Причины, снижающие фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах. Выбор метода воздействия на ПЗП.

Информация о состоянии ПЗП имеет важное значение не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для сод\здания новых эффективных способов обработки ПЗП с целью повышения проницаемости пласта. Одним из главных условий, влияющих на добывные возможности скважин, является качество вскрытия продуктивного пласта. Завышение скорости спуска бурового инструмента в скважину при вскрытии продуктивного пласта часто приводит к гидроразрыву пласта, образованию или раскрытию трещин коллектора и фильтрации промывочной жидкости в эти трещины.

После снятия давления трещины породы смыкаются, и большая часть поверхностных частиц защемляется в породе пласта. При этом в определенных условиях ПЗП настолько загрязняется, что восстановление первоначальной проницаемости пласта достигается с помощью длительных и трудоемких технологических операций, а в некоторых и не удается. По данным института «ТатНИПИнефть», снижение нефтенасыщенности ПЗП на 25-30% вследствие применения буровых растворов на водной основе и глинизация стенок скважины приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти в 7-10 раз, что снижает дебиты нефти по скважинам в 3-6 раз. Во время бурения скважины на глинистом растворе, наряду с возможным проникновением в пласт фильтрата и образования глинистой корки на стенке скважины, идет процесс кольматации пород пласта, то есть заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта тонкодисперсной фазой глинистого раствора с поаледующим его закреплением в каналах порового пространства.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин по различным причинам :

- глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием мех.примесей;

- несоблюдение технологии проведения различных ГТМ;

- несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения ГТМ ( кислотные обоаботки, обработки ПЗП оксидатом, щелевая разгрузка с кислотной обработкой и т.д.)

- отложение смолопарафиновых соединений;

- химическую и биологическую кольматацию;

- закачку в пласт воды при заводнении с повышением допустимых норм по мех.примесям (30мг/л) и т.д.

Степень восстановления проницаемости ПЗП (по данным промыслового исследования ) зависит от времени с момента остановки скважины до ее освоения. С увеличением этого времени полнота восстановления проницаемости снижается. Отсюда следует, что необходимо до минимума сокращать время с момента завершения работ по обработке ПЗП или других ГТМ, связанных с глушением скважины до освоения и ввода их в эксплуатацию.

Существенное снижение относительного коэффициента фильтрации происходит при снижении температуры, особенно это наблюдается при температуре, равной или ниже температуры насыщения нефти парафином. При этом, в зависимости от проницаемости породы, происходит частичная или полная закупорка поровых каналов смолопарафиновыми отложениями. Образование твердых смолопарафиновых отложений в продуктивном пласте может происходить не только из-за снижения пластовой температуры, но и в результате изменения температуры насыщения нефти парафином.

Изменения температуры насыщения нефти парафином возможно в течении определенного времени разработки месторождения под воиянием происходящих изменений в самом пласте, например за счет выделения растворенного в нефти газа из-за снижения Рпл ниже Рнас., что влечет к изменению компонентного состава пластовой нефти и, как следствие, интенсивность выпадения парафина.

Интенсивному загрязнению призабойной зоны пласта, иногда с полной потерей проницаемости, подвергаются и нагнетательные скважины, имеющие высокую естественную первоначальную проницаемость.

Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Факторы снижающие гидропроводность ПЗП: гидромеханические, термохимические, биологические.

Гидромеханические – в большей степени прявляются в нагнетательных скважинах. Они основаны на гидромеханическом загрязнении фильтрующей поверхности ПЗП мех.примесями и углеводородными соединениями, содержащимися в закачиваемой в пласт воде.

К термохимической – относятся нерастворимые осадки, которые образуются при смешивании пресной и пластовой воды. При этом может наблюдаться образование неорганических солей, гипса, выпадение кристаллов парафина и на их основе – возникновениеАСПО.

К термической группе факторов снижения проницаемости ПЗП относится выпадение нерастворимых в кислотных растворах солей, гидрата окиси железа, сульфидных и силикатных соединений. Эти процессы наблюдаются при несоблюдении режима кислотных обработок, применение некондиционных растворов.

Биологические - загрязнение ПЗП продуктами жизнедеятельности организмов и бактерий. При заводнении нефтяных пластов водами, содержащими сульфатосоединения, возможно заражение скважин сульфатовосстанавливающими бактериями (СВБ). Появление их в пласте не только ухудшает проницаемость продуктивных пластов, но и отрицательно сказывается на технологических процессах добычи нефти, т.к. при этом в добываемой нефти появляется сероводород, вследствие чего усиливается коррозия промыслового оборудования, ухудшается качество нефти. Сюда же можно отнести загрязнения ПЗП биомассой, приносимой иззакачиваемой воды, взятой из водоемов с актвно развитыми биогенными процессами.

Выбор метода воздействия на ПЗП.

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопарафиновых отложений, окислов железа, мех.примесей и т.д. условно методы увеличения проницаемости пород ПЗП скважин разделяют на химические, механические, тепловые, физические и вибрационные. Нередко эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно для получения лучших результатов.

Химические методы чаще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекторах. А также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Химические – применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложения которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и др.) Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислая обработка.

Механические методы воздействия применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных или расширения существующих трещин в ПЗП с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду относится ГРП, щелевая разрузка и т.п.

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗП образуются смолопарафиновые отложения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев ПЗП с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляется при помощи прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перешретой водой, горячей нефтью и т.д. При этом в ПЗП должна создаваться и поддерживаться тенмпература выше температуры плавления смолопарафиновых отложений.

Физические методы предназначены для удаления из ПЗП скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.

Последнее время с целью улучшения проницаемости ПЗП в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования.

Разработка месторождений с вязкими нефтями.

До настоящего времени наиболее признанными методами разработки месторождений вязкой нефти являются тепловые. Это паротепловое воздействие (ПТВ), воздействие горячей водой (ВГВ), внутрипластовое горение.

При паротепловых методах разработки месторождений вязкой нефти в залежь через специальные паронагнетательные скважины закачивается оторочка теплоносителя с температурой 320-340°С в объеме 60-80% объема пор пласта, а затем через эти же нагнетательные скважины в пласт закачивается холодная вода для проталкивания тепла к добывающим скважинам в количестве до экономически предельного уровня рентабельности. Это может быть 2-3 поровых объема пласта.

В результате многолетних целенаправленных исследований в объединении «Удмуртнефть» совместно с институтами разработаны научно обоснованные, принципиально новые технологии термоциклического и термополимерного воздействия на пласты:

- Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт – ИДТВ;

- Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами – ИДТВ(П);

- Технология комбинированного теплоциклического воздействия на пласт через системы нагнетательных и дбывающих скважин – ТЦВП.

Подземный ремонт скважин. Виды подземного ремонта. Агрегаты для подземного ремонта скважин, технические средства, инструмент. Спецтехника, применяемая при подземном ремонте скважин.

Работы связанные с устранением различных неисправностей внутрискважинного оборудования, и ГТМ, проводимые в призабойной зоне продуктивного пласта, называются подземным ремонтом скважин.

Отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за год (месяц) называют коэффициентом эксплуатации скважин. коэффициент эксплуатации считается неплохим, если равен 0,95-0,96. Подземный ремонт скважин, в зависимости от вида и сложности работ, подрезделяются на текущий и капитальный ремонтскважин. К текущему ремонту скважин относят;

1. ликвидация обрыва или отворота насосных штанг;

2. смену НКТ или штанг;

3. смену глубинного насоса или ЭЦН;

4. изменение глубины подвески насосного оборудования (ШГН, ЭЦН);

5. замену ПЭД в результате изоляции «0»;

6. замену ЭЦН;

7. замену кабеля;

8. очистку или смену песочного якоря;

9. очистку скважин от песчаных пробок и парафина;

10. удаление от стенок НКТ солей, парафина;

11. подъем и спуск насосного оборудования для проведения в скважине исследовательских работ;

12. подъем НКТ в фонтанных скважинах для очистки от улетевших в них скребков, глубинных манометров; глубинных термометров и т.д.

Работы, связанные со сложными операциями в стволе скважины,называются капитальным ремонтом. К ним относятся:

1. работы, связанные с ликвидацией аварий (полет труб, штанг, насосов, ЭЦН, запарафинивание труб и штанг);

2.работы по проведению изоляционных работ;

3. исправление поврежденных эксплуатационных колонн;

4. работы по переводу скважин с одного объекта разработки на другой;

5. работы по проведению ГРП, щелевой разгрузки, обработки ПЗП оксидатом, кислотами и тт.д.

6. фрезирование в эксплуатационной колонне (падение металлических предметв, образование сальников);

7. ликвидация создавшегося в эксплуатационной колонне сальника из кабеля КРБК;

8. разбуривание цементных стаканов и т.д.

Подземный и капитальный ремонты скважин выполнются с ипользованием подъемных агрегатов (в последнее время передвижных) А-40, А-50 и т.д., транспортных средств, инструмента, средств механизации (ключи АШК, АПР), различного ловильного и другого оборудования и специального инструмента.

Подготовительные работы к ремонту скважины:

1. освобождение устья скважин от посторонних предметов;

2. глушение (промывка) скважины, подготовка площадки для подземного агрегата;

3. завоз на скважину необходимого оборудования (труб, штанг, насоса, цемента и т.д.)

Перед началом работ на основе последних исследований составляется план работ.

Для оценки качества работ нефтегазодобывающего предприятия используется показатель межремонтного периода работы скважин.

Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от начала предыдущего ремонта до начала последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине. Межремонтный период определяется продолжительностью эксплуатации скважины, временем обнаружения отказа, временем ожидания ремонта и продолжительностью работ по проведению подземного ремонта. При этом отказом считается не только нарушение работоспособности оборудования, но и снижение добычи нефти на величину более заданной в технической документации или соответствующем регламенте. Последние отказы называются параметрическими и зависят не только от износа оборудования, но и изменения показателей работы скважины. Увеличение межремонтного периода работы скважин достигается как применением правильно выбранного оборудования, так и работами, входящими в подземный ремонт скважин. Внедрение систем АСУТП позволяет сократить время обнаружения отказа. Время ожидания ремонта зависит от наличия свободных бригад по ремонту, готовности заменяемого оборудования, времени необходимого на транспортировку оборудования к устью. Сокращение этого времени достигается внедрением систем АСУТП и диагностики работы оборудования. Время сокращения работ по проведению подземного ремонта достигается совершенствованием технологий и внедрением нового оборудования.

Выбор комплекса работ ПРС зависит не только от используемого оборудования, но и необходимости окупить затраты по его проведению. Поэтому на малодебитных скважинах с высокой степенью обводненности в ряде случаев выгоднее законсервировать скважину, чем проводить на ней подземный ремонт.

Необходимым оборудованием для всех видов текущего, а также капитального ремонта скважин является грузоподъемный агрегат, снабженный телескопической вышкой.

Агрегаты, применяемые при ремонте скважин, делятся по назначению и конструкции шасси. По назначению:

Агрегаты грузоподъемностью до 40 тонн, используются для ПРС.

По конструкции шасси:

1. Гусеничное шасси: Бакинец ЗМ, Азинмаш-43А, УПТ-32, УПТ-50, СУРС-40.

2. Колесное автомобильное шасси: Азинмаш-37, А2-32, А7-60, А50 У. А4-32, А50 М.

3. Стационарные: БР-125, БУ-75, Р-125.

Подъемник - механическая лебедка, монтируемая на автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, в остальных от самостоятельного двигателя

внутреннего сгорания или электродвигателя.

Агрегат - в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

В настоящее время применяются установки подъемные Азинмаш-37А, АПРС-32, АПРС-40

Агрегат АПРС-32 включает в себя следующие узлы: механизм отбора мощности и коробку перемены передач, присоединенные непосредственно к силовому двигателю автомобиля КрАЗ-255Б, однобарабанную лебедку и механизмы управления лебедкой. Установка снабжена телескопической вышкой, которая позволяет работать с трубами длиной до 12,5 м. Установка вышки в горизонтальное (транспортное), положение осуществляется специальной гидравлической системой, состоящей из двух гидравлических цилиндров. Талевая система четырехструнная 3´2, обеспечивает грузоподъемность на крюке до 32 т при работе на первой скорости.

Агрегат АПРС-40 включает те же элементы, что и АПРС-32. На агрегате предусмотрена возможность увеличения грузоподъемности с 32 до 40 тонн путем закрепления мертвого конца каната непосредственно на крюкоблоке. В штатном положении мертвый конец крепиться на боковой стенке станины лебедки.

Билет № 7

Поиск по сайту: