|
Борьба с выносом
проппанта
Серьезную проблему
представляет собой вынос проппанта в скважину после проведения ГРП. Это явление
может иметь место во время первичной очистки или иногда после полного освоения
скважины. Результатом выноса проппанта может быть удорожание ремонтных
операций, увеличение времени на их проведение, а также проблемы безопасности. В
низко дебитных скважинах проппант может осаждаться в обсадной колонне, что
требует периодических промывок. Результатом может быть потеря приствольной
проводимости с полным прекращением добычи в случае полного перекрытия
продуктивной зоны. Удаление вынесенного проппанта может быть связано со
значительными затратами. Исследования в конце ХХ века помогли выявить механизм,
лежащий в основе утраты прочности проппантной набивки, и найти не столько
химическое, сколько физическое решение проблемы. Это нововведение, получившее
название PropNET, использует волокна для удержания
проппанта на места. Этот материал, закачиваемый одновременно с проппантом в
составе рабочей жидкости, образует сетку, которая стабилизирует
проппантно-волоконную набивку, обеспечивая высокие дебиты по нефти и по газу. Эта
технология основана на принципе волоконного, нашедшем широкое
промышленно-комерческое применение как метода укрепления. Например, натуральные
и синтетические волокна используются для предохранения плотин и других бетонных
и земляных сооружений от эрозии. В основу этих разработок легла присущая
волокнам способность стабилизировать высокопористые, содержащие микрочастицы
материалы.
Лабораторные опыты
показывают, что способность набивки к сопротивлению выноса проппанта зависит от
концентрации волокна. Устойчивость растет с увеличением содержания волокна,
пока кривая не выходит на плато. В то время как лабораторные опыты показывают,
что 1,5% волокон по весу снизит проницаемость до 30% по сравнению набивки без
волокна, промысловые результаты дают меньшее снижение.
Виброобработка
призабойной зоны скважины
Виброобработка – процесс воздействия на призабойную
зону пласта с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих
колебания давления различной частоты и амплитуды. Этот процесс отличается от
ГРП тем, что к спущенным в скважину НКТ присоединяют вибратор – генератор
колебаний давления.
Вибратор – гидравлический механизм, состоит из
двух цилиндров с короткими вертикальными прорезями. Наружный цилиндр может
вращаться вокруг вертикальной оси. Истечение жидкости из него происходит под
углом, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий цилиндр во
вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при
несовпадении – мгновенно останавливается. При этом возникают большие перепады
давления, воздействующие на поверхностные свойства жидкостей и пород и
вызывающие в них разрывы и микротрещины.
Вибровоздействие наиболее
эффективно проводить в скважинах:
Ø
С проницаемостью
призабойной зоны ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от
скважины зон пласта.
Ø
С ухудшенными
коллекторскими свойствами призабойной зоны в процессе бурения или ремонтных
работ.
Ø
С низкой
проницаемостью пород, но с высокими пластовым давлением.
Эффективные результаты от
вибровоздействия получают в скважинах, в которых пластовые давления близки к
гидростатическому. В этом случае при вскрытии фильтра промывка скважины
протекает с восстановлением циркуляции. При этом давление в трубах колеблется в
пределах 10 – 22 мПа, затрубное 8,0 – 15 мПа, а приемистость оказывается 8 – 10
л/с, что вполне достаточно для создания сильных импульсов.
Хорошие результаты от
виброобработки получают в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому
снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнением
посторонними водами. В таких случаях в результате виброобработки удается
восстановить первоначальный дебит скважины.
До виброобработки
скважину исследуют с целью выявления состояния призабойной зоны, параметров
пласта и скважины.
До начала работ проводят
следующее:
Ø Определяют глубину спуска вибратора и
диаметр НКТ;
Ø Рассчитывают объем рабочей и продавочной
жидкостей (нефти и воды) и ожидаемых давлений;
Ø Определяют нужное количество
агрегатов и их типы, разрабатывают схему их расстановки;
Ø Намечают последовательность операции
и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.
В качестве рабочей жидкости
применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жидкостей из
расчета 2 – 3м3 на 1м толщины пласта.
Тепловая обработка
призабойной зоны скважины
Тепловое воздействие на
разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение
характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в пластовых
условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов. Оно
предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом
пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти.
Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как
повышается температура нефти и снижается ее вязкость; так же уменьшается
количество парафина, отлагающегося на стенках НКТ и в выкидных линиях.
Обработка паром и
горячей водой. При
этом способе теплоноситель – пар получают от стационарных котельных и
передвижных котельных установок (ППУ). Устье оборудуют фонтанной запорной
арматурой АП 60-150, лубрикатором ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС. Для
разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт
предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость
в спуске дополнительной изолирующей колонны.
Электротепловая
обработка. Этот
способ проще и дешевле чем предыдущий, однако электропрогревом, вследствие
малой теплопроводности горных пород, неудается прогреть значительную зону (в
радиусе до 1м).
Для электротепловой
обработки призабойной зоны применяют самоходную установку СУЭПС – 1200. Состоит
из трех электронагревателем с кабель-тросом, самоходного каротажного подъемного
агрегата СКП с лебедкой и трех прицепов. На каждом прицепе монтируют станцию
управления и автотрансформатор.
Электронагреватель
поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом. В результате
прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти
насосным способом. Температура на забое стабилизируется через 3 – 5сут
непрерывного прогрева и нагретая зона распространяется примерно на 20 – 50м
вверх и на 10 – 20м вниз от места установки нагревателя. Эффект прогрева
действует 3 – 4мес.
Обработка призабойной
зоны скважин поверхностно-активными веществами
Поверхностно – активные
вещества (ПАВ) – вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и
твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ. Их
используют для обработки призабойной зоны с целью:
Ø
Ускорения
освоения нефтяных и газовых скважин;
Ø
Предотвращения
отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных
работах;
Ø
Повышения
производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин;
Ø
Повышения
эффективности СКО;
Ø
Изоляции притоков
пластовых вод.
Вследствие снижения
поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде
нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из
пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем
крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть –
вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной
зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых
каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом
нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них
пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в
мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из
призабойной зоны в скважину.
В промышленности наиболее
распространены следующие ПАВ:
Ø
Моющие средства
«Новость», «Прогресс» и другие относящиеся к алкивсульфатам;
Ø
Моющий препарат
сульфонат – смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками,
содержащими 12 – 18 атомов углерода;
Ø
Сульфанол НП-3,
ДС-РАС (детергент советский – рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и
Б, относящиеся к алкиларисульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают
моющими и пенообразующими свойствами;
Ø
Нейтрализованный
черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот,
получаемых при сульфировании керосиногазойлевых дистиллятов серной кислоты с
последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией
щелочью.
Технология обработки
призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки.
В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор
ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве,
чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ. В
качестве растворителя обычно используют нефть.
Радиус зоны обработки
принимают от 0,5 до 2,0м в зависимости от толщины пласта и характеристики его
пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8
до 2м3 на 1м толщины обрабатываемого пласта. Концентрацию рабочего
раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.
После продавки раствора
ПАВ через 2 – 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.
Воздействие давлением пороховых газов
Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем
разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах
(песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и
менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в
коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с
прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а так же
песками и слабосцементированными песчаниками.
Технологический процесс осуществляют с использованием
пороховых генераторов корпусных типа АСГ или герметичных бескорпусных типа ПДГ БК
и негерметичных типа АДС.
Аппараты АСГ 105 К применяют в обсаженных скважинах с
минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 °С и
гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.
Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с
проходным диаметром от 118 до 130 мм при температуре до 200о С и
гидростатическимдавлением до 100 МПа, а типа АДС — до 100о С и 35
МПа, соответственно. Величина минимального гидростатического давления для ПГД
БК составляет 10 МПа, для АДС — 3 МПа.
Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на
бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5
м/с в газожидкостной среде.
При проведении технологического процесса устье скважины
оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных
случаях— лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замер длины кабеля,
привязку по каротажу. Замеряют гидростатическое давление и забойную
температуру. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего
воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают
торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на
расстоянии 1 м.
После спуска генератора на заданную глубину каротажный
кабель закрепляют на устье скважины.
Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля,
выбросу жидкости или по звуковому эффекту.
При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.
При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких
пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх
воздействие на
отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.
Для регистрации максимального давления, создаваемого в
скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около
кабельной головки.
Крепление слабосцементированных пород в ПЗП
Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне
подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.
Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных
геолого-технических условий, применяют следующие технические приспособления и
материалы:
1)установка фильтров;
2)заполнение заколонного
пространства гранулированными материалами или отсортированным песком;
3)термические и термохимические
способы;
4)синтетические полимеры;
5)песчано-смолистые составы;
6)пеноцементы;
Крепление призабойной зоны с использованием вяжущих материалов
осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением заколонного
пространства (каверн) растворами, после отверждения которых образуется
проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки)
ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком.
Подготовительные работы.
· Определяют температуру в зоне
тампонирования.
Ø Определяют содержание
механических примесей в продукции.
Ø Определяют дебит и содержание
воды в продукции.
Ø В зависимости от температуры в
зоне тампонирования выбирают соответствующий материал.
Ø Устанавливают на скважине емкость
с перемешивающим устройством для приготовления и накопления тампонажного
раствора, подъемные средства, цементировочный агрегат ЦА-320 М.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18
| 
