Методом закачки газа в газовую шапку искусственно создается газонапорный режим работы залежи

Способы эксплуатации скважин.

В зависимости от величины пластового давления, глубины залегания пласта, физических свойств нефти, содержания в ней воды и газа, проницаемости пород пласта и.т.д. нефтяные скважины эксплуатируются различными способами.

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

· фонтанная, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

· газлифтная, когда нефть извлекается с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

· насосная – извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т.е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить за счет энергии гидростатического напора, за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти.

Фонтанирование только за счет гидростатического давления пласта – явление довольно редкое в практике эксплуатации нефтяных скважин. В большинстве случаев главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте.

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является как бы продолжением фонтанного способа добычи с той разницей, что при фонтанировании источником энергии служит газ, поступающий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности.

Разновидности газлифтной эксплуатации скважин:

1. Компрессорный (закачка газа компрессором высокого давления в поток добываемой продукции).

2. Безкомпрессорный (использование газа газовых скважин или магистрального газопровода).

3. Внутрискважинный (использование газа из пластов, расположенных выше или ниже эксплуатируемого нефтяного).

В зависимости от того, какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент – природный газ) и эрлифт (рабочий агент – воздух).

Существует две системы подачи газа в газлифтную скважину (прямая и обратная закачка газа):

1) кольцевая система – подача газа осуществляется в затрубное пространство, подъём газожидкостной смеси осуществляется по колонне НКТ;

2) центральная система – подача газа осуществляется в НКТ, подъём газожидкостной смеси осуществляется по затрубному пространству.

Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена высоким газосодержанием или температурой жидкости, наличием песка, отложениями парафина и солей, а также в кустовых и наклонно-направленных скважинах.

В настоящее время разработка нефтяных месторождений России ведется с поддержанием пластового давления (хотя это и не всегда целесообразно), а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном, насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газлифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельфовых месторождений.

В мировой практике нефтедобычи получили распространение следующие глубиннонасосные установки:

1. Скважинные штанговые насосные установки (СШНУ).

2. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН).

3. Установки гидравлических поршневых насосов (УГПН).

4. Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН).

5. Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН).

6. Установки со струйными насосами (УСН).

Не все из перечисленных глубиннонасосных установок играют одинаковую роль в добыче нефти.

В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи — УЭЦН. Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН — для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.

Искусственные методы, повышающие проницаемость 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.

Загрязнение коллектора происходит в процессе первичного вскрытия (разбуривание), крепления скважины, при вторичном вскрытии (перфорация), а также в процессе эксплуатации скважин.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны, которые обеспечивают дополнительный приток в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит, а также позволяют сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа.

Механические методы воздействия на призабойную зону:

· гидравлический разрыв пласта (ГРП)

· гидропескоструйная перфорация (ГПП)

· торпедирование скважин

ГРП производится путем закачки в него (пласт) 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. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1-4 мм. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха – проппант (раскрепляющий агент, не позволяющий трещине сомкнуться после снятия давления).

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости с проппантом; закачки жидкости для продавливания проппанта в трещины.

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2…3 раза.

ГПП – 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). Жидкость с песком направляется в насадкам перфоратора по колонне НКТ с помощью насосов, установленных у скважины.

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.

Химические методы воздействия на призабойную зону:

· обработки кислотами

· обработки ПАВ

· обработки химреагентами и органическими растворителями

Кислотные обработки осуществляются соляной (НСl), плавиковой (HF), уксусной (CH₃COOH), серной (H₂SO₄) и угольной кислотами.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их.

Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10-15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25-28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки.

Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12-16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 С и 2-3 ч при забойных температурах 100-150 С.

Также применяют термокислотную обработку скважин на нефтяных месторождениях с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

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 поровом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

С помощью химреагентов и органических растворителей (газовый конденсат, газовый бензин, толуол и др.) удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

Физические методы воздействия на призабойную зону:

· тепловые обработки

· вибровоздействия

Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых 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.

Дата добавления: 2013-12-13