Методы воздействия на призабойную зону пласта

Министерство образования Республики Беларусь

Учреждение образования

Гомельский государственный университет

Им. Франциска Скорины

Реферат

По дисциплине

«Скважинная добыча нефти и газа»

Вариант 15

 

Выполнил:                                                Проверил:

студент гр. РЭНГМ-19 Кривёнок А.Г.    к.г.н. доцент Павловский А.И.

 

Гомель 2020

 

 

Содержание

1. Введение

2. Методы воздействия на призабойную зону

3. Выбор скважин для воздействия на призабойную зону и продуктивные пласты

 Список литературы.

 

    

 

 1. Введение

 

  Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых час т смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЭС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия – соляно-кислотная обработка пород ПЗС.

Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.

Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т.д.

Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах осуществляют бригады по текущему и капитальному ремонту скважин.

 

Методы воздействия на призабойную зону пласта.

Призабойная зона скважин (ПЗС)-наиболее уязвимое место системы пласт—скважина. Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит дебит скважин. Эта зона подвергается интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые в ряде случаев значительно ухудшают фильтрационные свойства пород. Дебиты скважин со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина,смолистых веществ и минеральных солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны предложены различные методы воздействия на них с целью повышения дебитов скважин.
Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и газовых залежей. Различия могут быть лишь в некоторых деталях технологии осуществления процессов воздействия, вытекающих из специфики строения исвойств пластов газовых и газоконденсатных месторождений и различия условий в скважинах нефтяных и газовых залежей. В основе всех методов воздействия на призабойную зону скважин лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми средствами.
К химическим методам относятся различные виды кислотных обработок. Механическое воздействиеосуществляется для формирования в породах трещин и каналов высокой проницаемости путем гидравлического разрыва пластов и с помощью им-пульсно-ударного воздействия и взрывов. Тепловые обработки применяют для удаления из поровых каналов отложений парафина и смол. Кислотная обработка пласт,Гидравлический разрыв пластов, Гидропескоструйная перфорация, Теплофизические методы воздействия,
 Импульсно-ударное и вибрационное воздействие.

 

3. Выбор скважин воздействия на призабойную зону и продуктивные пласты.

  Большое практическое значение при выборе скважины и обоснования технологии воздействия на призабойную зону и продуктивные пласты в целом конкретной скважины имеют результаты анализа причин и механизма ухудшения состояния призабойной зоны в процессе вскрытия продуктивного пласта, заканчивания скважины, ее освоения и последующей эксплуатации.[3]

   К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин относятся:

для добывающих скважин

проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) в процессе подземного ремонта или жидкости промывки, проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках, набухание частиц глинистого цемента терригенных коллекторов при насыщении их пресной водой, образование водонефтяной эмульсии, выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий,

проникновение в призабойную зону механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении скважин;

для нагнетательных скважин

набухание глинистых пород при контакте с закачиваемой пресной водой, а также с растворами определенных химических реагентов, смена при закачке минерализованной воды на пресную, кольматация призабойной зоны твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных работ, повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода в нагнетательные работали как добывающие.

В процессе анализа материалов по объекту разработки определяется порядок и методика применения технологии, которые зависят от ожидаемого результата. Это связано с большим разнообразием геолого-физических условий залегания нефти, взаимовлиянием скважин, профилем фильтрации жидкости.

   Выбор скважин для обработки в большей степени определяется величиной остаточной нефтенасыщенности, близостью остаточных запасов нефти к забою добывающей скважины.

Перед началом работ строится модель корреляции скважин по вертикальному разрезу и определяются реагирующие скважины на расстоянии друг от друга от 250 до 1 500 метров, в зависимости от геологической структуры коллектора, которые должны откликнуться положительным дебитом наряду с обрабатываемой. При подготовке скважин к обработке проводятся запись ГК и метки МЛМ с отбивкой текущего забоя по скважине для выделения интервалов перфорации. На каротажном кабеле устанавливаются необходимые метки, соответствующие глубине помеченных интервалов обработки. Одновременно проводится ГИС в районе рабочих интервалов.

   Количество инициируемых импульсов вне зависимости от назначения скважины рассчитывается по специальной методике с учетом геологических условий и причин поражения скважины.

   После завершения обработки скважины вновь проводятся ГИС, которые свидетельствуют об изменении условий в районе перфорации. В случае необходимости осуществляется очистка забоя с помощью желонки.

Как правило, обработанные скважины через 3-10 дней после запуска выходят на режим эксплуатации с повышенным дебитом, при этом их обводненность значительно снижается. Выбранные реагирующие скважины выходят на повышенный дебит практически на следующий день после завершения работ на обработанной, при этом их обводненность также снижается и зачастую увеличение на них дебита происходит большее, чем на обработанной скважине.

 

 

Список литературы

 

1. Амиров А.Д., Карапетов К.А. «Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин» М. Недра, 1979 г.

2. Байков Н.М. «Лабораторный контроль при добыче нефти и газа» М. Недра, 1983 г.

3. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. «Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов» Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11.

4. Бухаленко Е.И. «Справочник по нефтепромысловому оборудованию» М. Недра, 1983 г.

5. Викторин В.Д., Лычков Н.П. «Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам» М. Недра, 1980 г.

6. Гиматудинов Ш.К. «Справочная книга по добыче нефти» М. Недра, 1980 г.

7. Зарипов С.З. «Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте» Обзорная информация, серия «Техника и технология добычи нефти» ВНИИОЭНГ 1981 г. Выпуск 2.

8. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. «Увеличение продуктивности и приемистости скважин» М. Недра, 1985 г.

9. Кудинов В.И., Сучков Б.М., «Интенсификация текущей добычи нефти» «Нефтяное хозяйство 1990 г., №7.

10. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. «Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии» Казань Таткнигоиздат 1989 г.

11. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. «Регламент по технологии глушения скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта» Татнефть, 1998 г.

12. Сучков Б.М. «Причины снижения производительности скважин» Нефтяное хозяйство, 1988 г., №5.