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

Причины, снижающие фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах.

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесие механическое и физико-химическое состояние пласта.

Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважины при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованой водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистового цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.

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.

Выбор метода воздействия на ПЗП.

Основное назначение методов воздействия на при забойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и наза состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смол, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).

В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислая обработка.

Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах.

Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. Применяются на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителя, паропрогрев.

Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются сразу несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.

Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка призабойной зоны пласта поверхностно- активными веществами, снижающими поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях.

Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.

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.

Основной задачей газонефтедобывающего предприятия является увеличение добычи нефти. В комплексе мероприятий направленных на достижение этой цели существенную роль играют работы по проведению подземного ремонта.

Целью подземного ремонта скважин (ПРС) является проведение работ необходимых для:

- восстановления работоспособности внутрискважинного оборудования и собственно скважины;

- предупреждения отказов и повышения долговечности эксплуатации оборудования и скважины;

- повышения дебита скважины до первоначального или превышающего первоначальный уровень.

При этом под скважиной понимается не только скважина и обсадная колонна, но и зона перфорации и прилегающая зона пласта.

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.

Ремонтные работы в скважине могут иметь различную классификацию. За основу может быть принята классификация, приведенная в РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах», которая описывает назначение и основные виды ремонтных работ в скважинах, категории скважин, способы проведения работ и отражает современный уровень развития этих работ в нефтегазовой отрасли.

Все работы проводимые в скважине подразделяются на следующие виды ремонтов:

— текущий ремонт;

— капитальный ремонт;

- работы по повышению нефтеотдачи пластов.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от отложений асфальтенов, смол, парафинов и гидратных отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтеизвлечения на данном участке залежи.

Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Виды работ, относящиеся к текущему ремонту:

Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации) (ТРС 1)

Ввод фонтанных скважин

Ввод газлифтных скважин

Ввод скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН)

Ввод скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН)

Ввод скважин, оборудованных электровинтовыми насосами (ЭВН) с поверхностным приводом

Ввод скважин, оборудованных погружными ЭВН

Ввод скважин, оборудованных другими видами насосов (струйные, гидропоршневые и т.д.)

Перевод скважин на другой способ эксплуатации (ТРС 2)

Фонтанный — газлифт

Фонтанный - ШГН

Фонтанный - ЭЦН

Газлифт - ШГН

Газлифт — ЭЦН

ШГН - ЭЦН

ЭЦН - ШГН

ШГН — Оборудование для раздельной эксплуатации (ОРЭ)

ЭЦН - ОРЭ

Прочие виды перевода (например: ЭЦН-ЭВН, Фонтанный ЭВН штанговый или погружной, ЭЦН — диафрагменный, ЭЦН — струйный и т.д.)

Оптимизация режима эксплуатации (ТРС 3)

Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН

Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН

Ремонт скважин, оборудованных ШСН, ШВН (ТРС 4)

Ревизия и смена насоса

Устранение обрыва штанг

Замена полированного штока

Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Очистка и пропарка НКТ

Ревизия, смена устьевого оборудования

Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН, ЭВН, ЭДН (ТРС 5)

Ревизия и смена насоса

Смена электродвигателя

Устранение повреждения кабеля

Ревизия, смена, устранение негерметичности

НКТ Очистка и пропарка НКТ

Ревизия, смена устьевого оборудования

Ремонт фонтанных скважин (ТРС 6)

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Очистка и пропарка НКТ

Смена, ревизия устьевого оборудования

Ремонт газлифтиых скважин (ТРС 7)

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Очистка и пропарка НКТ

Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов

Ревизия, смена устьевого оборудования

Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин

Очистка, промывка забоя (ТРС 8)

Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ

Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)

Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин (ТРС 9)

Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования (ТРС 10)

Прочие виды работ (ТРС 11)

Предложенная классификация выполнена по РД (Руководящему документу Госгортехнадзора) и дополнена материалами по винтовым насосам, объемы внедрения которых в последнее время увеличились, и другим видам оборудования: струйные, гидропоршневые, гидроштанговые и диафрагменные насосы.

К капитальному ремонту относятся виды работ:

Поиск по сайту: