. Она называется обсадной. После этого происходит процесс накопления. Если закачка воды происходит в интенсивном режиме, она может закончиться. Потребуется некоторое время для восстановления откачки воды. О низкой производительности говорит быстрый расход воды из водяного столба. Если снижение водяного столба происходит довольно медленно, то это говорит о хорошем высоком дебите. Большую роль играет производительность насоса скважины.

Технический паспорт и обязательные данные расчета

Производительность скважины на воду измеряется только в кубометрах. Для ее определения необходимо специальное оборудование. Замеры должны делать только квалифицированные специалисты, которые могут с точностью привести расчеты воды. Полученные данные о произведенных замерах заносятся в технический паспорт скважины. В нем указываются все необходимые особенности, а именно:

Уровень скважины.
Производительность.
Зональное расположение.
Диаметр скважины.
Глубина ствола.
Фильтровая зона.
Характеристики обсадной трубы.
Параметры грунта с учетом разреза.

Произвести расчеты можно не ранее, чем через 24 ч. после того, как закончились буровые работы и обустройство скважины.

Какие бывают уровни?

Нужно быть готовым к тому, что производительность скважины может регулярно меняться. Это зависит от климатических условий. Если производить замеры, то численные данные будут отличаться, даже при идентичной технике измерения. Измерение уровней происходит только в метрах. Расчетные значения необходимы для правильного подбора и установки оборудования. Различают следующие уровни:

Статистический. Уровень статистический измеряется спустя 1 час после простоя скважины. Пластовое давление и жидкость водоносного горизонта уравновешивают друг друга. Это позволяет препятствовать возникновению влаги.
Динамический. Он определяется только при работе насосного оборудования и откачке воды. Водяной столб может снизиться, и падение остановится при условии совпадения притока воды с ее оттоком. Динамический уровень напрямую зависит от мощности насоса.

Выделяют несколько типов скважин, у которых разлитые параметры производительности:

Артезианская.
Скважина на песок.
Абиссинский колодец.

Как увеличить производительность: основные методы

Со временем производительность скважины может пойти на спад. Однако ее можно увеличить. Это делается посредством нескольких методов:

Чистка фильтра и трубы.
Проверка работы насоса.
Электрогидравлический удар.
Импульсный, вибрационный и пневмоимпульсный метод.

Любой из методов позволяет восстановить производительность скважины. Для твердых пород специалисты рекомендуют применять особый механический способ. Ели необходимо убрать мелкие частицы можно применять физические способы. Спад производительности может произойти из-за скопления водных масс. Причиной может стать неквалифицированность сотрудников и ошибки, которые могли быть допущены при расчете производительности. Если расчеты были неправильные, то единственным выходом из сложившейся ситуации станет бурение новой скважины на воду. Поднять производительность можно после окончания буровых работ. Ограничений для этого нет.

Необходимо установить насос на определенную глубину. Далее следует чередовать его включение и выключение. Данный метод может помочь избавиться от разрушенного известняка. Также можно извлечь остатки бурового раствора из водоносного слоя.

vodosnab.net

68 Методы увеличения производительности скважин.

- химические,

- механические,

- тепловые

- комплексные.

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин.

Термокислотная обработка - процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

studfile.net

Увеличение продуктивности скважин

Методы увеличения производительности скважин — Студопедия

Методы увеличения производительности скважин — Студопедия

Способы увеличения производительности скважин — Студопедия.Нет

Вызов притока нефти. Повышение продуктивности скважин — Студопедия

Способ повышения продуктивности скважин

Методы увеличения производительности скважин

Повышение - продуктивность - скважина

Повышение - продуктивность - скважина

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Способ повышения продуктивности скважин

Производительность скважины на воду и расчеты для ее увеличения

Производительность скважины: понятие дебита

Как происходит накопление воды?

Технический паспорт и обязательные данные расчета

Какие бывают уровни?

Как увеличить производительность: основные методы

68 Методы увеличения производительности скважин.

Смотрите также