Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационные технологии разработки нефтяных месторождений. Учебное пособие
.pdf
4.2.3. Технология обработки горизонтального ствола
скважины, вскрытого на глинистых растворах
Разглинизация скважины реагентным способом основана на
взаимодействии катионов и анионов раствора с глинистыми кольматирующими образованиями. При контакте с водным раствором
соли начинается обменная реакция, приводящая к замещению катионов глины на катионы, находяшиеся в растворе.
В результате такого обмена ослабляются связи между отдельными чешуйками глины и, вследствие электростатического отталкивания, происходит увеличение объема глины (набухание).
При соответствующем подборе обменных катионов можно
обеспечить такое уменьшение межплоскостных связей, что отдельные чешуйки глины начнут самопроизвольно переходить в
контактирующий с ним раствор. Обеспечение такой дезагрегации
(пептизации) глины и является сущностью технологии реагентной
обработки, после перехода глинистых компонентов в раствор удаление их уже не составляет особых сложностей.
В качестве реагента для проведения операций разглинизации
рекомендуется 7–8 % раствор бикарбоната натрия.
4.2.4. Общие кислотные обработки
Применяются для обработки всего открытого ствола горизонтальной скважины при малоотличающейся проницаемости по его
длине. Для создания благоприятных условий реакции кислоты с
породой, т. е. наиболее равномерного распределения кислотного
раствора по длине горизонтального участка можно рекомендовать
применение комплекта насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью на длину обрабатываемого интервала.
Причем плотность перфорации и диаметры отверстий увеличиваются по направлению к забою скважины. Параметры перфорированной трубы рассчитываются в зависимости от гидравлического
сопротивления при заданном расходе закачиваемого раствора.
Трубы спускаются до забоя скважины, затем при открытой затрубной задвижке на устье скважины скважинная жидкость из
насосно-компрессорных труб вытесняется раствором кислоты, которая доводится до забоя скважины. Все остальное ничем не отличается от кислотных обработок вертикальных скважин.
71
4.2.5. Поинтервальные кислотные обработки
Наиболее предпочтительными являются два варианта поинтервальной обработки открытого горизонтального ствола скважины.
Первый основан на применении специальных гидравлических
пакеров, разобщающих обрабатываемый интервал пласта; второй –
на использовании вязко-упругих составов, играющих роль разобщителя.
Технология поинтервальной обработки заданного горизонтального участка пласта с использованием гидравлических резиновых пакеров основывается на включении их в компоновку спускаемых в скважину НКТ.
При закачке кислоты одновременно происходит распакеровка
и обработка пласта соляной кислотой через перфорированную
трубу, расположенную между двумя пакерами.
Принципиальная схема последовательности осуществления
технологических операций кислотной обработки горизонтального
ствола скважины с использованием гидравлических пакеров представлена на рис. 4.2.
Рис. 4.2. Технологическая схема проведения поинтервальных
обработок призабойной зоны:
1 – гибкая труба; 2 – гидравлические надувные пакера; 3 – перфорированный участок трубы; 4 – клапанное устройство.
72
По второму варианту технология поинтервальной (избира-
тельной) обработки осуществляется в следующей последовательности (рис. 4.3).
Рис. 4.3. Последовательность осуществления технологиче-
ских операций при избирательной обработке призабойной зоны:
1 – вязкоупругая жидкость; 2 – соляная кислота; 3 – обраба-
тываемый интервал; 4 – продавочная жидкость.
После предварительных исследований намечаются интервалы
обрабатываемых участков. В скважину спускают колонну НКТ таким образом, чтобы башмак колонны находился на расстоянии
20–30 метров от дальнего конца первого (начиная с забоя) выбранного участка горизонтального ствола, предназначенного для
обработки.
Затем производят закачку в горизонтальную часть ствола раз-
делительной жидкости, обладающей низкой проницаемостью по
отношению к продуктивному коллектору.
73
В качестве такой жидкости может быть использована высоко-
вязкая дегазированная нефть, высоковязкие растворы полимеров
(КМЦ) и других химических реагентов.
Поднимают часть колонны НКТ и устанавливают башмак-
центратор в дальний конец обрабатываемого интервала. Далее при
открытой задвижке на затрубном пространстве закачивают в НКТ
расчетный объем соляной кислоты, продавливают его обратной
эмульсией в горизонтальную часть ствола до верхней границы обрабатываемого интервала.
После закрывания задвижки на затрубном пространстве со-
здают избыточное давление, достаточное для продавки кислотного
раствора в пласт.
Кислотный раствор выдерживается в пласте в течение 16 часов для протекания реакции. Все остальное проводится по традиционной схеме кислотных обработок. В такой же последовательности обрабатываются другие интервалы.
Учитывая то обстоятельство, что проницаемость по простиранию одного и того же пласта, если он не осложнен локальной трещиноватостью, изменяется в небольших пределах, приведенную
схему поинтервальной обработки следует применять в основном в
условно горизонтальных стволах скважин.
Под термином условно горизонтального ствола скважины мы
понимаем расположение ствола с небольшим отклонением
от 90 градусов, т. е. в тех случаях, когда ствол пересекает несколько
продуктивных пропластков с различными коллекторскими свойствами.
4.2.6. Повышение производительности скважин методом
кавернообразования
Метод кавернообразования на забоях вертикальных скважин
нашел достаточно большое применение на месторождениях Предуралья и Среднего Поволжья. Эффективность метода не подлежит
сомнению. Его можно с успехом применять и для интенсификации
добычи нефти в горизонтальных скважинах, причем, возможности
при этом значительно возрастают. Учитывая достаточно большую
протяженность горизонтальной части ствола скважины, каверны
могут быть образованы в различных интервалах. При этом должны
быть соблюдены определенные требования как по выбору мест кавернообразования, так и последовательности обработки.
74
Наилучшие результаты этот метод может дать при хорошо
изученной горизонтальной части ствола скважины, а именно: изменения проницаемости по простиранию, поинтервальной дифференциации зон притока жидкости, в том числе процентного соотношения нефти и воды, характера обводнения по результатам измерения химического состава и плотности воды и др.
Последовательность кавернообразования может также зависеть
от системы разработки с использованием закачки воды в пласт. Так,
например, образование каверн-накопителей в горизонтальной части
стягивающего ряда рекомендуется проводить последовательно в середине и начале ствола, а затем между соседними – на равном удалении. После снижения производительности скважины до предыдущей первоначальной величины создают новую кавернунакопитель. В результате происходит равномерная обработка
участков горизонтального ствола, способствующая выравниванию
фронта вытеснения и увеличению нефтеотдачи пласта.
Метод последовательного равномерного формирования каверн-накопителей может быть использован и при отсутствии существенных отличий проницаемости пород по открытому стволу
скважины, а также при недостаточной информации о поинтервальных притоках вдоль ствола скважины. При наличии же такой
информации выбор мест образования каверн-накопителей устанавливается более точно.
Использование этого метода дает возможность оптимизировать приток жидкости по всему горизонтальному участку ствола
скважины. Участки горизонтального ствола, близко расположенные к газоносным зонам, зонам водопритоков, а также подошвенным водам, исключаются для какого-либо воздействия кислотных
растворов.
Для образования каверн-накопителей могут быть использованы практически те же схемы компоновки подземного оборудования и вязко-упругие смеси, что и при поинтервальных кислотных
обработках. В то же время может быть использована беспакерная
схема обработки. Эта схема отличается не только простотой осуществления процесса образования каверн, но и позволяет в мягком
режиме обрабатывать кислотным раствором весь горизонтальный
участок открытого ствола. Одна из схем такой обработки показана
на рис. 4.4.
75
Рис. 4.4. Последовательность технологических приемов по фор-
мированию каверн-накопителей в горизонтальной части ствола:
А – спуск гибкой колонны труб в скважину; Б – заполнение горизонтального участка ствола вязкой нефтекислотной эмульсией;
В – заполнение колонны труб раствором соляной кислоты; Г – образование каверны в породах пласта; Д – образование второй каверны
Контрольные вопросы и задания
1. Определение горизонтальной скважины.
2. Конструкция горизонтальной скважины.
3. Какие факторы способствуют стабилизации коэффициента
нефтеизвлечения при применении технологии разработки нефтяных месторождений с использованием ГС?
4. Какие варианты поинтервальной обработки открытого го-
ризонтального ствола скважины используются?
5. В чем сущность разглинизации скважины реагентным спо-
собом?
76
6. В каких случаях используются общие кислотные обработки?
7. В чем сущность поверхностной обработки горизонтального
ствола в карбонатных пластах?
8. Технологическая схема проведения поинтервальных обра-
боток призабойной зоны.
9. Последовательность осуществления технологических опе-
раций при избирательной обработке призабойной зоны.
10. Что понимается под термином условно горизонтального
ствола скважины?
11. С какой целью используется метод последовательного
равномерного формирования каверн-накопителей?
12. Последовательность технологических приемов по форми-
рованию каверн-накопителей в горизонтальной части ствола.
77
Глава 5
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА
ПЛАСТА
5.1. Сущность гидравлического разрыва пласта
Гидравлический разрыв пласта представляет собой механический метод воздействия на продуктивный пласт, состоящий в том,
что порода разрывается по плоскостям минимальной прочности
под действием избыточного давления, создаваемого закачкой в
скважину жидкости разрыва с расходом, который скважина не
успевает поглощать. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает
ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной,
и с зонами повышенной проницаемости.
Таким образом, расширяется область пласта, дренируемая
скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируют зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.
Проппант предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания. Проппант добавляется к жидкости глушения и закачивается вместе с ней.
Главный фактор, влияющий на конечный результат операции
по разрыву – это сохранение хорошо раскрытой трещины. Для того, чтобы поддержать проницаемость созданную путем расклинивания применяется расклинивающий агент. Расклинивающий
агент должен обеспечивать и поддерживать проход с высокой
проницаемостью для потока жидкости по направлению к стволу
скважины.
Проницаемость трещины зависит от следующих взаимосвязанных факторов:
− типа, размера и однородности проппанта;
− степени его разрушения или деформации;
− количества и способа перемещения проппанта.
Возможности трещины транспортировать жидкость к стволу
скважины обусловлены пропускной способностью трещины.
78
Обычно она определяется произведением проницаемости трещины
и ширины трещины.
S = kw, (5.1)
где k – проницаемость (миллидарси); w – ширина трещины (мм)
На частицы пропанта действует напряжение закрытия трещи-
ны. В результате этого некоторые из частиц могут быть раздавлены или же , в мягком пласте вдавливаться в породу. На степень
раздавливания или вдавливания влияют:
− прочность и размер пропанта;
− твердость пласта;
− напряжение закрытия, прилагаемое к слою пропанта.
Если частицы раздавливаются или вдавливаются в породу, пропускная способность трещины будет уменьшаться и может снизиться
настолько, что проводимость слоя пропанта и проницаемость породы
коллектора не будут слишком различаться. В этом случае результаты
гидроразрыва пласта будут неудовлетворительными по причине потери проводимости трещины.
К такому же результату может привести процесс образования
полимерной корки на поверхности трещины и наличие определенного количества полимера, остающегося в проппантной упаковке.
В процессе эксплуатации скважин после ГРП возможен интенсивный
вынос пропанта с продукцией скважин. Это происходит если раскрытие закрепленной трещины превышает диаметр частиц пропанта
в 5,5 раз, когда упаковка пропанта становится неустойчивой. Для
предотвращения выноса пропанта применяются такие методы как создание коротких трещин (до 50 м) и добавление стекловолокон
PropNET в пропантную упаковку.Стекляные волокна , добавляемые в
последние порции жидкости ГРП в количестве 1,5 % по весу, создают
внутреннюю структуру , удерживающую частицы пропанта на месте.
При этом сохраняется высокая проводимость трещин. На месторождениях Западной Сибири технология PropNET используется в 90 %
операций по ГРП.
В результате ГРП кратно повышаются дебит добывающих или
приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также повышается конечная
нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабодренируемых
зон и пропластков.
79
На рис. 5.1 приведено изменение расхода и давления при раскры-
Рис. 5.1. Изменение расхода и
давления при раскрытии естественных трещин
Рис. 5.2. Изменение расхода и
давления при образовании искусственных трещин
тии естественных трещин. На рис. 5.2 приведено изменение расхода и давления при образовании искусственных трещин.
Гидравлический разрыв пласта можно использовать для пластов с низкой или высокой проницаемостью пласта.
Цели ГРП для пластов с низкой проницаемостью следующие:
− увеличить добычу или приемистость созданием каналов с
высокой продуктивностью;
− улучшить сообщаемость флюидов между скважиной и пла-
стом.
Цели ГРП для пластов с высокой проницаемостью следующие:
− изменение радиального характера притока жидкости из
пласта к забою скважины на линейный или билинейный. В случае
радиального движения жидкости к забою скважины происходит
дестабилизация пласта. Объясняется это явление тем, что скорости
фильтрации вблизи забоев скважин выше, чем в пласте. Соответственно, возникает значительный перепад давлений между различными участками пласта, скорость движения флюида вблизи забоя скважины сильно возрастает и существует проблема разрушения породы пласта и засорение механическими примесями призабойной зоны скважины;
− решение проблемы снижения проницаемости призабойной
зоны скважины, возникшего в результате воздействия физических
или химических факторов ( солеотложения, засорение пор приза-
80
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]