- •Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» отчёт
- •Содержание
- •Введение
- •1. Сведения о месторождении(площади)
- •2. Строение эксплуатационного объекта
- •3. Литолого-физическая характеристика коллекторов
- •4.Физико-химические свойства жидкостей и газов
- •5. Эксплуатация скважин насосными установкам
- •6.Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин
- •7. Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин
- •9.Характеристика исследований на фонде механизированных скважин
- •11. Система ппд. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод, используемых для закачки в пласт
- •12. Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных скважин
- •Список литературы
7. Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин
Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является КРСили, как расшифровывается эта аббревиатура,капитальный ремонт скважин. В список работ, которые подразумеваеткапитальный ремонт скважин, входит проведение ремонтно-изоляционных работ, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин, приобщение пластов и перевод на другие горизонты. Тщательно соблюдаемаятехнология капитального ремонта скважинпозволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. ТакжеКРСвключает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию и расконсервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.
К капитальным ремонтам и приравненным к ним работам по повышению нефтеотдачи пластов относятся:
- ремонтно-изоляционные (шифр КР-1);
- устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР-2);
- устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР-3);
- переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4);
- внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей (КР-5).
Шифром КР-6 обозначается комплекс подземных работ, связанных с бурением,
- КР-7 – с обработкой призабойной зоны;
- КР-8 – исследование скважин;
далее идет перевод скважин на использование по другому назначению (КР-9),
- ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КР-10)
и, наконец, консервация и расконцервация скважин (КР-11).
Завершают классификатор прочие виды работ, обозначаемые как КР-12.
К ремонтно-изоляционным (КР-1) относятся следующие виды работ и, соответственно, технико-технологические требования к сдаче: отключение отдельных обводненных интервалов пласта, цель которого – выполнив запланированный объем работ, снизить обводненность продукции; отключение отдельных пластов, предусматривающее после сдачи отсутствие приемистости или притока в отключенном пласте либо из отключенного пласта.
В этот раздел входит также исправление негерметичности цементного кольца, что должно служить снижению обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита скважины. Правда, подтвердить, что эта цель достигнута, придется промыслово-геофизическими исследованиями.
Ими же подтверждается и отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности, достигнутое в ходе наращивания цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонками и кондуктором.
Результаты следующих трех видов работ подтверждаются лишь при гидроиспытаниях. Негерметичность эксплуатационной колонны возможно устранить тампонированием, установкой пластыря и спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра. Напомним, что эти виды работ шифруются кодом КР-2.
Прохождением шаблона до необходимой глубины, а также герметичностью колонны в интервале работ фрезером характеризуется выполнение заданий по извлечению оборудования из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации; очистке забоя ствола скважины от металлических предметов; прочих работ по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации, а также ликвидации аварий, случившихся во время ремонта скважин.
Шифр КР-4 обозначает работы, направленные на увеличение дебита скважин. К ним относятся переход на другие горизонты и приобщение пластов.
Герметичность пакера, увеличение дебита нефти и увеличение или сокращение объемов закачки воды достигаются за счет работ под шифром КР-5. К ним относятся внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, а также пакеров- отсекателей. Зарезка двух стволов скважин, бурение цементного стакана, бурение и оборудование шифров и артезианских скважин также служат повышению производительности. Контроль здесь может заключаться лишь в том, чтобы был выполнен весь необходимый объем работ (шифр-КР-6).
Увеличения продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин можно добиться с помощью т.н. обработки призабойной зоны. Имеются в виду кислотная, виброобработка, термообработка, промывка растворителями, промывка растворителем ПАВ, обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и так далее).
В этом комплексе немаловажную роль играют гидроразрыв пласта, проведение ГПП, а также дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов и прочие виды обработки призабойной зоны.
В классификаторе все они идут под шифром КР-7.
К капитальному ремонту скважин относят специалисты и их исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза, а также оценку технического состояния. Эти виды работ подразумевают выполнение запланированного комплекса исследования в заданном режиме (скажем, приток, закачка, выдерживание скважины в покое), либо выполнение запланированного объема работ и выдачу заключения.
Достижению приемистости, оговоренной в плане служит освоение скважин под нагнетательные и получению дополнительного притока – перевод скважин под отбор технической воды. Эти работы обозначаются шифром КР-9.
Обеспеспечение или восстановление приемистости обеспечивает комплекс работ по оснащению паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием, а также промывка песчаных пробок в таких скважинах.(шифр-КР-10).
К комплексу работ по обработке призабойной зоны относится еще и комплекс подвида работ по повышению нефтеотдачи пластов. Они обозначаются общим шифром ПНП-1 и предусматривают создание оторочек растворителя, раствора ПАВ, растворов полимеров, кислот, щелочей, горячей воды, пара, газожидкостных смесей, активного ила, газа, парогазовых смесей, мицеплярного раствора и других реагентов.
Сюда же относится инициирование и регулирование внутрепластового горения. Технико-технологические требования к сдаче скважин – это выполнение запланированного объема работ. Напомним только, что цель любой операции входящей в этот комплекс – это увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин.
8. Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации. Методы воздействия на прискважинную часть пласта
В процессе эксплуатации нефтяных скважин приток нефти из пласта может снизиться по следующим причинам:
— вода или фильтрат глинистого раствора, проникая в ПЗП, оттесняют нефть от забоя скважины и изменяют поверхностное натяжение на границе "порода-нефть-вода" и связанные с ними величины капиллярных сил;
— вода или раствор, попадая в нефтяной пласт, образуют на границе "вода-нефть" твердые асфальтосмолистые пленки, которые ведут к образованию в поровом пространстве призабойной зоны стойких эмульсий типа "вода в нефти", закупоривающих поровое пространство пород.
В плотных слабопроницаемых коллекторах приток жидкости и газа к скважинам часто очень мал, несмотря на большую депрессию давления. Нагнетательные скважины в таких коллекторах слабо поглощают воду даже при повышенных давлениях, что существенно затрудняет процесс их освоения и эксплуатации. В таких скважинах для облегчения притока или поглощения жидкости прибегают к искусственному воздействию на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Проницаемость пород призабойной зоны улучшают искусственным увеличением числа и размера дренажных каналов, повышением трещиноватости пород, а также удалением смоли парафина, осевших на стенках поровых каналов.
Проницаемость призабойной зоны практически можно увеличить:
1) путем создания искусственных каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте соляно кислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой норового пространства от илистых и смолистых материалов;
2) путем создания искусственных или расширения естественных трещин в
породах гидравлическим разрывом пласта или взрывами торпед на забое.
Удалить парафин и смолы, осевшие на стенках поровых каналов, а также снизить вязкость нефти можно методами термохимической обработки скважин и теплового воздействия на призабойную зону.
Для улучшения притока нефти и газа применяют также комбинации упомянутых методов (например, торпедирование с соляно-кислотной и термокислотной обработкой, разрыв пласта соляной кислотой и т. д.).
Хороший результат получен при взрывной очистке засорившихся фильтров забоев нефтяных скважин при помощи специальных шнурковых торпед (ТДШ-50). Ударные волны, возникающие при взрыве торпеды, разрушают осадки,
закрывшие отверстия фильтра (глинистые частицы, парафин, продукты коррозии и т. д.).
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями и причинами, вызвавшими уменьшение притока. Соляно кислотные обработки дают хороший результат в слабопроницаемых карбонатных породах. их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. В песчаниках наилучшие результаты дает обработка их смесью соляной и плавиковой кислот (так называемой грязевой кислотой).
Торпедирование скважин и гидравлический разрыв применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами и имеющих малую проницаемость и достаточно высокое пластовое давление.
Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны. По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д. для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.
К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин.
Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.
Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2...3 раза.
Гидропескоструйная перфорация - это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50...200 г/л закачивается в скважину с: расходом 3...4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет
200-260 м/с, а перепад давления -18...22МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с.
Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамиты) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.
К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.
Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НСI8...15 %-ной концентрации, растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции
СаСО3 + 2НСl = СаСl2 + Н2О + СО2
CaМg (СО3)2 + 4HCl = СаСl2 + MgC12 + 2Н2О + 2СО2
Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС12 и хлористый магний MgC12 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.
Плавиковая кислота НF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.
Уксусная кислота СН3СООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fе(ОН)3.
При закачке в скважину концентрированной серной кислоты H2SО4 положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смешения с водой, снижается вязкость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины. Во-вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.
Концентрированная серная кислота предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальция CaS04 ухудшающий проницаемость призабойной зоны.
Концентрированная (98%) серная кислота не разрушает металла. Коррозия начинается только при ее разбавлении водой.
Угольная кислота применяется для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолистые отложения.
Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины.
Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в норовом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе, не смачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.
С помощью химреагентов и органических растворителей (СНПX-7,-1, СНПX-7,-2, газовый конденсат, газовый бензин, толуол и др.) удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.
К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.
Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистыx 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 в пористой 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.