Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны



В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны.По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «за-сорении» призабойной зоны - заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

К механическимметодам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин.

 

Рис. 7.10. Применение гидроразрыва пласта и кислотной

обработки скважин:

а - пласт перед воздействием; б - пласт после гидроразрыва; в - пласт (призабойная зона) после кислотной обработки. 1 - обсадная труба; 2 - ствол скважины; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - трещины в породе, образовавшиеся после гидроразмыва; 5 - порода, проницаемость которой увеличена в результате кислотной обработки

Рис. 7.11. Схема внутрипластового очага горения:

1 - нагнетательная (зажигательная) скважина;

2 -глубинный нагнетатель; 3 - выгоревшая часть пласта; 4 - очаг горения; 5 - обрабатываемая часть пласта (движение нефти, газов, паров : воды); 6 - эксплуатационная скважина

 

Гидроразрыв пласта(рис. 7.10 б) производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2...3 раза.

Гидропескоструйная перфорация- это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50...200 г/л закачивается в скважину с расходом 3...4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200...260 м/с, а перепад давления - 18...22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с.

Торпедированиемназывается воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамиты) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

К химическим методамвоздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.

Кислотные обработкиосуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотойНС1 8... 15 %-ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции

СаС03 + 2НС1 = СаС12 + Н2О + СО2

CaMg (CO:i)2 + 4НС1 = СаС12 + MgCl2 + 2Н2О + 2СО2.

Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС12 и хлористый магний MgCl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.

Плавиковая кислотаHF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.

Уксусная кислотаСН^СООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fe(OH)r

При закачке в скважину концентрированной серной кислотыH2SO4 положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смешения с водой, снижается вязкость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины. Во-вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.

Концентрированная серная кислота предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальция CaSO^, ухудшающий проницаемость призабойной зоны.

Концентрированная (98 %) серная кислота не разрушает металла. Коррозия начинается только при ее разбавлении водой.

Угольная кислотаприменяется для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолис-тые отложения.

Обработка призабойной зоны пластов ПАВпреследует цель удаления воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких норовых каналов и уменьшает дебит скважины.

Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в поровом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

С помощью химреагентов и органических растворителей(СНПХ-7,,-1, СНПХ-7р-2, газовый конденсат, газовый бензин, толуол и др.) удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

К физическим методамвоздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.

Целью тепловых обработокявляется удаление парафина и асфальто-смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.

При вибровоздействиипризабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта.

Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа. Однако необходимо добиваться и наиболее полного извлечения нефти и газа из недр. Это достигается применением методов повышения нефте- и газоотдачи пластов.

 




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.