ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 55
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
ФГБОУ ВО
«ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Межотраслевой региональный центр повышения квалификации и
переподготовки специалистов
Кафедра «Нефтегазового дела»
Контрольная работа по дисциплине: Методы интенсификации притока нефти
Тема: Методы увеличения производительности скважин
Выполнил: студент группы
___________
подпись
Проверил:
___________
подпись
Иркутск 2023 г.
Содержание
Введение…………………………………………………………………….…..…3
1. Основные методы повышение производительности скважин…………...….4
2. Метод увеличения проницаемости пластов при использовании генератора упругих волн............................................................................................................9
Заключение………………………………………………………………..…...…14
Список литературы………………………………………………………..……..15
ВВЕДЕНИЕ
Производительность скважин может быть повышена путем: увеличения эффективной мощности, увеличения проницаемости пласта,
увеличения пластового давления, снижения забойного давления, снижения вязкости жидкости в пластовых условиях, уменьшения расстояния между скважинами, увеличения приведенного радиуса. Все способы увеличения производительности скважины, основанные на повышении проницаемости, обеспечивают увеличение проницаемости не всего пласта, а лишь участков вблизи забоев скважин. Но тем не менее, они весьма эффективны: гидроразрыв пласта; кислотная обработка; прогрев призабойной зоны; взрыв зарядов (торпедирование) на забое скважин; кратковременная закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ); обработка призабойной зоны кислотными пенами и др. Способы, обеспечивающие повышение производительности скважин за счет увеличения их приведенного радиуса. Увеличить приведенный радиус можно: увеличением действительного ее радиуса, увеличением степени вскрытия пласта и созданием более полной гидродинамической связи ствола скважины с пластом во вскрытом интервале. Способы увеличения производительности скважин путем снижения забойных давлений являются самыми распространенными. К ним относятся все виды подземных ремонтов эксплуатационного оборудования, борьба с песком и отложениями парафина, все усовершенствования средств откачки жидкости из скважин и перевода их из одних способов эксплуатации на другие. Вязкость нефти в пластовых условиях может быть уменьшена путем мощного теплового воздействия на пласт или другими путями (растворение больших количеств газа в нефти, путем нагнетания его в пласт). Уменьшение расстояний между скважинами (уплотнение сетки) в практике почти не применяется, т.к. это дорогостоящее и малоэффективное мероприятие, а оптимальное значение плотности сетки определяется при проектировании системы разработки. Практически применяемые способы повышения производительности отдельных скважин путем проведения работ на самой скважине: а) способы, обеспечивающие увеличение приведенного радиуса; б) способы, обеспечивающие снижение забойного давления; в) способы, обеспечивающие увеличение мощности эксплуатируемого объекта. Выбираемый способ или их комплекс при этом должен удовлетворять следующим основным требованиям: а) не приводить к нарушению условий рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр; б) он должен быть наиболее экономичен;
1. Основные методы повышение производительности скважин
Одним из основных капитальных сооружений и статей капитальных затрат в разработке нефтяных месторождений является скважина. Для того, чтобы эти затраты не только окупились, но и принесли максимальную прибыль необходимо, чтобы скважина эксплуатировалась с максимальной эффективностью.
Эффективность эксплуатации скважин зависит от состояния: призабойной зоны пласта, а также долговечности, надёжности и работоспособности основных элементы крепления скважины - эксплуатационной колонны и цементного каменя.
Основные нефтяные месторождения Волго-Уральского региона и, в частности, Татарстана находятся на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, которая характеризуется низкими и медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью и массовым выходом скважин из действующего фонда. Обводненность на этой стадии разработки достигает по девонским месторождениям 86,7-90,7%. Извлечение большого количества воды, требует компенсации, поэтому растут объемы закачкиводы, как за счет увеличения количества нагнетательных скважин, так и за счет увеличения объемов закачки в каждую скважину, что требует увеличения давления нагнетания
Остаточные нефти становятся более вязкими и менее подвижными из-за извлечения легких фракций, вымывания газов водой и охлаждения пластов. В призабойной зоне пласта откладываются асфальтены, смолы, парафины, соли.
Для заводнения все в больших объемах используются коррозионно-активные сточные воды, объем закачки которых в 2000г. достиг в ОАО "Татнефть" 80% от общего объема закачанных вод.
Возраст 75% скважин ОАО "Татнефть" превышает 20 лет, а 5% - 40 лет. Высокие давления закачки и коррозия за эти годы приводят к учащению случаев потери герметичности эксплуатационной колонны, если в 1998г. в ОАО "Татнефть" было выполнено 140 ремонтов по герметизации эксплуатационной колонны, то в 2000г. их количество превысило 300.
В связи со старением скважин, а также ростом перепадов давлений между пластами, растет количество случаев потерь герметичности цементного камня и появления заколонных перетоков между пластами. Нередки случаи негерметичности цементного камня новых скважин из-за некачественного цементирования.
Все это приводит к снижению эффективности эксплуатации скважин и повышению себестоимости продукции.
Призабойная зона пласта (ПЗП) - это та часть пласта, которая сообщается непосредственно со скважиной. Через нее проходит вся продукция скважины. Поэтому ее пропускная способность - проницаемость во многом определяет эффективность эксплуатации скважины. Методами повышения и восстановления ее проницаемости являются различные способы обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ).
В добывающих скважинах, пробуренных на терригенные коллекторы, ОПЗ проводится в основном при их эксплуатации, а на залежах в карбонатных коллекторах - обязательно перед их освоением и периодически в процессе эксплуатации. Основные причины, обусловливающие необходимость проведения ОПЗ на добывающих скважинах, следующие:
- сравнительно небольшая проницаемость карбонатных коллекторов и части терригенных;
- отложения асфальтеносмолистых и парафиновых веществ при эксплуатации скважин при низкихзабойных давлениях;
- обводнение скважин и образование стойких эмульсий.
Нагнетательные скважины подвергаются ОПЗ как при освоении их под закачку воды, так и после снижения или прекращения приемистости в процессе эксплуатации.
Значительный объем работ по ОПЗ применяется в процессе эксплуатации нагнетательных скважин. Снижение или прекращение приемистости нагнетательных скважин в процессе их эксплуатации объясняется следующими факторами:
- загрязнением поровых каналов ПЗП продуктами коррозии металла и взвешенными частицами, вносимыми впласт закачиваемой водой;
- снижением проницаемости призабойной зоны пласта в результате физико-химических процессов, происходящих при контакте закачиваемой воды с породами и пластовой водой.
В ОАО «Татнефть» применяются около 40 различных видов ОПЗ. До 80-х годов ОПЗ преимущественно использовали (80-90%) для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин.
Но с начала 80-х годов ОАО «Татнефть» приступило к разбуриванию залежей в карбонатных коллекторах, в основном, низкопроницаемых, а также неоднородных с низкой продуктивностью, залежей высоковязкой нефти терригенных пластов. При этом возникла необходимость усиления работ по повышению производительности добывающих скважин. Поэтому доля работ по добывающим скважинам возросла.
При выборе метода ОПЗ для конкретной скважины обычно нет достоверных сведений о причинах снижениядебитов, поэтому предпочтительны способы обработки, совмещающие в себе несколько механизмов воздействия. Кроме того, поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется снижением производительности добывающих скважин по нефти и увеличением содержания воды в их продукции, что приводит, в конечном счёте, к повышению себестоимости нефти. Поэтому важными факторами, определяющими предпочтительность выбора способа ОПЗ являются его эффективность, простота осуществления и низкая стоимость. Одним из таких методов стало термогазохимическое воздействие на пласт (ТГХВ) пороховыми газами с использованием зарядов АДС и ПГД БК, который стал активно применяться с середины 70-х годов. Способ был разработан
Мальцевым H.A., Чазовым Г.А .и др. в ПермНИПИнефти и, несмотря на широкое применение, был малоисследован механизм воздействия, не были отработаны оптимальные величины зарядов.
Начало ввода в разработку месторождений с карбонатными коллекторами, вызвало рост применениясолянокислотных ОПЗ. Наибольшее применение тогда нашла технология создания каверн-накопителейАширова К.Б., заключавшаяся в том, что закачкой нескольких порций кислоты в призабойную зону пласта, за обсадной колонной создавались каверны. Естественно, это приводило к увеличению поверхности фильтрации и, соответственно, дебита скважины. Но способ не вводил в эксплуатацию малопроницаемые интервалы пласта, а из-за длительного контакта с кислотой интенсивно корродировали цементный камень и эксплуатационная колонна.
Гораздо более перспективное направление - это направленные кислотные обработки с блокировкой на время обработки проницаемых участков пласта каким-либо инертным материалом. И хотя такое направление существовало, не были отработаны технологии, материалы, не исследована эффективность.
В нагнетательные скважины вместе с водой закачиваются огромные количества твердых частиц, что со временем приводит к потере проницаемости их призабойной зоны, требуются депрессионные методы, позволяющие очищать призабойную зону нагнетательных скважин.
Другой стороной вопроса повышения эффективности эксплуатации скважин является сохранение проницаемости призабойной зоны пласта при проведении ремонтов скважины. Жидкости глушения, представляющие собой водные растворы солей, наносят огромный вред призабойной зоне пласта. Скважины подолгу выходят на доремонтный режим и не всегда его достигают. Одним из путей борьбы с этим явлением является применение жидкостей глушения на углеводородной основе, другим - использование клапанов-отсекателей. Созданием клапанов-отсекателей занимались многие конструкторы и исследователи - ДоброскокБ.Е., Габдуллин Р.Г., Асфандияров
Х.А., Зайцев Ю.В., Попов А.А, Сафин В.А. и др и некоторые из них успешно применялись, но изменившиеся условия на поздней стадии разработки нефтяных месторождений требуют разработки соответствующих им технологий и конструкций.
Кроме проницаемости, на эффективность эксплуатации скважин влияет прочность пород, слагающих продуктивный пласт. Если они слабосцемен-тированы, ПЗП разрушается под действием депрессии и потока жидкости, и в скважину выносится песок, приводящий к интенсивному износу скважинного оборудования и образованию пробок. Ввод в эксплуатацию таких месторождений, как Архангельское, выдвинуло проблему их эксплуатации и борьбы с выносом песка.
Поздняя стадия разработки основных нефтяных месторождений Татарстана обуславливает и возраст скважин, который достигает 30-40 лет. Поэтому нарастают проблемы, связанные с герметичностью эксплуатационной колонны. По данным Загирова М.М. скорость коррозии в сероводо-родосодержащих средах достигает 0,6-1,2 мм/год. Средние сроки службы эксплуатационных колонн до первого ремонта на Ромашкинском месторождении для добывающих скважин составляют 29,2 года, а для нагнетательных - 17,5 лет. Количество же отказов и ремонтов, связанных с восстановлением работоспособности эксплуатационной колонны, подчиняются,
В ОАО Татнефть количество ремонтов по восстановлению работоспособности эксплуатационной колонны в 2000 году превысило 300. А общее количество капитальных ремонтов с 1999 по 2000г. выросло на 25% - с 6 тысяч до 7,5 тысяч.
Существующие же методы восстановления герметичности эксплуатационной колонны: цементные заливки, цементируемые летучки трудоемки и малоуспешны - не более 60%.
Технология герметизации продольно-гофрированными трубами, разработанная во ВНИИКРнефти под руководством М.Л.Кисельмана, не допускает больших депрессий, а технология с использованием профильных перекрывателей, разработанная в ТатНИПИнефть Г.А.Абдрахмановым, довольно таки трудоемка.
Технологии отворота верхней части эксплуатационной колонны также трудоемки и не обеспечивают отворота в заданном муфтовом соединении.
Положение с эксплуатационными колоннами в нагнетательных скважинах осложняет и повышение давлений закачки с 6-9 МПа в конце 80-х годов до 1520 МПа в настоящее время. Резко возросли объемы закачки сточных вод и о достигли в 2000г. 110 млн.м , что составляет 80% всего объема закачки воды. В то же время существующие пакера быстро теряют герметичность и не защищают эксплуатационную колонну.