Содержание
- 2. Методы интенсификации притока Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и
- 3. Механические методы интенсификации притока Обработка ПЗП депрессиями-репрессиями Обработка ПЗП депрессиями-репрессиями заключается в создании многократных мгновенных депрессий-репрессий
- 4. Механические методы интенсификации притока Гидравлический разрыв пласта Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – один из методов интенсификации
- 5. Механические методы интенсификации притока Гидравлический разрыв пласта Сущность метода ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону
- 6. Механические методы интенсификации притока Гидравлический разрыв пласта Особенности продольных трещин: лучше очищаются от геля после ГРП;
- 7. Механические методы интенсификации притока Гидравлический разрыв пласта Жидкости для ГРП: на основе воды (наиболее распространенные); на
- 8. Механические методы интенсификации притока Гидравлический разрыв пласта Проппант – расклинивающий агент, состоящий из зерен, необходимы для
- 9. Механические методы интенсификации притока Гидравлический разрыв пласта До начала работ определяют глубину забоя скважины, промывают ее
- 10. Механические методы интенсификации притока Гидравлический разрыв пласта Последовательность операций: 1. В подготовленной и оборудованной скважине производят
- 11. Механические методы интенсификации притока Гидравлический разрыв пласта В зависимости от задач во флот ГРП могут входить:
- 12. Механические методы интенсификации притока Гидравлический разрыв пласта Емкости для рабочих жидкостей Насосная установка Блендер Емкости для
- 13. Механические методы интенсификации притока Гидравлический разрыв пласта Виды ГРП: Локальный ГРП (длина трещин 10-20 м, закачка
- 14. Механические методы интенсификации притока Кислотный гидравлический разрыв пласта Трещина, созданная инертным гелем Вытравленные кислотой каналы Трещина,
- 15. Механические методы интенсификации притока Многостадийный гидравлический разрыв пласта Для проведения МГРП есть серьезное экономическое обоснование –
- 16. Механические методы интенсификации притока Многостадийный гидравлический разрыв пласта «Компоновка гидроразрыва пласта интервальная (ГРП-И)» ОАО «Тяжпрессмаш» Особенностью
- 17. Механические методы интенсификации притока Многостадийный гидравлический разрыв пласта «Компоновка гидроразрыва пласта интервальная (ГРП-И)» ОАО «Тяжпрессмаш» После
- 18. Механические методы интенсификации притока Многостадийный гидравлический разрыв пласта «Компоновка гидроразрыва пласта интервальная (ГРП-И)» ОАО «Тяжпрессмаш» После
- 19. Механические методы интенсификации притока Многостадийный гидравлический разрыв пласта Комплект МГРП, активируемый шарами. Активация муфт МГРП происходит
- 20. Механические методы интенсификации притока Многостадийный гидравлический разрыв пласта Технология МГРП с применением мостовых пробок Пакер спускается
- 21. Механические методы интенсификации притока Многостадийный гидравлический разрыв пласта Муфта ГРП 114 с растворимым седлом (ГРПП РС
- 22. Механические методы интенсификации притока Многостадийный гидравлический разрыв пласта Технология имеет следующие преимущества: Обеспечивает размещение трещины в
- 23. Физические методы интенсификации притока Вибрационное воздействие Виброобработка – это процесс воздействия на ПЗП с помощью специальных
- 24. Физические методы интенсификации притока Вибрационное воздействие Вибровоздействие наиболее целесообразно проводить в скважинах: • с проницаемостью ПЗП
- 25. Тепловые методы интенсификации притока Тепловое воздействие Тепловое воздействие на призабойную зону применяют в случае, если добываемая
- 26. Химические методы интенсификации притока Кислотная обработка призабойной зоны пласта Метод кислотных обработок скважин предназначен для очистки
- 27. Химические методы интенсификации притока Соляно-кислотная обработка призабойной зоны пласта В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех
- 28. Химические методы интенсификации притока
- 29. Химические методы интенсификации притока Кислотная обработка призабойной зоны пласта Виды кислотных обработок: Кислотные ванны целесообразны при
- 30. Химические методы интенсификации притока Кислотная обработка призабойной зоны пласта Виды кислотных обработок: Поэтапную внутрипластовую обработку пласта
- 31. Химические методы интенсификации притока Кислотная обработка призабойной зоны пласта Виды кислотных обработок: Кислотные эмульсии готовятся при
- 32. Химические методы интенсификации притока Кислотная обработка призабойной зоны пласта Виды кислотных обработок: Пенокислотные обработки применяют при
- 34. Скачать презентацию
Методы интенсификации притока
Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или
Методы интенсификации притока
Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или
По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:
химические (соляно-, глино-, пенно-, термо- кислотные обработки, кислотные ванны и т.д.);
механические (ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация, обработка депрессиями-репрессиями);
тепловые (горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических);
физические (вибрационное и акустическое воздействие);
физико-химические (обработка ПАВ, растворителями).
Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважины определяется пластовыми условиями.
Эффект при интенсификации притока получается за счет:
• растворения горной породы и кольматантов, привнесенных в ПЗП на различных этапах;
• вынос загрязнений из ПЗП потоком жидкости;
• перевод во взвешенное состояние, разупрочнение кольматантов;
• разрушение эмульсий, сконденсированных веществ и газовых дисперсий;
• перераспределение нефтегазоводопроницаемости и смачиваемости коллектора в соответствии с назначением скважины.
Механические методы интенсификации притока
Обработка ПЗП депрессиями-репрессиями
Обработка ПЗП депрессиями-репрессиями заключается в
Механические методы интенсификации притока
Обработка ПЗП депрессиями-репрессиями
Обработка ПЗП депрессиями-репрессиями заключается в
Механизм восстановления или улучшения фильтрационных свойств пород в призабойной зоне состоит в следующем. С помощью мгновенно созданной высокой депрессии на пласт, которая остается постоянной на протяжении заданного времени воздействия, обеспечивается большая скорость движения жидкости из призабойной зоны в скважину. В период воздействия существенно интенсифицируется очистка призабойной зоны потоком жидкости с выносом твердых частиц. При прекращении циркуляции рабочей жидкости через струйный аппарат в стволе скважины восстанавливается гидростатическое давление, передаваемое на пласт. При этом репрессия на него поддерживается в течение планируемого времени. В результате жидкость движется из ствола в пласт, а твердые частицы, закупоривающие его, испытывают противоположно направленные нагрузки. Максимальная депрессия регулируется с учетом известных ограничений, при этом особенно большие депрессии требуются при освоении низкопроницаемых сильно закупоренных коллекторов.
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – один
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – один
ГРП применяется в следующих случаях:
Давших при опробовании слабый приток.
С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора.
С загрязненной призабойной зоной.
С заниженной продуктивностью.
С высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими).
Нагнетательных с низкой приёмистостью.
Нагнетательных для расширения интервала поглощения.
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Сущность метода ГРП заключается в нагнетании
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Сущность метода ГРП заключается в нагнетании
Трещины могут быть длиной более 200 метров высотой в несколько десятков метров. В сечении трещины имеют форму, похожую на треугольник. Раскрытие трещин у стенки скважины может изменяться в пределах от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров.
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Особенности продольных трещин:
лучше очищаются от геля
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Особенности продольных трещин:
лучше очищаются от геля
могут распространяться вдоль всего ствола скважины;
схожи с трещинами ГРП в вертикальных скважинах;
меньшие давления инициации и развития трещин ГРП;
необходимо качественное изучение направления напряжений пород пласта;
покрывают меньший объем коллектора, чем поперечные трещины ГРП;
меньшая продуктивность продольных трещин, по сравнению с поперечными трещинами ГРП в низкопроницаемых коллекторах.
Особенности поперечных трещин:
покрывают больший объем коллектора, чем продольные трещины ГРП;
предпочтительны для низкопроницаемых коллекторов;
теоретически возможно (менее затруднительно, чем в случае продольных трещин) создание новых трещин ГРП между существующими;
поперечные трещины «сложнее» в создании;
более высокие давления инициации и распространения трещин ГРП;
очистка трещин может быть проблемной;
штуцирование притока по трещине в приствольной зоне.
Продольные трещины после ГРП
Поперечные трещины после ГРП
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Жидкости для ГРП:
на основе воды (наиболее
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Жидкости для ГРП:
на основе воды (наиболее
на основе УВ (дизель, органические растворители и т.п.);
на основе кислоты;
многофазные:
пена;
эмульсия.
Реагенты, участвующие в приготовлении рабочих агентов:
техническая вода;
проппант;
гелеобразователи: полимеры (гуар, гидроксипропилгуар HPG и т.д.) или вязкоупругие поверхностно-активные вещества (ПАВ);
сшиватели полимеров (бораты, цирконаты, титанаты, хроматы и т.д.);
разрушители (брейкеры, раскладывает гель на составляющие);
стабилизаторы глин (предотвращает разбухание глин);
ингибиторы солеотложения (предотвращает образование солей);
ингибиторы коррозии (предотвращает коррозию обсадных колонн);
высокотемпературные стабилизаторы (замедляют процесс окисления, обеспечивая устойчивые реологические свойства);
поверхностно-активные вещества ПАВ (для уменьшения поверхностного натяжения);
деэмульгатор (предотвращвет или минимизирует формирование эмульсий с нефтью);
понизители фильтрации (снижают водоотдачу жидкостей ГРП);
понизители трения (уменьшают потери давления на трение из-за подавления турбулентности);
бактерициды (реагенты, подавляющие рост сульфатвосстанавливающих бактерий, вызывающих микробиологическую и химическую коррозию оборудования).
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Проппант – расклинивающий агент, состоящий из
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Проппант – расклинивающий агент, состоящий из
Основные типы проппанта:
Пески ГРП:
«Бурые», Brady, штат Техас.
«Белые», Ottawa, штат Джорджия.
Пески с покрытием (смоляное покрытие):
Вулканизированные – precured.
Недовулканизированные (вулканизируемые) – curable.
Керамические проппанты:
Облегченные (LW).
Средней прочности (ISP).
Высокопрочные (бокситы) (HSP).
Керамические проппанты с покрытием.
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
До начала работ определяют глубину забоя
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
До начала работ определяют глубину забоя
Затем в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 2 спускают пакер 4 с якорем 3, и устанавливают его выше верхних отверстий фильтра, а устье скважины оборудуют специальной головкой — арматурой устья, к которой подключают насосные агрегаты для нагнетания в скважину жидкости гидроразрыва.
Забойное оборудование для ГРП:
1 - обсадная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - якорь;
4 - пакер; 5 - продуктивный пласт;
6 - хвостовик
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Последовательность операций:
1. В подготовленной и оборудованной
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Последовательность операций:
1. В подготовленной и оборудованной
2. В трубы закачивают нефть (при обработке нефтяной скважины) или воду (при обработке нагнетательной скважины) и создают максимально возможное давление. По отсутствию перелива жидкости через затрубное пространство судят о герметичности пакера.
3. При максимальном числе подключенных насосных агрегатов в скважину закачивают жидкость разрыва со скоростью, превышающей скорость ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина. О разрыве пласта судят по резкому увеличению приемистости (поглотительной способности) скважины. Отсутствие резкого спада давления в насосах указывает на высокую проницаемость пласта или на существование в пласте естественных трещин, ширина которых постепенно увеличивается по мере нарастания давления. Резкий спад давления при разрыве пласта, сопровождающийся одновременным увеличением приемистости скважины, происходит при обработке пластов с малой проницаемостью при отсутствии в пласте естественной трещиноватости.
4. Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант или песок, переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.
5. Прокачивают в скважину продавочную жидкость при максимальных давлениях, обеспечивающих раскрытие трещин и введение в них расклинивающего материала. Для этого к скважине должно быть подключено наибольшее число насосных агрегатов, чтобы достигнуть максимальной скорости прокачки.
6. Прежде чем начать добычу, из скважины необходимо удалить жидкость разрыва и извлечь остаток расклинивающего материала с забоя (если он там имеется). Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей. На этом операции по гидравлическому разрыву пласта заканчиваются: скважину сдают в эксплуатацию.
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
В зависимости от задач во флот
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
В зависимости от задач во флот
смесительные установки (МС-600 Blender и т.п.);
станция контроля и управления (СКО);
насосные агрегаты (М 2501);
автоцистерны (АЦВ-16 УСТ-54537 на базе Камаза);
гидратационная установка;
проппантовоз;
самосвалы;
машины манифольдов;
комбинированный проппантоподатчик;
азотная установка (при проведении Азотно-пенных ГРП);
полевая химическая лаборатория.
Обвязка оборудования при ГРП
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Емкости для рабочих жидкостей
Насосная установка
Блендер
Емкости для
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Емкости для рабочих жидкостей
Насосная установка
Блендер
Емкости для
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Виды ГРП:
Локальный ГРП (длина трещин 10-20 м,
Механические методы интенсификации притока
Гидравлический разрыв пласта
Виды ГРП:
Локальный ГРП (длина трещин 10-20 м,
Глубокопроникающий ГРП (длина трещин 20-100 м, объем закачки – от десятков до сотен м3 и от единиц до десятков тонн проппанта) - в пластах с проницаемостью 150-300 мД.
Массированный ГРП (длина трещин 100 м и более, закачка от ста и более м3 жидкости и до сотен тонн проппанта).
Поинтервальный (многократный) – для больших толщин пластов, для слоистых пластов.
Кислотный разрыв – гидроразрыв, при котором в качестве жидкости разрыва используется кислота. Применяется в случае карбонатных пластов. Созданная с помощью кислоты и высокого давления сеть трещин и каверн не требует закрепления проппантом. От обычной кислотной обработки отличается гораздо большим объемом использованной кислоты и давлением закачки (выше давления разрыва горной породы).
Пенный ГРП − как и обычный, направлен на создание трещины в пласте, высокая проводимость которой обеспечивает приток углеводородов к скважине. Однако при пенном ГРП за счет замены (в среднем 60 % объема) части гелированного водного раствора на сжатый газ (азот или углекислый газ) значительно возрастают проницаемость и проводимость трещин, и, как следствие, степень повреждения пласта минимальна. В мировой практике уже была отмечена наибольшая эффективность использования пенных жидкостей для ГРП в скважинах, где пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной жидкости ГРП в ствол скважины во время ее освоения. При проведении пенного ГРП сжатый газ, который был закачан в составе пены, помогает выдавливать отработанный раствор из пласта, что увеличивает объемы отработанной жидкости и снижает время отработки скважины.
Многостадийный ГРП - последовательное выполнение нескольких работ ГРП на одной скважине.
Механические методы интенсификации притока
Кислотный гидравлический разрыв пласта
Трещина, созданная инертным гелем
Вытравленные кислотой
Механические методы интенсификации притока
Кислотный гидравлический разрыв пласта
Трещина, созданная инертным гелем
Вытравленные кислотой
Трещина, созданная инертным гелем
Трещина, закрепленная проппантом
Технология концевого экранирования (TSO)
Трещина, созданная гелем
Трещина, закрепленная проппантом
Гидравлический разрыв пласта с проппантом
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
Для проведения МГРП есть серьезное
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
Для проведения МГРП есть серьезное
При выполнении операций МГРП не требуется спускать в скважину гибкую НКТ (ГНКТ) или колонну НКТ для разобщения новых трещин от созданных. Простимулированные зоны отделяются посредством подачи при каждой операции ГРП в поток жидкости шаров калиброванного размера (сначала самый маленький шар, затем шары все больших размеров). Шары, попадая в соответствующие посадочные места в циркуляционных клапанах, сдвигают их и открывают окна для прохождения проппанта с жидкостью ГРП. Теоретически при большом числе стадий и необходимости вся последовательность многостадийной обработки может выполняться без отключения насосов флота ГРП. При этом формируется запланированное число трещин ГРП по горизонтальной части овала.
Схема компоновки многостадийного ГРП горизонтальной скважины:
1 – муфты; 2 – циркуляционные клапаны; 3 – направляющий башмак
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
«Компоновка гидроразрыва пласта интервальная (ГРП-И)»
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
«Компоновка гидроразрыва пласта интервальная (ГРП-И)»
Особенностью этой компоновки является наличие портов, активируемых шарами разных размеров. Технология применения данной системы заключается в спуске нецементируемого хвостовика с установленными гидромеханическими пакерами и портами в строго заданных интервалах, благодаря чему, после приведения в действия соответствующих устройств, создаются контролируемые зоны изоляции для проведения стимуляции.
Компоновка ГРП-И включает в себя следующую технологическую оснастку:
башмак;
обратный клапан;
нижний порт (в комплекте с соответствующим шаром). Предназначен для получения сигнала «Стоп» наименьшим шаром, и как следствие, создание избыточного внутриколонного давления для приведения в действие соответствующих устройств технологической оснастки;
якорь гидравлический. Предназначен для удержания колонны от выталкивания хвостовика под действием высокого давления при проведения ГРП. Устанавливается в открытом стволе скважины.
пакер гидромеханический. Предназначен для надёжного разобщения зон стимуляции.
порт (в комплекте с соответствующим шаром). Предназначен для посадки шара и обеспечение открытия доступа жидкости гидроразрыва пласта и геля с проппантом в соответствующую зону изоляции открытого ствола;
якорь гидравлический. Устанавливается в обсаженном стволе скважины;
подвеска хвостовика нецементируемая.
герметизирующее устройство с гидравлическим якорем.
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
«Компоновка гидроразрыва пласта интервальная (ГРП-И)»
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
«Компоновка гидроразрыва пласта интервальная (ГРП-И)»
После удаления бурового инструмента, и проведения геофизических исследований скважины (кавернометрии, каротажа) начинается спуск хвостовика до целевого интервала. Интервалы установки пакеров выбираются с учетом данных кавернометрии. Производится пуск самого маленького шара и продавка жидкостью гидроразрыва пласта до сигнала «Стоп». Наращивается избыточное давление для срабатывания якорей, пакеров и подвески хвостовика.
После срабатывания устройств обеспечивается:
• фиксация хвостовика в стволе скважины;
• разделение затрубного пространства хвостовика на изолированные участки;
• пакеровка головы хвостовика;
• разъединение транспортировочной колонны от хвостовика.
После разъединения производится подъем транспортировочной колонны и демонтаж бурового станка. Осуществляется развертывание станка КРС. Производится спуск НКТ 89 с герметизирующим устройством на нижней трубе и посадка последнего в адаптер подвесного устройства хвостовика с разгрузкой. Устье обвязывается арматурой ГРП и опрессовывается затрубное пространство (определяется герметичность стыковки герметизирующего устройства с адаптером).
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
«Компоновка гидроразрыва пласта интервальная (ГРП-И)»
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
«Компоновка гидроразрыва пласта интервальная (ГРП-И)»
После сброса и посадки следующего шара, наращивается избыточное давление, открывающее нижний порт. Создаваемое избыточное давление вызывает гидроразрыв пласта. Расклинивающий эффект создаётся за счет закачки необходимого объёма проппанта. Происходит стимуляция призабойной зоны.
Для очистки зоны стимуляции закачивается жидкость гидроразрыва пласта. Пускается следующий шар и продавливается до посадки в соответствующий порт, тем самым отсекая предыдущий интервал. Наращиванием избыточного давления открывается порт в изолированную гидромеханическими пакерами зону для проведения стимуляции. Операция повторяется необходимое количество раз.
После прекращения ГРП за счет оттока из скважины шары вымываются на устье. Поднимается НКТ 89 мм. Для получения проходного канала диаметром 99 мм в хвостовике допускается разбуривание посадочных сёдел.
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
Комплект МГРП, активируемый шарами. Активация
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
Комплект МГРП, активируемый шарами. Активация
Комплект МГРП, активируемый ключами. Активация муфт МГРП происходит при помощи спускаемого на ГНКТ ключа управления муфтами. В этом случае муфты активируются в произвольном порядке. В этом случае седла извлекаются без разбуривания, при помощи специального инструмента после активации муфт.
Комплект МГРП с разрывными муфтами. При проведении работ по МГРП при повышении абсолютного давления внутри муфты до давления активации происходит открытие окон разрывных портов. Через открытые окна осуществляется гидроразрыв пласта. По окончании ГРП окна муфты остаются открытыми. Для закрытия муфты необходимо спустить в скважину инструмент переключающий, активировать его, зацепиться плашками (сухарями) за втулку, закрывающую муфты и перемещением в сторону устья перевести муфту в положение «ЗАКРЫТО». При необходимости, муфта может быть повторно открыта.
Комплект МГРП, активируемый созданием перепада давления между внутренним и наружным пространством муфты.
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
Технология МГРП с применением мостовых
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
Технология МГРП с применением мостовых
Пакер спускается в зону нижнего стимулируемого интервала хвостовика (интервала перфорации) и производится 1 стадия МГРП, далее проводится очистка ствола после ГРП. Установкой мостовой пробки в хвостовике изолируется нижний стимулируемый интервал и производится перфорация и ГРП следующего интервала. После очистки забоя и разбуривания пробки операции повторяются.
К достоинствам данного метода можно отнести: механическая простота; отсутствие ограничений более сложных компоновок заканчивания (сложности доведения шара при раздвижных портах и др.); возможность МГРП со значительным количеством стадий (в т.ч. в скважинах малого диаметра 102 мм.); возможность гибкого изменения расположения точек инициации трещин.
К недостаткам данного метода относят: необходимость нескольких операций ПВР; осложнения КРС при проведении (преждевременная активация пробки, посадка мостовой пробки, несколько операций ПВР в горизонтальном стволе, разбуривание мостовых пробок и вымывание проппанта, нормализация забоя на скважинах с низким Рпл); длительная последовательность работ КРС и ГРП.
Технология МГРП с применением мостовых пробок
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
Муфта ГРП 114 с растворимым
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
Муфта ГРП 114 с растворимым
Данная муфта укомплектована посадочным седлом из материала, растворяющегося в минерализованном флюиде. Неоспоримым преимуществом данной муфты является отсутствие необходимости в разбуривании посадочного седла, что сокращает затраты, связанные с нормализации хвостовика, а также снижается риск кольматации пласта при разбуривании посадочного седла.
После растворения посадочного седла муфта ГРП имеет равнопроходное сечение 99 мм.
Муфта имеет возможность повторного закрытия и открытия, что позволяет изолировать нужный интервал в случае обводненности или при проведении повторного ГРП.
МУФТА ГРПП РС 114 С РАСТВОРИМЫМ СЕДЛОМ
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
Технология имеет следующие преимущества:
Обеспечивает размещение
Механические методы интенсификации притока
Многостадийный гидравлический разрыв пласта
Технология имеет следующие преимущества:
Обеспечивает размещение
Интенсифицирует приток в нескольких зонах и поддерживает герметичность ствола в процессе заканчивания скважины.
При использовании клапанов (муфт) многоразового действия впоследствии можно переключать их при помощи ГНКТ или обычной НКТ механическим способом с использованием механического или гидравлического переключающего устройства.
При использовании компоновок, срабатывающих при сбрасывании шаров, технологически можно обеспечить непрерывную обработку всех интервалов, что дает возможность значительно снизить затраты времени и средств на стимуляцию большого числа интервалов.
Позволяет изолировать выбранные зоны от остальной части эксплуатационной колонны при обводнении какой-либо части ствола.
Обеспечивает в будущем возможность селективной интенсификации выбранных зон.
Недостатки технологии:
Увеличение расходов на оборудование для заканчивания скважины, несмотря на то, что оно компенсируется сокращением времени заканчивания скважины, снижением расходов на капитальный ремонт и повышением продуктивности, а также временем и стоимостью проведения ГРП.
При резком наборе кривизны ствола скважины во время бурения впоследствии могут усложниться условия для работы ГНКТ либо НКТ внутри муфт и хвостовика (разбуривание шаров, промывка и др.).
Необходимость работы комплекса ГНКТ или проведения капитального ремонта скважин (КРС) по разбуриванию седел в циркуляционных клапанах и шаров в горизонтальном участке для достижения равнопроходного сечения (для выполнения промыслово-геофизических исследований) или в случае незапуска скважины в режиме фонтанирования с достаточной энергией для подъема шаров на поверхность.
Физические методы интенсификации притока
Вибрационное воздействие
Виброобработка – это процесс воздействия на
Физические методы интенсификации притока
Вибрационное воздействие
Виброобработка – это процесс воздействия на
Истечение жидкости из него происходит под некоторым углом к касательной, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении – мгновенно останавливается. В процессе прокачки рабочей жидкости через вибратор он генерирует серию гидроударов, воздействующих на обрабатываемую ПЗП. При этом возникают большие перепады давлений, изменяющие поверхностные, капиллярные и другие свойства жидкостей и пород и вызывающие в них разрывы с образованием микротрещин. В результате виброобработки призабойной зоны повышаются производительность нефтяных и приемистость нагнетательных скважин.
Сравнение методов гидроразрыва (слева) и виброобработки (справа) пласта
Физические методы интенсификации притока
Вибрационное воздействие
Вибровоздействие наиболее целесообразно проводить в скважинах:
• с
Физические методы интенсификации притока
Вибрационное воздействие
Вибровоздействие наиболее целесообразно проводить в скважинах:
• с
• с ухудшенными коллекторскими свойствами ПЗП в результате проникновения в пласт бурового и цементного растворов, утяжелителей, воды и т.д. в процессе бурения, заканчивания или ремонтных работ;
• эксплуатирующих пласты, сложенные низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые материалы;
• с низкой проницаемостью пород, но с высоким пластовым давлением.
Тепловые методы интенсификации притока
Тепловое воздействие
Тепловое воздействие на призабойную зону применяют в
Тепловые методы интенсификации притока
Тепловое воздействие
Тепловое воздействие на призабойную зону применяют в
Существует несколько видов теплового воздействия:
электротепловая обработка;
закачка в скважину горячих жидкостей (нефть);
паротепловая обработка.
При этом можно отметить, что данный метод наиболее часто применяется для скважин, сооруженных с целью добычи высоковязких нефтей.
Химические методы интенсификации притока
Кислотная обработка призабойной зоны пласта
Метод кислотных обработок скважин
Химические методы интенсификации притока
Кислотная обработка призабойной зоны пласта
Метод кислотных обработок скважин
После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве (задвижка 11) и устьевой задвижки 10 через устьевую арматуру 1 через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор насосными агрегатами 6 из емкости 8. Закачку раствора ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства 11 и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с продавкой его в призабойную зону пласта 5. Затем насосные агрегаты 6 останавливают и насосным агрегатом 7 задавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жидкостью (обычно той, которой промывали скважину) из емкости 9.
В схеме показан обратный клапан 10, который предназначен для предотвращения излива кислотного раствора из скважины при вынужденных остановках насосов, связанных с пропусками в системе, отказом насосных агрегатов и т.д.
После завершения продавки заданного объема кислотного раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют агрегаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раствора с породами пласта. Время реагирования кислотного раствора с породой зависит от концентрации раствора, температуры и давления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глинистости и так далее). Скважину после кислотной обработки начинают осваивать через 10-12 часов, если пластовая температура не превышает 40°С, а на высокотемпературных (100°С , и выше) скважинах - через 2-3 часа.
Схема размещения оборудования при кислотной обработке скважины:
1 – устьевая арматура, 2 – манометр, 3 – кислотный состав,
4 – вода или нефть, 5 – ПЗП, 6 – насосный агрегат, 7 – продавочный агрегат, 8 – емкость с кислотным составом, 9 – емкость с продавочной жидкостью, 10 – обратный клапан, 11 – задвижка затрубного пространства
Химические методы интенсификации притока
Соляно-кислотная обработка призабойной зоны пласта
В нефтесодержащих породах нередко
Химические методы интенсификации притока
Соляно-кислотная обработка призабойной зоны пласта
В нефтесодержащих породах нередко
Реакция взаимодействия соляной кислоты с основными разностями карбонатного коллектора происходит соответственно по нижепредставленным схемам.
При взаимодействии с известняками:
СаСОз + 2НСl = СаСl2 +H2O + CO2.
При взаимодействии с доломитами:
CaMg(CO3)2 + 4НС1=CaCI2+MgCI2 + 2H2O + 2CO2.
Полученные в результате реакции хлористый кальций CaCl2 и хлористый магний MgCl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.
Выделяющийся CO2 оказывает положительное влияние на ПЗП, особенно на режимах с температурой в пласте выше критической (более 31,2°С), при которой СО2 находится в газовой фазе. В момент пуска скважины в работу и ее освоения СО2 способствует растворению АСПО вблизи ПЗП и более интенсивному выносу продуктов реакции.
Химические методы интенсификации притока
Химические методы интенсификации притока
Химические методы интенсификации притока
Кислотная обработка призабойной зоны пласта
Виды кислотных обработок:
Кислотные ванны
Химические методы интенсификации притока
Кислотная обработка призабойной зоны пласта
Виды кислотных обработок:
Кислотные ванны
Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве – расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.
Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера. При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.
Химические методы интенсификации притока
Кислотная обработка призабойной зоны пласта
Виды кислотных обработок:
Поэтапную внутрипластовую
Химические методы интенсификации притока
Кислотная обработка призабойной зоны пласта
Виды кислотных обработок:
Поэтапную внутрипластовую
Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5–10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.
Кислотно-гидромониторное воздействие применяется для очистки поверхности фильтра от цементной и глинистой корок и инициирования поинтервального воздействия или кислотного гидроразрыва.
Термокислотной обработкой принято называть воздействие на призабойную зону горячей кислотой. Кислота нагревается в результате химической реакции с магнием или его сплавами. Воздействие нагретой соляной кислоты обеспечивает комплексную обработку призабойной зоны, при которой структура порового пространства изменяется в результате растворения карбонатов кислотой, а выделяющееся тепло в количестве 20000 Дж на 1 кг магния расплавляет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне и снижает вязкость нефти.
Химические методы интенсификации притока
Кислотная обработка призабойной зоны пласта
Виды кислотных обработок:
Кислотные эмульсии
Химические методы интенсификации притока
Кислотная обработка призабойной зоны пласта
Виды кислотных обработок:
Кислотные эмульсии
Такие эмульсии имеют следующий состав: 50–70 % кислотного раствора и 30–50 % нефтепродукта. В эмульсии добавляют присадки – эмульгаторы, деэмульгаторы, другие ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др) и стабилизаторы (КМЦ и др), регулирующие их стабильность, дисперсность и сроки разрушения.
Схема раствора эмульсии
Химические методы интенсификации притока
Кислотная обработка призабойной зоны пласта
Виды кислотных обработок:
Пенокислотные обработки
Химические методы интенсификации притока
Кислотная обработка призабойной зоны пласта
Виды кислотных обработок:
Пенокислотные обработки
Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества: кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт. Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта. Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.
Замедление взаимодействия кислоты с карбонатной породой в пенах обусловлено прилипанием газовых или воздушных пузырьков к поверхности породы. Прилипшие пузырьки уменьшают доступ кислоты к породе, вследствие чего снижается скорость ее нейтрализации и увеличивается охват обрабатываемой зоны. Поверхностно-активное вещество (ПАВ), вводимое в пены, помимо того, что само адсорбируется на породе, предупреждает также коалесценцию пузырьков, создавая условия для их прилипания к породе. В нейтрализованном растворе оно снижает межфазное натяжение и тем самым улучшает вынос отработанного раствора продуктами реакции из зоны обработки. Пены, являясь структурированными упругими системами, характеризуются наличием начального градиента давления, что благоприятно для их применения с целью повышения охвата воздействием по толщине пласта. Вместе с тем применение кислотных пен пока что ограничивается температурным режимом обработки, пеногасящими свойствами нефтей и содержанием в воде хлоридов. При содержании в воде хлоридов 5% и более и температурах 60–85°С устойчивость пен мала. В условиях фильтрации через пористые среды при наличии слоя нефти над пеной она разрушается. В силу указанных свойств пен их желательно применять в трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах при невысоких пластовых давлениях и в водонагнетательных скважинах.