Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 10

10

При тепловой обработке ПЗС иногда используются передвижные паровые установки ППУ для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линиях. ППУ - это прямоточный паровой котел небольшой производительности,

установленный на шасси грузового автомобиля. Производительность такой установки 1 т/ч пара при давлении до 10

МПа. Температура уходящего пара до 310 °С. Вследствие малой производительности для параллельной работы используют до шести ППУ. Это хотя и дает технологический эффект, но в конечном счете экономически не оправдывается.

Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины (ТГХВ) заключается в сжигании на забое скважины порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время его сгорания регулируется н может длиться от нескольких минут до долей секунды. В соответствии с этим изменяется и газоприток, т. е. скорость выделения газа при сгорании пороха, что определяет давление и температуру в зоне горения. Кроме того, интенсивность процесса регулируется и количеством сжигаемого наряда, которое может изменяться от 20 до 500 кг.

При сгорании порохового заряда специального состава и образовании газов происходит быстрое нарастание давления и температуры в зоне горения. При быстром его сгорании давление на забое достигает 30 - 100 МПа, так как столб жидкости в скважине играет роль уплотнительного поршня, который не успевает быстро сдвинуться с места благодаря своей инерции. При таком быстром процессе горения (доли секунды) осуществляется механическое воздействие на пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и к расширению существующих. Такое воздействие аналогично гидроразрыву пласта, но без закрепления образовавшихся трещин наполнителем.

При медленном горении пороховых газов на забое скважины создается высокая температура (до 350 °С), так как на фронте горения заряда она достигает 3500 °С. В результате происходит прогрев призабойной зоны скважины.

Консорциум « Н е д р а »

11

Нагретые пороховые газы проникают по порам и трещинам в глубь пласта, расплавляют смолы, асфальтены и парафины, выпавшие в призабойной зоне в процессе эксплуатации скважины. Такое воздействие аналогично термическому воздействию на пласт.

При горении заряда образуется большое количество газообразных продуктов горения, состоящих главным образом из углекислого газа, который, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость и поверхностное натяжение на границе с водой и породой. Это способствует повышению продуктивности скважины. Для усиления химического воздействия на карбонатные коллекторы пороховой заряд целесообразно сжигать в растворе соляной кислоты, предварительно закачанной в скважину.

Для ТГХВ разработаны специальные аппараты, спускаемые на бронированном кабеле в скважину. Эти аппараты получили название аккумуляторов давления скважинных (АДС-5, АДС-6). Иногда их называют пороховыми генераторами давления (ПГД). Аккумуляторы давления инициируются электрическими воспламенителями, которые в отличие от пороховых шашек имеют проволочную спираль, нагреваемую электрическим током.

В нагнетательных скважинах часто не удается понизить уровень. Тогда происходят переливы с большей или меньшей интенсивностью. В таких случаях на устье устанавливают сальник, через который пропускают кабель, а

боковые отводы арматуры устья оставляют открытыми на случай выброса. Хорошие результаты в пластах с низкой проницаемостью достигнуты при ступенчатой обработке, когда сжигание большого количества пороха опасно.

Ступенчатые обработки производят с постоянным увеличением массы порохового состава н не ранее чем через 2 ч после предыдущей обработки, поскольку из-за повышенной температуры в скважине может произойти преждевременное воспламенение заряда. Известны случаи, когда горящий пороховой снаряд под действием собственного веса и

Консорциум « Н е д р а »

12

реактивных сил, создаваемых струями горячих газов, отрывается от кабеля, падает в зумпф на забой скважины и там догорает, не оказывая должного воздействия на интервал перфорации. Для исключения подобных явлений целесообразно делать непосредственно ниже интервала перфорации искусственный забой намывом песка или созданием цементной пробки.

Давление газов в камере к концу горения достигает 110 МПа. Масса аппарата 160 кг. Корпус аппарата вместе с кабельной головкой выдерживает до 20 операций.

Виброобработка ПЗС для создания на забое скважины с помощью специальных устройств - вибраторов колебаний давления различной частоты и амплитуды в процессе закачки той или иной жидкости в пласт. Процесс отличается от гидравлического разрыва тем, что к спущенным в скважину НКТ привинчивается вибратор - генератор колебаний давления.

Вибратор представляет собой два соосных цилиндра с короткими косыми вертикальными прорезями. Наружный цилиндр - золотник может вращаться вокруг вертикальной оси подобно турбинному колесу. Истечение жидкости из наружного цилиндра - золотника происходит под некоторым углом к касательной цилиндра, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий этот цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении она на мгновение останавливается.

Таким образом, создаются импульсы давления, частота которых может изменяться от числа прорезей в золотнике и скорости его вращения, зависящей в свою очередь от расхода жидкости.

Консорциум « Н е д р а »

13

Операция осуществляется так же, как гидроразрыв пласта при использовании того же оборудования. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной герметизируется пакером с установкой якоря. Через НКТ насосными агрегатами закачивают жидкость.

Разработаны несколько типов вибраторов. В качестве жидкости рекомендуется использовать нефть, раствор НС1,

керосин и смеси этих жидкостей. На одну виброобработку расходуется до 100 м3 жидкости. Расход раствора НС1 или керосина берется из расчета 2 - 3 м3 на 1 м толщины

Имеются основания считать, что колебания давления будут быстро затухать при удалении от золотника, и в пласте они едва ли будут настолько значительны, чтобы вызвать образование трещин в пласте. Приводимые в литературе сведения об эффективности метода вибровоздействия, возможно, объясняются действием кислоты, промывки ПЗС растворителями (керосин, нефть) и удалением, таким образом, отложений парафина и асфальтосмолистых веществ.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы XX века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. Примерно с 1995 г. интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов (РЗМ).

Установлено, что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов,

состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100

г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц,

Консорциум « Н е д р а »

14

поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В

результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси,

а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки, по данным некоторых исследователей, создает газлифтный эффект,

ведущий к некоторому росту дебита скважин.

Магнитные методы обработки используют для предупреждения образования солеотложений в нефтяной промышленности этот способ начал испытываться с 1964 года. Вначале его испытывали на месторождениях Азербайджана. В последующем испытания проводили на промыслах Оренбургской области, Башкирии, Западной Сибири с весьма различными результатами.

В настоящее время против солеотложения используют различные модификации магнитных устройств типа МУПС,

разработанные АзНИПИнефть. Отличительная особенность устройства МУПС заключается в создании многократных последовательных магнитных силовых линий, чередующихся полярностью. Отдельные узлы устройства выполнены цилиндрической формы, они обеспечивают равномерное распределение напряженности магнитного поля в рабочем зазоре и минимальные гидравлические сопротивления при равенстве скорости смеси во всех рабочих зонах.

Под воздействием магнитного поля определенной напряженности и полярности растворенные в воде соли при определенной скорости воды меняют свою структуру. В результате, растворенные в воде соли магния и кальция не осаждаются, а выносятся потоком смеси как мелкодисперсный кристаллический шлам.

Консорциум « Н е д р а »

15

Таким образом, магнитная обработка водонефтяной смеси при достаточно обоснованном выборе параметров

магнитных устройств (МУПС) в режиме их работы способствует уменьшению их отложения.

Задание №2. Обоснование выделенных объектов разработки

Таблица 1.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения 9

Консорциум « Н е д р а »

16

Объекты 1, 2 схожи по глубине, типу коллектора, типу залежи, пористости, нефтенасыщенности, близки по проницаемости, пластовой температуре и пластовому давлению, а также в них попарно содержатся идентичные по составу нефти. Поэтому объект 1 целесообразно разрабатывать совместно с объектом 2.

Объекты 3 и 4 резко отличаются как друг от друга, так и от объектов 1, 2, поэтому их следует разрабатывать отдельно от объектов 1, 2. При этом объект 3 может служить сопутствующим к объекту 4 как близко расположенный и имеющий сходную по составу нефть.

Консорциум « Н е д р а »

17

Рис. 2. Схематическое изображение залежей.

Консорциум « Н е д р а »

18

Ответ на теоретические вопросы к заданию №2.

1.Дайте определение объекта разработки и залежи, в чем их принципиальное отличие?

Под залежами понимаются единичные естественные локальные скопления углеводородов в одном и/или нескольких пластах-коллекторах (горных породах, способных содержать и пропускать жидкую фазу при создании депрессии в области фильтрации) представляющих собой единое гидродинамическое тело, т.е. сообщающихся друг с другом, а также ограниченных по кровле и подошве плотными глинистыми непроницаемыми породами-покрышками.

Объект разработки — в отличии от залежи, это искусственно выделенное (то есть человеком, а не природой) в

пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов),

содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин, то есть объект разрабатывается «своей сеткой скважин».

2.Какие бывают виды объектов разработки, охарактеризуйте их?

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Объекты разработки подразделяют на самостоятельные, т. е. разрабатываемые в данное время и возвратные, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

3.Какие факторы влияют на выделение объектов разработки?

При обосновании объектов разработки в первую очередь учитываются следующие факторы:

• Геолого-физические характеристика коллекторов – глубина залегания продуктивных отложений, общая и эффективная нефтенасыщенная толщина, проницаемость, неоднородность коллекторов и др.

Консорциум « Н е д р а »