32.Методы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов: гидроразрыв и солянокислотная обработка. Коля

33.Ликвидация скважин.

В ликвидируемых скважинах в определенном порядке должны быть установлены цементные мосты и надлежащим образом оборудовано устье скважины. Основой ликвидации является заполнение ствола скважины землей или жидкостью плотностью, позволяющей создать на забое давление на 15 % более пластового (при отсутствии поглощения). Места расположения цементных мостов высотой 50—100 м определяются в зависимости от причин ликвидации скважины и отражаются в соответствующих инструкциях.

При ликвидации скважин, в которых вскрыты нефтегазово-допроявляющие пласты не разрешается демонтировать колонные головки. При этом заглушки должны быть рассчитаны на давление опрессовки колонны.

После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба организации-исполнителя обязана составить справку, в которой должны быть отражены фактическое положение цементных мостов и результаты их испытаний, параметры жидкости в стволе, оборудование устья скважины, наличие и состав незамерзающей жидкости в приустьевой части ствола скважины (где это необходимо).

Ликвидация СКВ – полное прекращение всех работ в сКВ

Пользователь предоставляет все материалы на СКВ с начала разработки и до ее окончания.

Причины ликвидации скважин

1. СКВ выполнила свое назначение

• вполнены задачи, предусмотренные проектом

• достигшие нижних пределов дебитов, предусмотренных проектом, обводненные пластовой водой и не имеют объектов возврата. Невозможно использовать в другом ключе

• СКВ, пробуренные для опытных и опытно-технолог работ

• СКВ, переведенные из добывающих в контрольные, необходимость использования которых пропадает

2. геологич причины(ответственность несет главный геолог)

• СКВ, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных условиях(нет коллектора)

• Прекращение бурения из-за нецелесообразности ведения дальнейших работ

• СКВ, не доведенные до проектной глубины и не вскрывшие продуктивный горизонт из-за несоотв проекта геол строению

3. технич причины(ответственность несет главный инженер)

• СКВ с открытыми фонтанами и пожарами(не поддающиеся исправлению)

• СКВ, которые нельзя изолировать от притока пластовых вод

• Негерметичность экспл колонны в результате коррозионного воздействия

• Стихийные бедствия

• Смятие, поломка колонны

4. технологич, экологич и др

• несоответствие коррозионных и прочностных характеристик

• невозможность дальнейшего использования теплового и газового методов интенсификации(???????)

• в сан зонах, природноохранных зонах

• консервация более 10 лет

• банкротство, окончание лицензии

при ликвидации закачивается глинистый раствор под давлением, на 15% большим пластового, ставится цементный мост но 100-150 м от устья

34.Консервация скважин.

КОНСЕРВАЦИЯ— герметизация устья скважины на определенный период времени с целью сохранения её ствола в процессе бурения либо после окончания бурения. Консервация скважин проводится на непродолжительный срок (несколько месяцев) в процессе бурения при появлении в разрезе осложняющих горно-геологических условий, при кустовом бурении до окончания сооружения всех скважин в кусте, при освоении месторождений до обустройства промысла либо на длительные сроки — после отработки месторождения.

Консервация скважин подготовленных к эксплуатации, заключается в установлении полного комплекта устьевой арматуры, после чего для пуска скважины необходимо лишь присоединить её напорную линию к нефте- или газопроводу. Для сохранения пробурённого ствола отдельные интервалы скважины, сложенные неустойчивыми породами, на период консервации закрепляют цементным раствором (цементными мостами) или другими вяжущими материалами (например, смолами). При возобновлении работ в скважине эти интервалы разбуривают. При консервации скважин на продолжительный период времени устьевая арматура скважины покрывается антикоррозионным покрытием.

Может проводиться на любом этапе жизни скважины

Сезонные прекращения работ не являются консервацией.

Причины консервации

1. во время строительства

• разрушение подъездных путей

• экономические причины

• несоответствие геол-тех условий проектным

2. в процессе эксплуатации

• если пластовое давл достигает давл насыщ

• прорыв газа из газовой шапки к забою СКВ

• снижение дебита до предусмотренного проектом

• прорыв пластовых вод на забой

• экономическая неэффективность эксплуатации

• по требованию надзирающих органов

проводимые работы по консервации СКВ

1. установка цементных мостов, перекрывающих зону перфорации. Ставятся на 25 м выше кровли продуктивного пласта

2. заполнение ствола СКВ глинистым раствором с антикоррозионными ингибиторами

3. нагрузка раствором должна быть на 10-15% больше пластового давления

проверки законсервированных СКВ проводятся минимум 2 раза в год

консервация и пасконсервация проводится по акту Госгортехнадзора

35.Методы повышения нефтеотдачи пласта.

По лекциям.

Существует 4ре группы методов:

1. Гидромеханическая

2. Физикохимические

3. Термические

4. Комбинированные

Гидродинамические методы-воздействи на коллектор, повыш-е его проницаемости.

Основные методы:

1. Гидроразрыв пласта(ГРП)

2. Гидропескоструйный обработкая забоя и ис.

3. Имплульсно-ударный

4. Декомприссионная обработка

5. Повторная перфорация

6. Виброакустическое воздействие

1. Гидроразрыв-закачивают жидкость с повышенным удельным весом, которая несет в себе пропандер-стальные шарики-крупнозернист. цв.песок. при поступлении в продуктивный пласт она разрывает егоЮ создавая дополнительные трещины. Получаем проницаемые зоны.

Он оказывает воздействие не только на при-забойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи. При ГРП создается си­стема глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дрениру­емая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эф­фекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности – 85%.

Опасность:можно разорвать эксплуатационную колонну.(пласт, цемент)

2. Гидропескоструйный-продуктивный пласт обрабатывается струей воды с песком с образованием дополнительных трещин . Используется для песчаных коллекторов.

3. Импульсно-ударный-производится небольшой взрыв на уровне продуктивного горизонта. За счет ударной волны появляется:

• Высокочастотные создают трещины

• Низкочастотные идут по пласту

Диапазон распространения-1е сотни м.

4)Циклическое заводнение-хорош на крупных месторождениях. Изменяем направл-е фильтрации из стороны в сторону.

5) Декомпнриссионная обработка-осушение скважины за счет быстрой откачки.

6) Повторная перфорация.

7) Виброакустическое воздействие-частотное воздействие на продуктивный пласт.

Высокочастотное 10-15 к ГЦ воздействие на призабойную часть

Частотные- 0,5-1,5 к Гц до 100 м проникновения

Низкочастные 30-50 Гц воздействует на весь горизонт

Физико-химические методы

1. Кислотная обработка

2. Щелочная обработка

3. Использование гелеобразующих составов

4. Использование ПАВ

5. Использование мицеллярных р-ров

6. Использование газов

1)Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов

Солянокислотная обработка. Используется техническая HCL.

Марки А- HCL>/=35%, Б-HCl>=31,8% p_HCL=1,15 кг/cм³ . Вязкость 2 м Па/сек, t раств 58 градусов.

В HCL добавляют ингибиторы-в-ва, замедляющие коррозию. Требования к ингиб-м:снижают скорость коррозии в 25-50 раз, хорошо растворяются в растворе, не оказывают влияние на подвижность р-ра, недорогие. Также используют уксусную кислоту -С₂H₅COOH, для терригенных плавиковая -HF.

2) Щелочная обработка-при выпадании щелочи с пластовым флюидом образуется водонефтяная эмульсия и малорастворимый осадок.

Хорошо используется при работе с высоковязкими нефтями(вязкость 30-50%).Также в неоднородных по проницаемости пластах.

Основные реагенты NaOH (каустическая сода).

Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи. При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязко­стью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелоч­ное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.

3. Гелеобразные составы

Способствуют увеличению гелеотдачи, огранич приток.

Гелеобразный раствор формирующийся в пределах пласта, в повышенных температурах.

• Повышается температура-повышается вязкость

• Понимажается температура-понижается вязкость

Температурный диапазон 45-95 градусов.

4)ПАВ- Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Тепловые методы:

• паротепловое воздействие на пласт; • внутрипластовое горение; • вытеснение нефти горячей водой; • пароциклические обработки скважин.

Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготов­ленными технологически и технически, являются тепловые, когда в продуктивный пласт вво­дится тепло. При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается. Среди теп­ловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления:

-   закачка в пласты пара и нагретой воды;

-   внутрипластовое горение.

Тепловые методы целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с.

Комбинированные методы

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.