Способ увеличения дебита нефтяных скважин. Методы увеличения дебита скважин

Способ повышения дебита скважины

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для резкого повышения дебита скважины. Способ повышения дебита нефтяных и газовых скважин заключается в том, что вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты скважины. Для этого скважину бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов. Выполняют вторичное вскрытие всех пластов. До начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта. Плавно понижают уровень жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса, затем извлекают приборы и по их показаниям определяют величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включают в работу. По этим же данным определяют пласты, подверженные пластовым перетокам, устраняют перетоки. Затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта, спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос. В ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов и при выявлении пластовых перетоков из-за выработки пластов устраняют пластовые перетоки. Снова опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков. Техническим результатом является повышение эффективности добычи нефти и газа за счет перевода однопластовых скважин на многопластовую добычу и выявления и устранения пластовых перетоков до начала добычи.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для резкого повышения дебита скважины, обеспечивающего удвоение добычи нефти и газа в стране за короткий период времени с минимальными затратами в основном за счет перевода существующих однопластовых скважин в разряд многопластовых.

Известны различные способы повышения дебита скважин за счет выполнения в них различных геолого-технических мероприятий по воздействию на продуктивный пласт (Е.И.Бухаленко, В.Е.Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991).

Недостатком известных способов является то, что они не обеспечивают достаточного повышения дебита. В лучшем случае дебит повышается всего на несколько процентов, но чаще всего на десятые доли процента.

Этот недостаток устранен в другом известном способе (А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М., 2005, с.219-224).

Способ заключается во вскрытии и эксплуатации в скважине сразу нескольких пластов.

Дебит многопластовых скважин возрастает в несколько раз по сравнению со скважинами, эксплуатирующими всего один пласт.

Казалось бы, открываются невиданные перспективы увеличения дебита скважин и увеличения объемов добычи нефти и газа.

Однако на практике оказалось, что многопластовые скважины имеют стратегический недостаток, из-за которого правительственные органы по природопользованию запрещают вести многопластовую добычу до устранения указанного недостатка.

Недостаток заключается в том, что при одновременной эксплуатации нескольких пластов в скважине всегда имеют место пластовые перетоки (Дияшев Р.Н. Исследование эффективности совместной и раздельной разработки неоднородных нефтенасыщенных коллекторов многопластовых нефтяных месторождений. - Каротажник, №109, 2003, с.147-166).

Перетоки обусловлены тем, что пластовые давления в каждом отдельном пласте отличаются друг от друга, в результате чего флюид из пластов с большим пластовым давлением переходит в пласты с меньшим пластовым давлением. Это приводит к потерям и дебита и объемов добычи.

В связи с указанным недостатком пробуренные многопластовые скважины находятся в опытной эксплуатации и на них проводятся исследования по поиску методов устранения пластовых перетоков.

Однако оказалось, что исследования в процессе добычи без предварительного освоения скважины не позволяют выявить величины забойных давлений, при которых каждый конкретный пласт включается в работу и начинает выдавать флюид в скважину. Не имея данных по величине указанных забойных давлений, нет возможности разработать геолого-технические мероприятия, которые обеспечили бы полное устранение пластовых перетоков.

Приведенный недостаток является настолько стратегическим, что он не позволяет открыть новое направление по качественному увеличению добычи нефти и газа в стране.

Это новое направление вытекает из того, что бурением новых многопластовых скважин, даже если в будущем удастся надежно устранять пластовые перетоки, невозможно быстро нарастить объемы добычи в стране из-за больших затрат средств и времени на строительство таких скважин.

Новым направлением резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа было бы быстрое введение в эксплуатацию всех пересекаемых стволом скважины продуктивных пластов в существующих скважинах, эксплуатирующих всего по одному продуктивному пласту, хотя скважина проходит через несколько пластов.

Однако начать использование этого нового направления возможно опять же только в случае, если будет найдена возможность знать до начала добычи величины забойных давлений пластов, при которых пласты включаются в работу и начинают отдавать флюид в скважину. На основе этой информации можно будет разработать геолого-технические мероприятия, которые надежно устранят пластовые перетоки в многопластовых скважинах до начала добычи. Это направление можно будет использовать в первую очередь в существующих скважинах, перевести которые на многопластовую добычу не представляет больших затруднений ввиду многократного уменьшения затрат по сравнению со строительством новых многопластовых скважин.

Задачей изобретения является устранение приведенных недостатков существующих многопластовых скважин и создание нового направления резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа за счет перевода существующих однопластовых скважин на многопластовую добычу.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является обеспечение возможности разработки геолого-технических мероприятий, позволяющих выявлять и устранять пластовые перетоки в многопластовых скважинах до начала добычи, и обеспечение на этой основе возможности открыть новое направление резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа за счет перевода существующих однопластовых скважин на многопластовую добычу.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе повышения дебита нефтяных и газовых скважин, заключающемся в том, что вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты скважины, для чего скважину бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов, выполняют вторичное вскрытие всех пластов, до начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта, плавно понижают уровень жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса, затем извлекают приборы и по их показаниям определяют величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включаются в работу, по этим же данным определяют пласты, подверженные пластовым перетокам, устраняют перетоки, затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта, спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос, в ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов и при выявлении пластовых перетоков из-за выработки пластов устраняют пластовые перетоки, снова опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков.

Введение в одновременную эксплуатацию всех продуктивных пластов обеспечивает открытие нового направления резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа за счет возможности быстрого перевода существующих скважин на многопластовую добычу при сравнительно небольших затратах по сравнению с весьма большими затратами времени и средств на строительство новых многопластовых скважин.

То, что скважины бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов, позволяет подготовить ввод в работу всех пластов, если будут иметь место какие-то затруднения и недоработки, не позволяющие обеспечить качественный ввод отдельных пластов в работу без доработок. Однако, как правило, все пласты должны быть качественно зацементированы еще при строительстве однопластовой скважины и к ним должен быть доступ, позволяющий выполнить вторичное вскрытие всех пластов без каких-либо дополнительных затрат.

Вторичное вскрытие всех пластов обеспечивает быстрое повышение объемов добычи нефти и газа. В современных условиях вторичное вскрытие пластов выполняют, как правило, взрывными кумулятивными перфораторами, обеспечивающими вскрытие за весьма короткий промежуток времени.

То, что до начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта, позволяет выявить и устранить пластовые перетоки до начала добычи, что позволит получить разрешение от правительственных органов на эксплуатацию многопластовых скважин, в которых гарантируется отсутствие пластовых перетоков.

Плавное понижение уровня жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса обеспечивает возможность выявления величин забойных давлений и других параметров флюида, при которых каждый отдельный пласт включается в работу и начинает выдавать флюид в скважину. Эта информация позволяет выявить пласты, подверженные пластовым перетокам, и затем разработать конкретные мероприятия по устранению перетоков. В противоположность этому в существующем способе многопластовой добычи без предварительного освоения скважины имеет место резкое понижение уровня жидкости после включения добычного насоса, что не позволяет геофизическим приборам успеть зафиксировать включение в работу каждого отдельного пласта.

Извлечение приборов из скважины и определение по их показаниям величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включаются в работу, дает информацию для определения очередности включения пластов в работу и величины забойных давлений, при которых происходит включение в работу каждого отдельного пласта. При этом становится возможным определить пласты, подверженные пластовым перетокам.

Определение пластов, подверженных пластовым перетокам, позволяет разработать и выполнить геолого-технические мероприятия, обеспечивающие устранение выявленных пластовых перетоков, что и предусмотрено в изобретении.

Повторная установка геофизических приборов в зоне каждого пласта перед началом добычи позволяет контролировать поведение пластов и возможное появление перетоков в процессе добычи, когда характеристики пластов меняются в процессе их выработки.

Спуск в скважину на расчетную глубину струйного добычного насоса позволяет вести добычу нефти и газа из многопластовой скважины с гарантией отсутствия при этом пластовых перетоков.

Выбор в качестве добычного насоса струйного насоса, нейтрального к действию выделяющихся из рабочих пластов газов, приводящих к гидроударам и к разносу электроцентробежных насосов, позволяет увеличить глубину установки добычного насоса, что позволяет снизить забойное давление и устранить пластовые перетоки, хотя при этом будет наблюдаться рост выделения из пластов газов, к которым струйный насос нечувствительный (нейтральный).

Анализ показаний геофизических приборов, зафиксированных в процессе добычи, выполняемый в ремонтный период струйного добычного насоса, позволяет выявить пластовые перетоки из-за выработки пластов.

Выявление пластовых перетоков дает возможность разработать и выполнить геолого-технические мероприятия для устранения пластовых перетоков в процессе добычи.

Постоянное выполнение анализа показаний геофизических приборов в ремонтные периоды струйного добычного насоса позволяет своевременно выявлять появившиеся пластовые перетоки и своевременно выполнять необходимые геолого-технические мероприятия по устранению выявленных перетоков.

Предложенный способ не требует его графического изображения.

Выполняют предложенный способ в следующем порядке: вначале вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты, для чего скважины бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов. Далее выполняют вторичное вскрытие всех пластов. Устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта до начала добычи для контроля параметров флюида. Все исследования пластов, выявление и устранение пластовых перетоков выполняют до начала добычи в процессе освоения скважины геофизическими предприятиями. Это позволяет вести добычу нефти и газа при заранее устраненных пластовых перетоках. У правительственных органов теперь есть все основания разрешить перевод всех существующих однопластовых скважин на многопластовую добычу, что позволит резко и с малыми затратами увеличить добычу нефти и газа в стране.

Возможность выполнения исследований с последующим устранением пластовых перетоков геофизическими предприятиями до начала добычи обусловлена тем, что геофизические предприятия имитируют процесс добычи путем плавного понижения уровня жидкости в скважине, при котором пласты постепенно включаются в работу.

Выполняют плавное понижение уровня жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного добычного насоса.

Добычной насос выбирают специальный, не боящийся газового фактора при снижении уровня жидкости в скважине для устранения пластовых перетоков и для качественного повышения дебита скважины и производительности насоса.

В качестве такого насоса используют струйный насос.

Это позволяет и перевести однопластовые скважины в разряд многопластовых и вести постоянный мониторинг скважин для обеспечения качественного роста объемов добычи нефти и газа при отсутствии пластовых перетоков.

Далее извлекают приборы. Определяют по их показаниям величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включаются в работу, а также определяют пласты, подверженные пластовым перетокам. Устраняют перетоки. Затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта. Спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос и ведут добычу нефти и газа из многопластовой скважины с гарантией отсутствия при этом пластовых перетоков.

Далее в ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов. Выявляют пластовые перетоки из-за выработки пластов. Устраняют пластовые перетоки. Затем опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков.

Перевод парка однопластовых скважин в многопластовые выполняют следующим образом. Если полагать, что при эксплуатации в среднем 5 пластов в каждой скважине дебит каждой скважины вырастет в среднем в 4 раза, то для повышения объема добычи продукта в 2 раза за 10 лет потребуется перевести за этот период на многопластовую добычу половину (50%) однопластовых скважин. Ежегодно потребуется переводить на многопластовую добычу 5% однопластовых скважин. Такая задача выполнима, если поставить для ее решения примерно по 10 бригад в каждом крупном нефтегазодобывающем предприятии.

В стране нет другого варианта удвоить объемы добычи нефти и газа за 10 лет, притом еще и со сравнительно небольшими расходами средств, кроме как по предложенному способу.

Способ повышения дебита нефтяных и газовых скважин, заключающийся в том, что вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты скважины, для чего скважину бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов, выполняют вторичное вскрытие всех пластов, до начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта, плавно понижают уровень жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса, затем извлекают приборы и по их показаниям определяют величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включают в работу, по этим же данным определяют пласты, подверженные пластовым перетокам, устраняют перетоки, затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта, спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос, в ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов и при выявлении пластовых перетоков из-за выработки пластов устраняют пластовые перетоки, снова опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков.

www.findpatent.ru

Физические методы увеличения дебита скважин

Обратная связь

ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Сила воли ведет к действию, а позитивные действия формируют позитивное отношение

Как определить диапазон голоса - ваш вокал

Как цель узнает о ваших желаниях прежде, чем вы начнете действовать. Как компании прогнозируют привычки и манипулируют ими

Целительная привычка

Как самому избавиться от обидчивости

Противоречивые взгляды на качества, присущие мужчинам

Тренинг уверенности в себе

Вкуснейший "Салат из свеклы с чесноком"

Натюрморт и его изобразительные возможности

Применение, как принимать мумие? Мумие для волос, лица, при переломах, при кровотечении и т.д.

Как научиться брать на себя ответственность

Зачем нужны границы в отношениях с детьми?

Световозвращающие элементы на детской одежде

Как победить свой возраст? Восемь уникальных способов, которые помогут достичь долголетия

Как слышать голос Бога

Классификация ожирения по ИМТ (ВОЗ)

Глава 3. Завет мужчины с женщиной

Оси и плоскости тела человека

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости.

При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин (Рис. 10).

Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу.

Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.

Электромагнитное воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.

Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону.

Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта.

Применением таких методов можно достичь заметной интенсификации фильтрационных процессов в пластах и повышения их нефтеотдачи в широком диапазоне амплитудно-частотной характеристики режимов воздействия.

При этом положительный эффект волнового воздействия обнаруживается как в непосредственно обрабатываемой скважине, так и в отдельных случаях, при соответствующих режимах обработки проявляется в скважинах, отстоящих от источника импульсов давления на сотни и более метров.

То есть при волновой обработке пластов принципиально можно реализовать механизмы как локального, так и дальнего площадного воздействия.

megapredmet.ru

Способ увеличения дебита нефтяных скважин

Повышение нефтеотдачи пласта за счет полимерного заводнения и ингибирования пласта, а также попутного тампонирования промытых зон в нефтепласте при кустовом методе добычи нефти достигается за счет закачки в нагнетательную скважину куста скважин отмывочного раствора АДС порциями с последующей продавкой их в пласт технической водой или нефтью, при этом первую порцию закачивают в составе отмывочного раствора АДС с водой в соотношении 1 1, вторую порцию водный раствор отмывочного раствора АДС в концентрации 1,0 2,0 мас. с добавкой 0,5 1,0 мас. натриевого стекла, третью порцию водный отмывочный раствор АДС с концентрацией 1,0 2,0 мас. натриевое стекло 0,5 1,0 мас. с этилсиликатом или карбамидной смолой или их смесь в концентрации 45,0 65,0 мас. четвертую порцию водный отмывочный раствор АДС концентрацией 1,0 2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5 1,0 мас. затем после продавки растворов в пласт выдерживают 2 4 ч и после этого производят закачку пятой порции водный отмывочный раствор АДС 1,0 3,0 мас. с натриевым стеклом 3,0 7,0 мас. в количестве, равном 10 20% суточного объема закачиваемой жидкости в нагнетательную скважину. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно для увеличения дебита нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции водопритоков в скважине.

Известны способы увеличения дебита нефтяных скважин, заключающиеся в закачке в пласт водного раствора биополимера, мицеллярного раствора и заводнения (1). Недостатками этого способа являются сложность приготовления мицеллярного раствора, дороговизна и дефицитность его компонентов, многооперационность, большой вынос породообразущих минералов в виде примесей. Наиболее близким к предлагаемому является способ увеличения дебита нефтяных скважин, включающий закачку в скважину ингибитора с последующей продавкой его в пласт. Ингибитор закачивают двумя порциями, между которыми в скважину закачивают силикат натрия, причем первую порцию ингибитора продавливают в пласт горячей водой, а вторую порцию ингибитора продавливают в затруб нефтью, а силикат натрия продавливают в затруб технической водой, при этом в качестве ингибитора используют полимерную композицию на основе ортофосфорной кислоты и оксиэтилендифосфоновой кислоты (ГПР) или на основе комплексообразующих соединений оксиэтилидендифосфоновой кислоты, композиции ДПФ-1, соляной кислоты или метилацетатной фракции, ингибитора коррозии В-2 (АДС). Этот способ эффективно удаляет и предотвращает отложения парафина в нефтепромысловом оборудовании и призабойной зоне скважины. Недостатком способа является невозможность заводнения пласта с последующим вытеснением нефти, а также невозможность тампонирования промытых зон и ингибирования нефтяного пласта. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет полимерного заводнения, ингибирования пласта, а также попутного тампонирования промытых зон в нефтепласте при кустовом методе добычи нефти. Цель достигается тем, что в известном способе увеличения дебита нефтяных скважин, заключающемся в закачке в скважину порциями отмывочного ингибитора с последующей продавкой его в пласт технической водой или нефтью. Отмывочный раствор АДС закачивают в нагнетательную скважину, причем первую порцию отмывочного раствора АДС закачивают с водой в соотношении 1:1, вторую порцию водный раствор отмывочного раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. третью порцию в водный раствор отмывочного раствора АДС с натриевым стеклом вышеуказанной концентрации добавляют этилсиликат или карбамидную смолу или их смесь в соотношении 1:1 в концентрации 45,0-65,0 мас. и четвертую порцию водный раствор отмывочного раствора АДС 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. затем продавку в нефтепласт растворов (композиций) прекращают и выдерживают 2-4 ч для обеспечения тампонирования закаченной в пласт композиции, после этого производят закачку пятой порции водного отмывочного раствора АДС концентрации 1,0-3,0 мас. с натриевым стеклом 3,0-7,0 мас. в количестве, равном 10-20% от суточного объема закачиваемой жидкости (воды) в нагнетательную скважину для заводнения. Способ осуществляют при кустовом методе добычи нефти, в которую входит несколько скважин. Порции растворов готовятся в отдельных емкостях. Общий объем закачиваемых растворов определяется исходя из конкретных условий от суточного объема жидкости (воды) для заводнения пласта. В качестве продавочной жидкости используются техническая вода или нефть. Приготовленные порции растворов подвозят к нагнетательной скважине. В нагнетательную скважину закачку растворов осуществляют последовательно порциями: при этом первая порция включает отмывочный раствор АДС и воду в соотношении 1:1, которая попадая в пласт, ингибирует его залежи; вторая порция, включающая водный отмывочный раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. является буфером для продавки первой порции в пласт; третья порция, включающая отмывочный раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. является буфером для продавки первой порции в пласт; третья порция, включающая отмывочный раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. натриевое стекло 0,5-1,0, этилсиликат или карбамидная смола или смесь в концентрации 45,0-65,0 мас. и вода эта порция тампонирует промывочные зоны пласта; четвертая порция, включающая отмывочный раствор АДС концентрации 1,0-2,0 мас. натриевое стекло 0,5-1,0 мас. и вода являются буфером для продавки третьей порции в пласт. После этого закачку растворов в пласт прекращают и осуществляют выдержку 2-4 ч. За это время происходит отверждение этилсиликата или карбамидной смолы, или их смеси с образованием тампонирующего состава в промытых зонах пласта. Затем производят закачку в нагнетательную скважину и продавку технической водой в пласт пятой порции, включающей отмывочный раствор АДС концентрации 1,0-3,0 мас. натриевое стекло 3,0-7,0 мас. и воду для вытеснения нефти. Результаты нефтевытеснения оценивают по притоку нефти в добывающих скважинах. При необходимости закачку в пласт повторяют в указанной последовательности. Ингибирование нефтепласта осуществляется за счет использования отмывочного раствора АДС, который связывает солеобразующие катионы металлов, содержащихся в породе. Тампонирование промытых зон пласта осуществляется за счет использования третьей порции композиции с этилсиликатом или карбамидной смолой, или их смесью, которые структурируются в смеси в АДС и силиката натрия. Вытеснение нефти осуществляется за счет смеси водных растворов АДС и натриевого жидкого стекла (пятая порция). Испытания способа проводились при производственном объединении "Варьеганнефтегаз". П р и м е р 1. 1.1. Приготовление первой порции: в воду расчетного объема добавляется такой же объем отмывочного раствора АДС и перемешивается. Общий объем раствора составляет 5-10 м3. 1.2. Приготовление второй порции: в воду добавляется 0,3 мас. натриевого жидкого стекла и после перемешивания в смесь вводится 0,5 мас. АДС, и смесь перемешивается. Количество второй порции раствора составляет 3-5 м3. 1.3. Приготовление третьей порции: в воду добавляется 0,3 мас. натриевого жидкого стекла, перемешивается, затем добавляется 0,5 мас. раствора АДС и после перемешивания вводится 40 мас. этилсиликата. Полученная смесь снова перемешивается. Третья порция раствора готовится в количестве 10-25 м3. 1.4. Приготовление четвертой порции: в воду добавляется 0,3 мас. натриевого жидкого стекла и при постоянном перемешивании вводится 0,5 мас. АДС. Количество четвертой порции раствора 3-5 м3. 1.5. Приготовление пятой порции: при непрерывном перемешивании в воду добавляется 2,0 мас. натриевого жидкого стекла, затем 0,5 мас. АДС. Количество пятой порции раствора равно 10-20% суточного объема закачиваемой в скважину жидкости (воды). К примеру, если суточный объем закачиваемой жидкости составляет 100 м3, то количество пятой порции раствора составляет 10-20 от этого объема, т.е. 10-20 м3. Аналогично готовятся все остальные растворы по примерам 2-17. Закачка производится по порциям. Результаты эффективности предлагаемого способа приведены в примерах в таблице. Компоненты, применяемые при осуществлении способа: АДС отмывочный раствор (ТУ 6-02-13-72-88) состоит из комплексообразующих соединений оксиэтилидендифосфоновой кислоты, композиции ДПФ-1, соляной кислоты, ацетона или метилацетатной фракции, ингибитора коррозии В-2; натриевое жидкое стекло ГОСТ 13078-81; этилсиликат ТУ 6-02-895-78; карбамидная смола ГОСТ 14231-88.

Формула изобретения

СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, включающий порционную закачку в скважину отмывочного ингибитора с последующей продавкой его в пласт технической водой или нефтью, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет полимерного заводнения, ингибирования пласта, а также попутного тампонирования промытых зон в нефтепласте при кустовом методе добычи нефти, отмывочный раствор закачивают в нагнетательную скважину, причем четвертую порцию ингибитора выдерживают 2 4 ч, а пятую порцию закачивают в количестве 10 20 мас. от суточного объема закачиваемой жидкости в нагнетательную скважину, при этом в качестве ингибитора для первой порции используют отмывочный раствор АДС с водой в соотношении 1 1, для второй порции водный раствор отмывочного раствора АДС с концентрацией 1 2 мас. с добавкой 0,5 1,0 мас. натриевого стекла, для третьей порции водный отмывочный раствор АДС с концентрацией 1 2 мас. натриевое стекло 0,5 1,0 мас. с этилсиликатом или карбамидной смолой, или их смесью в концентрации 45 65 мас. для четвертой порции водный отмывочный раствор АДС концентрацией 1 2 мас. с натриевым стеклом концентрацией 0,5 1,0 мас. для пятой порции водный отмывочный раствор АДС концентрацией 1 3 мас. с натриевым стеклом 3,0 7,0 мас.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6

www.findpatent.ru

Способы увеличения дебита

Дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения методов интенсификации притока газа, так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта усовершенствования о

борудования, используемого при эксплуатации скважин.

Методы интенсификации притока газа к забою скважины и ограничения на их применение.

* гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты - многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т.д.;

* соляная обработка и её варианты;

* гидропескоструйная перфорация и её сочетания с ГРП и соляной обработкой.

Методы интенсификации не рекомендуется проводить в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; с колоннами некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших маломощные (2-5м) водоплавающие залежи.

Работы по интенсификации на газовых месторождениях, как правило, начинают тогда, когда месторождение вступает в промышленную разработку.

Месторождениях, как правило Более рационально их проводить на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации.

Мероприятия по вскрытию пласта и освоению скважин.

бурение горизонтальных скважин;
бурение скважин с кустовыми забоями;
применение безглинистых растворов при вскрытии продуктивной толщи;
вскрытие продуктивных горизонтов с продувкой забоя газом или воздухом;
приобщение вышележащих, продуктивных горизонтов без глушения скважины.

Способы усовершенствования техники эксплуатации скважин.

раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной;
эжекция низконапорного газа высоконапорным;
применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды;
подача на забой поверхностно-активных веществ для очистки скважин от поступающей из пласта воды;
усовершенствование конструкции подземного оборудования в коррозийных скважинах и установка в них разгрузочных якорей, пакеров, глубинных клапанов для ввода ингибиторов в фонтанные трубы, комбинирование труб разного диаметра и т.д.

oilloot.ru

5. Группа комбинированных методов.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.

6. Методы увеличения дебита скважин.

Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.

К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:• гидроразрыв пласта;• горизонтальные скважины;• электромагнитное воздействие;• волновое воздействие на пласт;• другие аналогичные методы.

Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

Химические МУН

Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.

Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью

Гидродинамические МУН

Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости

Свойства нефти, газа, воды

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов.

В нефти содержится 82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Свойства:

Основной показатель товарного качества нефти – плотность (r) (отношение массы к объему). Легкие нефти наиболее ценные.

По плотности нефти делятся на 3 группы:

лёгкие нефти (с плотностью до 870 кг/м3) в общемировой добыче приходится около 60% (в России – 66%),
средние нефти (871¸970 кг/м3) в России – около 28%, за рубежом – 31%;
тяжёлые нефти (свыше 970 кг/м3) – соответственно около 6% и 10%.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа).

Пресная вода при температуре 200С имеет вязкость 1 мПа·с, большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа·с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2¸4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Цвет нефти - от светло-коричневого до темно-бурого и черного, плотность от 730 до 980¸1050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты).
Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

При увеличении давления нефть сжимается.

Газосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

ГАЗ

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда, углекислого газа, азота, а в ряде случаев сероводорода и в небольших количествах редкого газа (гелий, аргон и др.)

Свойства:

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных (г/см3, кг/м3) и относительных единицах. Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 00С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры.
Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре.

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. То давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения нефти газом.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 00С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.
Теплоемкость газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 10С.
Теплота сгорания газа (определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества) является основным показателем, характеризующим газ или топливо.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется (перейдет в жидкость). Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние (критическая температура).

Давление, соответствующее критической температуре - критическое давление.

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

ВОДА

Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной (погребенной).

В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, поэтому при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Свойства:

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры.
Коэффициент сжимаемости воды (изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях в зависимости от температуры и абсолютного давления). Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.
Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.
В прямой зависимости от минерализации вод находится и электропроводность. Пластовые воды являются электролитом.
Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

6) Вязкость пластовой воды при200С составляет 1мПа·с, а при 1000С – 0,284 мПа·с.

studfiles.net

Физические методы

К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.

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

При вибровоздействии призабойная 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 впористой 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.

Лекция № 15 Общие понятия о текущем и капитальном ремонте скважин

Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п. В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт — главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.

Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт — ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.

Коэффициент эксплуатации скважин — отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0.94 – 0.98, т.е. от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт выполняет бригада по подземному ремонту. Организация вахтовая — 3 человека: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют бригады капитального ремонта, входящие в состав сервисных предприятий нефтяных компаний.

studfiles.net

Тема 10 Методы увеличения дебитов скважин

Студент должен:

знать: классификацию методов увеличения дебитов скважин, область их

применения; технологию проведения солянокислотной, термокислотной обработки, гидравлического разрыва пласта,

гидропескоструйной перфорации, виброобработки, дренажной

обработки, тепловых методов;

уметь: производить расчет солянокислотной обработки забоя скважин,

гидравлического разрыва пласта.

Назначение методов увеличения проницаемости призабойной зоны скважины. Классифация методов, области применения. Обработка скважин соляной кислотой. Реагенты, применяемые при солянокислотной обработке, их назначение и характеристики. приготовление солянокислотного раствора. Оборудования, применяемое для солянокислотной обработки. Технология солянокислотной обработки.

Термокислотная обработка скважин, применяемы реагенты, технология проведения. Другие виды кислотных обработок.

Гидравлический разрыв пласта, его сущность, область применения, схема проведения. Механизм образования трещин. Определение местоположения и характера трещин разрыва. Давление разрыва. Жидкости разрыва, их физические свойства. Песок, предназначенный для заполнения трещин. Оборудование, применяемое для гидроразрыва пласта.

Гидропескоструйная перфорация, применяемое оборудование и схема процесса.

Виброобработки скважин. Дренажная обработка забоев скважин. Технология и режимы дренажной обработки.

Термические методы воздействия на призабойную зону скважин. Закачка в скважину поверхностно-активных веществ.

Комплексные методы воздействия на призабойную зону скважин.

Практические занятия №8

Литература: 1, с. 406...432; 2, с. 370...404

Методические указания

Наряду с совершенствованием системы разработки отдельных месторождений (путем повышения эффективности заводнения, применения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов) интенсификация добычи нефти достигается путем увеличения или восстановления проницаемости пород призабойной зоны. Для этого необходимо искусственно увеличить число и размеры каналов фильтрации, повысить трещиноватость пород, а также очистить стенки поровых каналов от грязи, смол, парафинов и т.д.

Воздействие на призабойную зону пласта - это комплекс геологических, технологических и технических мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти из скважин. Сегодня этот комплекс обширен и включает в себя обработки скважин органическими и неорганическими кислотами, растворителями, поверхностно-активными веществами; гидравлический разрыв пласта; тепловое термохимическое и термогазохимическое воздействие; гидропескоструйные и гидромониторные обработки, дренирование пластов, а также различное сочетание методов воздействия на ПЗП.

Начинать изучение темы рекомендуется с выяснения причин снижения производительности эксплуатационных и нагнетательных скважин, с классификации методов воздействия на пласт по механизму воздействия, с указанием методов относящихся к каждой группе.

По каждому методу необходимо рассмотреть; сущность метода, механизм воздействия, область применения; характеристику материалов и реагентов; схему обработки и последовательность операций, применяемую технику и оборудование.

Различие геологических свойств залежей; технические особенности скважин обуславливают применение многочисленных композиционных составов на кислотной основе. Широкое распространение получили солянокислотная, пенокислотная и грязекислотная обработки ПЗП.

Кислотное воздействие используется для:

- обработки ПЗП в период освоения скважины;

- обработки ПЗП с целью увеличения дебита скважины;

- очистки фильтра и ПЗП от различных образований, обусловленных процессами закачки воды и эксплуатации скважин;

- инициирования других методов воздействия на ПЗП.

Для того, чтобы понять как выбирается концентрация и объем раствора кислот, подкрепить теоретические знания необходимо решением задачи по определению обработка скважин.

Внедрение гидравлического разрыва пласта (ГРП) начато еще в 1954 году. Этот метод из эффективных способов воздействия на ПЗП. ГРП основан на способности нефтяного пласта растрескиваться под действием давления. Образование и раскрытие трещин создается путем закачки 20-50 м3жидкости разрыва при темпе нагнетания не менее 2м3/мин. Освоение метода потребовало специальной технологии и техники не тального для получения высокого давления для расцепления пласта, но и для закрепления трещин. В качестве наполнителя применяют кварцевый песок, стеклянные шарики, искусственный материал-проппант в количестве 10-30 т.

В настоящее время метод ГРП освоен промышленностью и постоянно совершенствуется.

В комплексе оборудования, применяемого при ГРП входят: насосные установки, пескосмесительные агрегаты, автоцистерны для транспортирования жидкостей разрыва, арматура устья скважины, пакеры, якори и др. Для изучения устройства и технической характеристики оборудования необходимо обратиться к справочной литературе и вспомнить материал по данной теме дисциплины “ Нефтегазопромысловое оборудование”.

Тепловые методы воздействия на ПЗП используются при необходимости: удалить из ПЗП парафины, смолы, асфальтены, воду, фильтрат бурового раствора. Наибольшее распространение получили циклический и стационарный электропрогрев, термоакустическое, пароцилическое воздействие.

Для интенсификации отбора нефти и закачки воды предложены способы, основанные на использовании эффекта ударной волны и сопутствующих ей колебаний - разрыв пласта давлением пороховых газов, вибровоздействие, электрогидравлическое воздействие. Эти методы преследуют цель образования в ПЗП микротрещин различной протяженности путем воздействия на нее серией последовательно посылаемых импульсов давления, меняющихся от максимума до минимума. Появилось целая гамма источников колебаний механического и электрического типа. Наиболее распространен вибратор золотникового типа.

также в настоящее время внедряются способы снижения давления на забое (дренирование пластов): свабированием, имплозионное воздействие с использованием различных технических средств. Несмотря на многообразие этих методов, суть их едина- уменьшить величину забойного давления до минимума, увеличить депрессию на пласт и скорость притока флюида из пласта в скважину. Для этого в скважину спускают “контейнер”, например, НКТ, закрытых снизу диафрагмой.

Диафрагма разрушается под давлением жидкости с в НКТ устремляется жидкость, тем самым, уменьшая противодавление на пласт.

Тема актуальна и обширна, для успешного изучения которой требуется обратиться к дополнительной литературе и к источникам периодических изданий.

Вопросы для самоконтроля

1. Что понимается под призабойной зоной пласта (ПЗП)?

2. Как выбирают метод воздействия на ПЗП для данной скважины?

3. Каково назначение и сущность солянокислотной обработки?

4. Как готовят рабочий раствор соляной кислоты?

5. Какие реагенты и с какой целью добавляют в соляную кислоту?

6. Разновидность СКО.

7. Каковы преимущества пенокислотной обработки перед простой кислотной?

8. Какие разновидности ГРП вы знаете?

9. Как проводят ГРП?

10. Какие рабочие жидкости используются для ГРП?

11. В каких скважинах наиболее целесообразно проводить вибровоздействие и тепловое

воздействие?

12. Какие способы теплового воздействия вы знаете?

13. В чем сущность комплексного воздействия и какими методами его осуществляют?

14. В чем состоит механизм действия ПАВ в пористой среде?

15. Какие ПАВ наиболее широко применяют в нефтяной промышленности?

16. Оборудование, применяемое при различных методах воздействия на ПЗП.

studlib.info