- •1 Характеристика месторождения нефти, разрабатываемого нгду
- •Стратиграфия
- •Свойства и состав нефти, газа и воды
- •2 Конструкция скважин и их забоев, способы освоения скважин
- •2.1 Типовые конструкции скважин и их забоев
- •2.2 Перфорация обсадных колонн и принцип действия применяемых перфораторов
- •2.3 Меры безопасности при вскрытии и освоении скважины
- •3 Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин
- •3.1 Фонтанная эксплуатация скважин
- •3.2 Газлифтная эксплуатация скважин
- •4 Эксплуатация скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (шсну)
- •5 Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (уэцн)
- •6 Эксплуатация скважин малораспространенными насосными установками
- •6.1 Возвратно-поступательные насосы
- •6.2 Погружные винтовые насосы (уэвн)
- •6.3 Погружные диафрагменные насосы (уэдн)
- •7 Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов
- •8 Способы воздействия на призабойную зону скважин
- •8.1 Гидроразрыв пласта
- •8.2 Соляно-кислотные обработки призабойной зоны скважин
- •8.3 Термогазохимическое воздействие на призабойную зону (тгхв)
- •9 Подземный текущий и капитальный ремонт скважин
- •10 Организационная структура нгду
- •10.1 Функции цехов основного и вспомогательного производств
8.2 Соляно-кислотные обработки призабойной зоны скважин
Соляно-кислотные обработки ПЗП – одно из эффективных мероприятий, направленных на увеличение проницаемости. Технология их проведения заключается в следующем (рисунок 16). После подъема подземного оборудования эксплуатационную колонну шаблонируют и промывают забой скважины методом обратной промывки. После этого трубы с шаблоном поднимают и в скважину на НКТ спускают пакер, после чего скважину промывают водой повторно. Пакер устанавливают на 10-20 м выше верхних отверстии интервала перфорации, ниже пакера спускают "хвост" из НКТ таким образом, чтобы концы труб находились на уровне нижних отверстий интервала перфорации. Пакер спрессовывается на полукратное давление, ожидаемое при закачке кислоты.
Солянокислотный раствор представляет собой смесь соляной кислоты с пресной водой плотностью 1190 кг/м и концентрацией 12%. Раствор закачивают в скважину насосными агрегатами через НКТ при открытом затрубном пространстве и продавливают в пласт водой в объеме НКТ. Скважину закрывают на 16 часов для реагирования. Объем закачиваемой кислоты берется из расчета 2 м3 на 1 м толщины пласта. После реагирования кислоты пакер разгерметизируют и скважину промывают водой с целью удаления продуктов реакции.
8.3 Термогазохимическое воздействие на призабойную зону (тгхв)
Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины (ТГХВ) заключается в сжигании на забое скважины порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время его сгорания регулируется и может длиться от нескольких минут до долей секунды. В соответствии с этим изменяется и газоприток, т.е. скорость выделения газа при сгорании пороха, что определяет давление и температуру в зоне горения. Кроме того, интенсивность процесса регулируется и количеством сжигаемого заряда, которое может изменяться от 20 до 500 кг. При сгорании порохового заряда специального состава и образовании газов происходит быстрое нарастание давления и температуры в зоне горения. При быстром его сгорании давление на забое достигает 30—100 МПа, так как столб жидкости в скважине играет роль уплотнительного поршня, который не успевает быстро сдвинуться с места благодаря своей инерции. При таком быстром процессе горения (доли секунды) осуществляется механическое воздействие на пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и к расширению существующих. Такое воздействие аналогично гидроразрыву пласта, но без закрепления образовавшихся трещин наполнителем. При медленном горении пороховых газов на забое скважины создаётся высокая температура (до 350 °С), так как на фронте горения заряда она достигает 3500 °С. В результате происходит прогрев призабойной зоны скважины. Нагретые пороховые газы приникают по порам и трещинам в глубь пласта, расплавляют смолы, асфальтены и парафины, выпавшие в призабойной зоне в процессе эксплуатации скважины. Такое воздействие аналогично термическому воздействию на пласт. При горении заряда образуется большое количество газообразных продуктов горения, состоящих главным образом из углекислого газа, который, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость и поверхностное натяжение на границе с водой и породой. Это способствует повышению продуктивности скважины.
Для ТГХВ разработаны специальные аппараты, спускаемы на бронированном кабеле в скважину. Эти аппараты получили название аккумуляторов давления скважинных (АДС-5, АДС-6). Иногда их называют пороховыми генераторами давления (ПГД). Аккумуляторы давления инициируются электрическими воспламенителями, которые в отличие от пороховых шашек имеют проволочную спираль, нагреваемую электрическим током.
Аппарат АДС-5 предназначен преимущественно для прогрева пласта, а аппарат АДС 6 для гидроразрыва пласта. И принципиальное отличие состоит в различной величине поверхности горения порохового заряда. Выбор соответствующей модели АДС и количества сгорающих элементов зависит от геолого-технических характеристик скважины и схемы обработки в каждом конкретном случае.
Операция по термогазохимическому воздействию на забой скважины очень проста. На её осуществление затрачивают 2-3 ч. времени. Это один из эффективных способов воздействия на ПЗП для интенсификации прибоя.