25047 (686705), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Обработка КПАС нагнетательных скважин включает в себя проведение следующих технологических операций:

- замер параметров работы скважин;

- приготовление и закачка объёма цикла КПАС;

- приготовление и закачка 1% водного раствора РДН-1 в объёме, равному объёму НКТ.

Обработка КПАС добывающих скважин включает в себя проведение следующих технологических операций:

- замер принимающей способности ПЗП скважины на 1% водном растворе РДН-1 в одном режиме;

- приготовление и закачка объёма цикла КПАС;

- приготовление и закачка 1% водного раствора РДН-1 в объёме, равном объёму НКТ;

- замер принимающей способности ПЗП скважин на 1% водном растворе РДН-1 в одном режиме.

После достижения запланированного объёма закачки, состав продавливают в пласт 1% водным раствором РДН-1 в объёме 10-15 м³ выдерживают состав на реагирование в течение 6-8 часов, демонтируют нагнетательную линию, проводят ПЗР и представляют выполненный объём работ «Заказчику».

Реагент РДН-1 - представляет собой композицию ПАВ (смесь производного алкилированного полиоксиглкилфенола, гидрофильно-липофильный баланс молекул, которая обеспечивает его хорошую растворимость как в воде так и углеводородной фазах), концентрата природных полярных поверхностно-активных компонентов нефти и растворителя асфальто-смолистых и парафинистых отложений (АСПО) на основе тяжёлого ароматического углеводорода или смеси тяжёлых галопроизводных углеводородов.

ГИОС – газоимпульсная обработка скважин.

Технология предназначена для восстановления, последующего сохранения и повышение потенциального дебита действующего фонда добывающих скважин, реанимации простаивающего фонда скважин, повышения приёмистости нагнетательных скважин и является одним из физ.-мех. Методов интенсификации и регулирования процесса разработки нефтяного месторождения.

Сущность способа высокоэнергетической газоимпульсной селективной обработки ПЗП заключается в создании в определённых локальных участках зоны перфорации скважин уровня давления, превышающего уровень горного давления, путём доставки в зону обработки погружного газогенератора с запасом рабочего агента высокого давления и импульсной его подачи в обрабатываемый интервал.

Технология газоимпульсной обработки ПЗП предназначена для использования на нефтяных месторождениях, находящихся на средней и поздней стадиях разработки. Она может осуществляться как на добывающих, так и на нагнетательных скважинах.

Применение акустико-химического воздействия.

Механизм очистки призабойной зоны пласта и восстановление её проницаемости основан на комплексном воздействии ряда физических и химических факторов – термо-акустических полей в ультразвуковом диапазоне, органоминеральных загрязнений специальным составом и гидрофобизации поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта (в добывающей скважине) или гидрофилизации призабойной зоны пласта (в нагнетательной скважине), усиленном за счёт гидродинамического режима обработки.

Максимальный эффект достигается в скважине с низкой продуктивностью и высокой неоднородностью проницаемости по толщине пласта. Технология основана на применение генератора ультразвуковых колебаний с магнитно-стрикционным преобразователем. Ультразвуковые колебания от преобразователя передаются по электрокабелю на забойный излучатель, установленный в интервал обработки призабойной зоны пласта. Ультразвуковой излучатель работает в диапазоне частот от 18 до 20 кГц., с интенсивностью до 1 кВт/м².

Предварительно интервал обработки заполняют специальным обрабатывающим составом. В нефтяной скважине применяются обрабатывающие составы на углеводородной основе – растворы катионактивных ПАВ, анионактивных маслорастворимых ПАВ или их смеси. В нагнетательной скважине применяются водные растворы неионогенных

ПАВ, водорастворимых анионактивных ПАВ или их смеси.

Режимы, мощность и темпы акустической обработки призабойной зоны определяются импульсными энергетическими показателями, типом и конструкцией преобразователей и излучателей.

В акустическом поле с высокой интенсивностью (свыше 0,1 кВт/м²) более 50 % его энергии в пределах зоны интервала обработки трансформируется в тепло. Поэтому призабойная зона пласта облучается совместно тепловыми и акустическими полями (термоакустическое воздействие). Влияние акустического поля на обрабатываемый состав (на жидкие и твёрдые загрязнения в призабойной зоне) заключаются в возникновении в нём знакопеременных (сжатие-растяжение) быстропротекающих во времени высоких градиентов давления, величина которого достаточна для разрушения кольматирующих структур и пристенных аномальных слоёв пластовых жидкостей в поровых каналах.

При выполнении технологического комплексного воздействия не возникает технологии нарушения цементного камня и разрушения окружающего пласта, т.е. воздействие является бездефективным, поскольку знакопеременные градиенты давления создают в масштабе, соизмеримом с размерами пор.

Для осуществления процесса необходимы следующие технические средства:

а) насосный агрегат типа ЦА-320

б) желобная ёмкость на 10-15 м³

в) автоцистерна для подвоза нефти

г) устьевой лубрикатор и сальник для геофизического кабеля

д) комплект геофизического и ультразвукового оборудования (типоразмер излучателя определяется конкретными технологическими и геологическими условиями) проведения работ.

Для обработки одной добывающей скважины необходимы материалы:

а) нефть товарная в объёме ствола скважины

б) углеродный состав на основе светлой дистиллированной (ШФЛУ от 5 до 30 м³)

в) катиноактивный ПАВ – от 6 до 8 кг («Тюмень» АФ₉-6, эмультал)

Приготовление растворов ПАВ осуществляется на скважине путём введения ПАВ в циркулярный поток жидкости и перемешивания раствора в течении 10-15 мин. После включения генератора в работу излучатель ультразвука перемещается вверх по всей нефтенасыщенной толщине пласта. Продолжительность ультразвуковой обработки каждого метра перфорированной толщины 20-30 мин. Непосредственные работы по ультразвуковой обработке призабойной зоны в определённом режиме производит специально обученная геофизическая партия с необходимой аппаратурой.

4.3 Механические методы повышения производительности скважин

Механическим методом, применяемым на Зай-Каратайской площади, является в основном ГРП.

Гидравлический разрыв пласта -ГРП- это технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

а) для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

б) для увеличения приёмистости нагнетательных скважин;

в) для регулирования потоков или приёмистости по продуктивной мощности скважины;

г) для создания водоизоляционных экранов в обводнённых скважинах.

В практике разрыва пласта различают 3 основных вида процесса:

а) однократный разрыв пласта; б) многократный; в) направленный.

Технология однократного разрыва пласта предлагает создание одной трещины в продуктивном разрезе пласта.

Технология схемы разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта.

При направленном гидроразрыве, в отличии от первых двух, места образования трещин регулируется по продуктивному разрезу скважины.

Для гидроразрыва пласта рекомендуются следующие категории скважин:

1.скважины, давление при опробовании слабый приток нефти.

2. скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора.

3.скважины имеющие заниженный дебит.

4.скважины с загрязнённой призабойной зоной.

5.скважины с высоким газовым фактором.

6.нагнетательные скважины с низкой проницаемостью.

7.нагнетательные скважины с неравномерной приёмистостью по продуктивному разрезу.

Разрыв пласта не рекомендуется проводить:

1. В нефтяных скважинах, расположенных в близи контура нефтеносности.

2. В скважинах технически неисправленных.

Максимальный эффект от ГРП обеспечивается:

1. наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин.

2. Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины.

3. Создание трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.

Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из

следующих последовательно проводимых операций:

1. установка пакера с целью герметизации затрубного пространства и закачка в пласт жидкости разрыва для образования и расширения трещин.

2. Закачка жидкости- носителя с песком, предназначенным для закрепления трещин или сохранения их раскрытого состояния.

3. Закачка продавочной жидкости для вытеснения песка в трещины пласта из насосно-компрессорных труб и ствола скважины.

4.4 Термические и термохимические методы стимуляции скважин

К этим методам относится ТБХО.

ТБХО – термобарохимическая обработка.

Целью настоящей технологии является термохимический прогрев нижней части ствола скважины, включая интервал перфорации, и ПЗ с целью удаления отложений АСПВ и повышения проницаемости пласта за счёт комбинированного воздействия на породу импульсами давления и высокотемпературной парогазовой смесью.

Технология ТБХО основана на использовании водных растворов органических и неорганических солей, способных в определённых условиях к саморазложению с выделением энергии. Способ ТБХО сводится к заполнению скважины в зоне перфорации раствором термохимической композиции и инициированного в ней реакции, проходящей с выделением тепла и газов. В результате, назабое резко увеличивается давление и образуется высокотемпературная парогазовая смесь, которая разрывает породу, создавая сеть трещин, повышая проницаемость ПЗ, и способствует очистке пор пласта от осложнений АСПВ.

4.5 Расчёт процесса ГРП

Для ГРП принимаем эксплуатационную скважину со следующей характеристикой: глубина Н=1780 метров, диаметр эксплуатационной колонны Дэкс.к=16,8 см., трубы из марки стали С, эффективная мощность пласта h=10 метрам, интервалом перфорации эксплуатационной колонны 1753-1759, коэффициент продуктивности скважины 0,115 т\сут, пластовое давление 134 атм., забойное давление 51 атм., способ эксплуатации глубинно насосный. Нефтяной пласт сложен мелкозернистым, хорошо сцементированным песчаником, имеющий пористость 0,15 0,28, проницаемость 5 мД, нефтенасыщенность 70%, режим упруговодонапорный.

Основными расчётными показателями являются: давление разрыва, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин, проницаемость трещин призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит скважины после ГРП, тип, число агрегатов, ожидаемая эффективность гидроразрыва.

1. вертикальное горное давление.

Рв.г=Н*Р2/10

Рв.г=1780*2,5/10*0,981*10⁵=436,5*10⁵=43,6 МПа.

Давление разрыва пласта:

Рразр=Рв.г-Рпл+р, где

р=147,1*10⁴ Па или 1,47 Мпа*Рразр=43,6-13,4+1,47=31,6 Мпа

Если вязкость жидкости 250СПз, то допустимое давление на устье скважины при запуске жидкости песконосителя будет :

1. Ру=Д²н-Д²в/ Д²н+Д²в тек/k+Рпл+hР/10-L/10;(Мпа),

Где Дн=16,8см наружний диаметр обсадных труб;

Д²в=14,4см внутренний диаметр колоннны труб;

тек=3200нгс/см²- предел текучести для стали марки С;

k=1,5 запаспрочности

h=потери напора на трение в обсаднойтрубе;

0,95 относительная плотность жидкости разрыва;

L=1780м длина обсадной колонны.

1. Потери напора :

H=56*1780/1750=57 м водяного столба.

Следовательно:

Ру=16,8²-14,4²/16,8²+14,4²*3200/1,5+134+57*0,95/10-1780*0,95/10=175 ат или 17,1 МПа.

1. Допустимое давление на устье в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на стравливающее усилие:

Ру=Рстр/ (k-G/ПД²вн/4)(МПа),

Где Рстр=125тс;

G=50тс-усилие затяжки при обвязке обсадной колонны,

K=1,5-запас прочности

Ру=(125/1,5-50)*1000/3,14*14,6² 200атм или 200*0,981*10⁶Па=19,6 МПа.

Из полученных данных давлений на устье принимаем меньшее (17,1 МПа)..Возможное Рзаб при Руст.=17,1 МПа составит:

1. Рзаб=Ру+Н /10- H /10=338.7 атм.или 33,2 Мпа

Но так как Рп.разр. на забое < 30,5 Мпа, то Р уст.будет:

1. Ру= Рзаб- H +h /10, (МПа)

Ру=338,7-1780*0,95/10+64*0,95/10=175,7 атм. Или 17,5 МПа

Следовательно давление на устье ниже допустимого для принятых труб марки С (при толщине стенки 12 мм. трубы испытываются на Рвнутр.=185 атм.). Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления гидроразрыв введём непосредственно через колонну обсадных труб.

По опытным данным, объём жидкости разрыва колеблется в пределах 5 10м.куб. для данной скважины средний объём нефти принимаем Vр=7,5 м³.

Концентрация песка зависит от вязкости жидкости песконосителя и тепла её закачки. Рекомендуется применять следующую концентрацию песка: для нефти с вязкостью более 50 сПз 150 300 г\л, а для загущенных нефтеродуктов вязкостью до 250 сПз 300 500 г\л, значит принимаем С= 300 т\л или 0,3 т\м³.

1. объём жидкости - песконосителя:

Vж.п= Gп/С, где Gп содержание песка, С концентрация песка.

Vж.п= 8/0,3=26,7 м³

Характеристики

Список файлов курсовой работы