Интенсификация нефтедобычи:методики обработки нефтяных скважин

11 Методы обработки ПЗП ПАРОТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА Для обработки призабойной зоны теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину, в течение определённого времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ, IАДП-4/150 и др.), монтируемых на шасси автомобилей повышенной проходимости, и мощных паро-генераторных установок (ППГУ-4/120М, УПГ-9/120 и др.) При воздействии на пласт паром создаются условия для глубоких фазовых, физических и физико-химических изменений содержащейся в пласте. При этом происходит снижение вязкости, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения

12 Методы обработки ПЗП МЕТОД ВИБРОУДАРНЫХ КОЛЕБАНИИ Вибровоздействие рекомендуется проводить в скважинах, где коллекторские свойства призабойной зоны ухудшены, сложены низкопроницаемыми породами и содержат глинистые минералы.

Эффективность воздействия улучшается в условиях коллекторов с высоким пластовым давлением, но низкой проницаемостью.

Вибровоздействие целесообразно осуществлять в скважинах, где намечают проведение кислотной обработки, гидравлического разрыва или обработку поверхностно-активными веществами В основе вибровоздействия на призабойную зону лежит создание больших перепадов давления как для очистки призабойной зоны, так и для расклинивания трещин. При таких перепадах давлений получают отражённые волны, интерференция которых формирует мощные гидравлические удары, способствующие образованию сети микротрещин.

13 Методы обработки ПЗП ОБРАБОТКА ВЫСОКОНАПОРНЫМИ ВРАЩАЮЩИМИСЯ СТРУЯМИ Данный метод основан на использовании энергии высоконапорных вращающихся струй (не несущих абразивных частиц), реализуемой с помощью гидромонитора. Среднее время обработки 1 м фильтра скважины составляет 10-12 мин (50-60 циклов).

К преимуществам разработанной технологии обработки фильтра относят­ся: 1) создание активного гидромеханического воздействия рабочей жидкости на обрабатываемый объект, которое интенсифицирует процесс очистки фильтра и сокращает время обработки; 2) простота технических решений и технологических разработок, основанных на применении стандартного оборудования; 3) оптимальный подбор свойств рабочей жидкости и сочетание метода с тепловыми, кислотными и другими способами обработки; 4) возможность надежного контроля процесса очистки и оперативного регулирования режима и времени обработки фильтра, обеспечивающего высокую эффективность проводимых работ.

Эта зона может быть образована за счёт создания в кровле интервала опробования искусственной каверны с помощью гидропескоструйной перфорации; 2) записывает кавернограмму горизонта и образованной каверны; 3) при наличии разгрузочной зоны испытание производит­ся при помощи пластоиспытателя, используя максимальные депрессии и время стояния на притоке не менее 1 часа. Если приток пластовой жидкости или газа не наблюдается, следует повторить создание максимальной депрессии (без срыва пакера), т.е. по истечении заданного времени стояния на притоке сква­жину перекрывают для восстановления давления в призабойной зоне пласта.

15 Методы обработки ПЗП РАЗРЫВ ПЛАСТА ДАВЛЕНИЕМ ПОРОХОВЫХ ГАЗОВ (ПГД-БК ) Предназначается для создания в скважи­нах высокого давления, необходимого для разрыва пласта.

ПГД-БК может применяться для работ в скважинах, заполненных жидкостью /водный раствор ПАВ, нефть загущенная, вода/, продуктивный пласт которых обсажен трубами, внутренним диаметром 126 мм и более, при гидростатическом давлении от 5,0 до 40,0 МПа и температуре в зоне пласта не более 1000С.

Аппарат спускается в скважину на бронированном каротажном кабеле со скоростью 4000 м в час и устанавливается на расстоянии минимум 7 м над требуемой зоной. После воспламенения пороха выделяется большое количество пороховых газов и давление под аппаратом начинает повышаться.

В результате дальнейшего повышения давления жидкость /водный раствор ПАВ, нефть загущенная, вода/, находящаяся в скважине, задавливается в пласт, что приводит его к разрыву.

Для улучшения проницаемости карбонатных коллекторов можно проводить разрыв пласта с помощью ПГД-БК с предварительным размещением против вскрытого перфорацией горизонта соляной кислоты 12-15%-ной концентрации. При этом сочетаются преимущества кислотной обработки и гидравлического разрыва пласта.

16 Бурение боковых стволов (зарезка вторых стволов)

17 Кислотные обработки ПЗП это улучшение продуктивности за счет растворения «загрязнений» в пласте коллекторе, создания новых приточных каналов (интервалов), восстановление проницаемости пласта. Кислотные обработки способствуют очистке ПЗП от карбонатных и железистых отложений, снижают межфазное натяжение, разрушают агрегаты глинистого материала. НЕДОСТАТОК – коррозия НКТ, обсадной колонны.

Задачи для высокопроницаемых коллекторов изменение притока жидкости из пласта к забою скважины на Линейный Билинейный Сущность ГРП в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных и образование искусственных трещин с их закреплением пропаннтом.

19 Область применения ГРП Нефтяные месторождения с осложненными условиями разработки /неоднородность пластов, низкая проницаемость и т.д.

Добывающие и нагнетательные скважины, продуктивность которых ниже потенциально возможной Нагнетательные скважины, для изменения фильтрационных потоков Широкий диапазон изменения и состава коллектора в разрезе, большое разнообразие геологического строения пласта Может применяться при комплексном воздействии на залежь или участок месторождения

20 Гидравлический разрыв нефтяного пласта Физическая основа под действием давления, создаваемая закачкой в пласт флюида, порода разрывается по плоскастям минимальной прочности

21

22 Заключение В последнее время наметилась ситуация, когда в отчетности компаний значительно увеличилась доля добычи за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи. В условиях не сложившихся цивилизованных рыночных отношений эта неопределенность не столь безобидна.

Именно она позволяет преподносить такие мощные средства интенсификации как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины в качестве основных технологий увеличения нефтеотдачи.

В крупных сверхобеспеченных компаниях эти технологии отождествляют с современными “прогрессивными западными способами разработки”, противопоставляя их “консервативным советским способам разработки”. Под таким знаменем осуществляется масштабная выборочная интенсификация обработки активных запасов.

23 Благодарю за внимание

Источник: https://present5.com/megion-2012-1-metody-intensifikacii-dobychi-nefti-student/

Описание выбранного метода интенсификации добычи нефти и газа

• Методика расчета экономического эффекта от внедрения новых технологий воздействия на призабойную зону пласта
• В настоящее время приоритетным направлением прироста запасов нефти в мировой нефтедобыче является — развитие и промышленное применение современных интегрированных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), которые способны обеспечить синергетический эффект в освоении новых и разрабатываемых нефтяных месторождений.
• Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) подразделяется на 2 группы:
• 1. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, включают в себя различные методы интенсификации притока жидкости и скважине и их комбинации:
• · Гидравлический разрыв пласта (ГРП), Газодинамический разрыв пласта (ГДРП);
• · Щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта;
• · Реагентная обработка скважин;
• · Технология акустической обработки скважин;
• · Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ);
• · Азотно-импульсная обработка;
• · Объемное волновое воздействие на месторождение;
• · Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта;
• · Технология электрической обработки скважин;
• · Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка;
• 2. Третичные методы увеличения нефтеотдачи:

· Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярноезаводнение и т.п.);

· Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);

1. · Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
2. · Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).
3. Под термином «современные МУН» понимаются технологии, связанные с тепловым, газовым, химическим, микробиологическим воздействием на пласты.
4. Экономический эффект при технико-экономическом обосновании применения метода увеличения нефтеотдачи (МУН), технологический эффект от которого проявляется в течение года после внедрения, определяется по формуле
5. Эмер = Рмер – Змер ,                                     (1)
6. где Эмер – показатель экономического эффекта, руб.;
7. Рмер– стоимостная оценка результатов проведения МУН, руб.;
8. Змер– стоимостная оценка совокупных затрат на МУН, руб.
9. Рмер = DQ´Ц ,                                       (2)
10. где DQ – дополнительная добыча нефти за счет МУН, т;
11. Ц – цена одной тонны нефти, руб./т
12. Змер = Зобр´Nобр+ Здоп,                             (3)
13. где Зобр – затраты на проведение одной обработки скважин, руб.;
14. Nобр – количество обработок скважин реагентом, скв.;
15. Здоп – затраты на дополнительную добычу нефти, руб.
16. Затраты на проведение мероприятии складываются из расходов на заработную плату работников, занятых в обработке (Ззп), отчислений на социальное страхование (Зсоц), материальных расходов на покупку реагентов и пресной воды (Змат), расходов на специально привлеченный транспорт (Зтр), заготовительно-складских расходов (Зз-с), геофизических (Згеоф), цеховых (Зцех):

• Зобр= Ззп + Зсоц + Змат+ Зтр+Зз-с + Згеоф + Зцех. (4)
• Расходы на оплату труда работников,занятых в обработке, определяются по формуле
• , (5)
• где СТi– часовая тарифная ставка рабочего i-го разряда, руб./час;
• t – продолжительность одной обработки, часы;
• чi – численность рабочих i-го разряда;

Кп – премия по действующему положению, д.ед.;

Кр – районный коэффициент, д.ед.;

n – число разрядов рабочих.

Отчисления на социальное страхование работников,занятых в обработке, определяются по формуле

1. где n – ставка единого социального налога, %.
2. Материальные расходы находятся по формуле
3. , (7)
4. где Vj– расход j-го реагента для проведения одной обработки, т или м3;

Сj– стоимость единицы реагента, руб./т или руб./м3;

• m – количество видов реагентов.
• Расходы на эксплуатацию специально привлеченного транспорта находятся по формуле
• ,                              (8)

где Зэкспi – затраты на эксплуатацию i-й единицы транспорта, руб./ч.;

   Ni – количество задействованных i-х единиц транспорта, шт.

Цеховые (геофизические, общехозяйственные) расходы обычно принимаются на уровне m процентов от расходов на заработную плату, расчетная формула имеет вид

Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти рассчитываются

Здоп= DQ´Зуп,                                     (10)

где Зуп– условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т.

1. Себестоимость одной тонны нефти после внедрения мероприятия рассчитывается по формуле
2. ; (11)
3. Q2 = Q1+DQ.                                     (12)
4. Прирост прибыли предприятия после проведения МУН определяется по формуле
5. DВП = (Ц – С2) ´Q2 – (Ц – С1) ´Q1,             (13)
6. где С1, С2– себестоимость одной тонны нефти до и после внедрения
7. МУН соответственно, руб./т;
8. Q1,Q2– добыча нефти до и после внедрения МУН, т.
9. Тогда прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия:

• где н – ставка налога на прибыль, %.
• Описание выбранного метода интенсификации добычи нефти и газа
• КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ МЕРОПРИЯТИЯ И ОСОБЕННОСТЕЙ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ

Источник: https://studopedia.net/5_38710_opisanie-vibrannogo-metoda-intensifikatsii-dobichi-nefti-i-gaza.html

Интенсификация добычи нефти

Интенсификация добычи нефти является важнейшей задачей, стоящей перед добывающими предприятиями и недропользователями.

Эксплуатация нефтяных скважин неизбежно приводит к постепенному падению дебитов добычи нефти, и как результат возникает необходимость в проведении интенсификации добычи. Существуют различные методы повышения дебитов скважин.

АО «Башнефтегеофизика» предлагает следующие методы интенсификации добычи, эффективность которых доказана практикой.

АКВ «Пласт-ПП»

Аппарат комплексного воздействия АКВ «Пласт-ПП» предназначен для вторичного вскрытия и термогазодинамической обработки продуктивных пластов в нефтяных, газовых и других скважинах с целью установления гидродинамической связи пласта со скважиной, увеличения отдачи или приемистости пласта путем повышения проницаемости его прискважинной зоны воздействием продуктов сгорания газообразующих зарядов. 

Конструктивные особенности аппарата комплексного термогазохимического воздействия 

Аппарат с внутренним размещением газогенерирующих зарядов ЗГД-ПП можно считать улучшенным вариантом глубокопроникающей перфорации.

Следующие за кумулятивными струями раскаленные струи из продуктов горения газогенерирующих зарядов за счет скоростного напора дополнительно повышают давление в каналах и трещинах коллектора, развивая их в глубь пласта.

Газогенерирующие заряды в аппарате расположены между кумулятивными зарядами и кроме всего прочего выполняют роль демпферов, предотвращающих влияние соседних кумулятивных зарядов друг на друга. 

У аппарата с внешними газогенерирующими зарядами ЗНГД-ПП они размещены на корпусе перфоратора. Их преимуществом является возможность сжигания газогенерирующих зарядов большой массы за один спуск. 

Наиболее эффективный вариант – это совмещение наружного и внутреннего расположения газогенерирующих зарядов.

При таком варианте обработки получается два импульса воздействия на продуктивный пласт – 1) короткий импульс воздействия за счет сгорания внутренних газогенерирующих зарядов; 2) более продолжительный импульс воздействия за счет сгорания внешних газогенерирующих зарядов, обладающих большей массой и поверхностью горения.

Технология «ПЕРФОГЕН»

Технология работ с устройством «Перфоген» по существу включает в себя несколько совмещенных операций, проводимых при одном спуске его в скважину, а именно: кумулятивную перфорацию, газодинами-ческую обработку ПЗП пороховыми газами и имплозийное воздействие на пласт за счет мгновенной депрессии, образуемой устройством. Поток газообразных продуктов взрыва и горения зарядов, движущийся в пласт вслед за кумулятивной струей, разрушает зону уплотнения породы вокруг перфорационных каналов и создает дополнительную сетку трещин вокруг них. 

Технологические преимущества: 

• многократность использования корпуса, что снижает стоимость каждого залпа и, следовательно, стоимость обработок ПЗП;
• наименьшая аварийность за счет снижения взрывных нагрузок на эксплуатационную колонну и цементный камень вокруг нее;
• наименьшая засоряемость скважин при ПВР, так как все осколки от зарядов и шлам из породы собираются в нижней пороховой камере;
• наибольшее полезное использование энергии пороховых газов за счет управляемости процессом горения порохового заряда;
• наиболее успешная стимуляция малодебитных скважин с вызовом притока за счет имплозивного эффекта. 

• Основные технические характеристики:
•  Наружный диаметр – 105 мм.
•  Плотность перфорации – 12 отв/м.
•  Ресурс корпуса – от 25 до 40 залпов.
•  Глубина перфорационных каналов – от 650 до 700 мм.
•  Суммарная масса пороховых зарядов – от 3 до 5 кг.
•  Удельный объем пороховых газов – 1000 л/кг.
• Состав устройства ГП105:

1. Перфораторный модуль, содержащий корпусной перфоратор ПК105 с наиболее мощными кумулятивными зарядами ЗПК 105Н-БО (средний диаметр входного отверстия 19,5 мм).
2. Газогенераторный модуль, содержащий две пороховые камеры с зарядами из твердого ракетного топлива ЗБС 100Тр/65.

Технология  микрогидроразрыва пласта «ЗГРП»

Технология микрогидроразрыва пласта основана на применении зарядов ЗГРП01-1 и предназначена для увеличения продуктивности скважин путем импульсного воздействия скважинной жидкости и пороховых газов с высокой температурой и давлением, возникающих при горении заряда, и созданием за счет этого дополнительной системы трещин.

Комплект ЗГРП01-1 состоит из зарядов, изготовленных из твердого ракетного топлива, узла воспламенения и оснастки, предназначенной для сборки и спуска в зону обработки. Количество зарядов определяется расчетным путем исходя из данных по глубине залегания интервала воздействия, коллекторских свойств пластов, пластового давления и т.д. 

Успешность проведенных работ по данной технологии составляет 95%, увеличение дебита  от 1,5 до 5 раз.

Источник: https://www.bngf.ru/services/197/

[Н2.8] Интенсификация добычи нефти

Нефть, как известно, чёрное золото, то есть фактически — деньги. А ведь совсем не дело, когда деньги идут тоненьким ручейком, а не мощным потоком. Что приводит к уменьшению отбора нефти и как с этим бороться?

В начальной фазе разработки месторождения давление в продуктивном пласте высокое, по мере эксплуатации оно начинает снижаться. Очевидный способ поддержать давление в пласте — закачать в него что-нибудь. Для этого обычно используется самая доступная жидкость на Земле — вода.

На месторождении строятся нагнетательные скважины, через которые в пласт подаётся вода в объёме равном или немного превышающем объём извлекаемой нефти.

Если нагнетательные скважины расположены по периметру залежи, то такой способ поддержания пластового давления называется законтурным заводнением, если вода подаётся прямо в пласт, то внутриконтурным.

Заводнение способствует увеличению дебита скважин, но возникает другая проблема — растёт содержание воды в скважинной жидкости. Более высокотехнологичный подход основан на использовании растворов полимерных материалов.

Одной из наиболее известных в России полимерно-гелевых систем является РИТИН-10, выпускаемый компанией РИТЭК. Попадая в пласт, полимер образует гель, который уменьшает подвижность находящейся в нём воды.

Благодаря этому, повышение дебита скважины достигается при меньшей обводнённости продукции.

В результате торпедирования на короткое время дебит скважины увеличивался в 5-10 раз, но очень быстро снижался до прежней величины. Причина в том, что трещины от взрыва расходились недалеко от призабойной зоны, оставляя нетронутыми удалённые участки. При этом увеличить мощность заряда было невозможно, поскольку его габариты ограничивались диаметром скважины.

Для достижения лучшего эффекта требовалось что-нибудь посильнее тротила.

«В зоне ядерного взрыва начальная температура превышает 10 миллионов градусов, а давление достигает миллиарда атмосфер. Мощный фронт ударной волны движется радиально — от центра заряда. Происходит испарение, плавление, дробление, смещение и растрескивание окружающей породы.

В зоне испарения пород образуется сферическая полость, которая расширяется до тех пор, пока давление заключенных в ней газов не уравновесится горным давлением налегающих пород. Расплавленная порода стекает с кровли и стенок полости вниз; здесь она собирается в прудок и постепенно затвердевает в нерастворимую стеклообразную массу.

» — так описывается воздействие ядерного взрыва на пласт в февральском номере журнала «Наука и Жизнь» от 1973 года.

В США благодаря применению ядерного стимулирования появилась надежда начать добычу газа из сланцев и уплотнённых песчаников. В рамках программы Plowshare американцы провели три испытания (Gasbuggy в 1967 году, Rulison в 1969-м и Rio Blanco в 1973-м) для отработки технологии добычи сланцевого газа.

Как в СССР, так и в США одним из негативных побочных эффектов применения ядерных зарядов было некоторое увеличение радиоактивности полученного углеводородного сырья.

«Напрашивается вывод — не начинать отбор нефти из зоны ядерного стимулирования, пока не завершится естественный распад всех радиоактивных изотопов. Но тогда пришлось бы ждать многие годы, что неприемлемо с технико-экономической точки зрения.

Какой же выход?» — обсуждается эта проблема всё в той же статье журнала «Наука и Жизнь».

Ничего лучше, чем разбавление полученной продукции нефтью и газом с других месторождений и использование смеси только для промышленных нужд (в качестве котельного топлива или сырья на нефтехимическом производстве) придумано не было. Был у ядерных взрывов недостаток и посерьёзней радиации. Эффект от такого стимулирования оказывался недолгим, образовавшиеся в коллекторе трещины быстро схлопывались и проницаемость пласта уменьшалась.

Серьёзным прорывом в области повышения продуктивности скважин стало изобретение гидроразрыва. С помощью мощных насосов в пласт закачивается жидкость разрыва, а в образовавшиеся трещины подаётся расклинивающий агент, не позволяющий смыкаться стенкам трещин.

Гидроразрыв был изобретён в СССР и США примерно одновременно — на рубеже 40-х и 50-х годов прошлого века. Первый ГРП осуществила компания Halliburton, используя в качестве жидкости разрыва обычную воду, а в качестве расклинивающего агента — речной песок.

Наряду с гидроразрывом разработаны и применяются другие методы воздействия на пласт.

Среди них — щелевая разгрузка прискважинной зоны, кислотное воздействие, азотно-импульсная обработка, виброволное воздействие, объёмное волновое воздействие, электрическая обработка, закачивание в скважину различных реагентов, газодинамический разрыв пласта. Методы могут комбинироваться, например при проведении гидроразрыва в пласт может закачиваться кислота.

Источник: http://neftianka.ru/stimulus/

Гидросервис 2000

Сегодня одной из основных проблем, стоящих перед нефтегазодобывающими компаниями, является низкая степень извлечения углеводородного сырья из недр. Современные технологии позволяют добывать не более 25-50% углеводородных запасов. И это является одним из основных препятствий эффективного освоения ценных природных ресурсов.

Очевидно, что полноценному извлечению запасов углеводородов препятствует снижение, в процессе эксплуатации, проницаемости призабойной зоны скважин, а также кольматация их фильтровой зоны. Это влечет за собой ухудшение эксплуатационных характеристик скважин.

Доля скважин, утративших свои первоначальные эксплуатационные характеристики и продолжающих эксплуатироваться нефтегазодобывающими компаниями, весьма значительна. Данная проблема является одной из причин неэффективной разработки нефтегазовых месторождений.

Это вызвано частичным или полным закупориванием пор (кольматацией) призабойной зоны пласта частицами породы, различными механическими примесями, асфальто-смолянистыми отложениями, парафинами, солями и т.д.

Следствием кольматации является снижение дебита добывающих скважин и приёмистости нагнетательных.

• Из-за проблем кольматации призабойной зоны более 10% скважин находятся в простое и свыше 16% имеют дебит существенно ниже рабочего потенциала, а это миллионы тонн не добытых углеводородов и десятки миллиардов рублей недополученных прибылей.
• Эффективный путь решения данной проблемы лежит через восстановление эксплуатационных характеристик скважин.
• Большинство нефтяных компаний для решения этой задачи применяют следующие методы обработки фильтровой и призабойной зоны скважин: • гидравлический разрыв пласта; • щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта; • реагентная обработка скважин; • акустическая обработка скважин; • азотно-импульсная обработка скважин;
• • электрогидравлическая или плазменно-импульсная обработка скважин и др.
• Все эти методы объединяет один недостаток — это сложность или невозможность их применения в случаях 100% кольматации фильтровой и призабойной зоны.

Компания «Гидросервис-2000» разработала метод, лишенный этого недостатка. Мы обеспечиваем нефтеотдачу даже тех скважин, которые на момент вывода из эксплуатации имели нулевой дебит, в следствии 100% кольматации фильтровой и призабойной зоны.

Наш метод — метод гидродинамической срывной кавитации — гарантирует значительное увеличение извлекаемости нефти из недр.

Восстановление эксплуатационных характеристик скважин нашим методом — не только альтернатива дорогостоящему бурению новых, но и миллионы тонн дополнительно добытой нефти уже сегодня.

Интенсификация добычи нефти методом срывной кавитации

Краткое описание

Обработка фильтровой и призабойной зоны скважины производится методом гидродинамической срывной кавитации с целью улучшения эксплуатационных характеристик скважины, восстановления проницаемости пласта, удаления из перфорационных и фильтрационных каналов продуктов облитерации и кольматации, образования новых трещин.

В скважину на глубину продуктивного горизонта доставляется кавитационный генератор импульсов давления (КГИД). При работе КГИД в режиме периодической срывной кавитации возникает последовательность фаз давления — репрессии и депрессии, действующих на фильтровую и призабойную зону скважины.

Динамическое давление, создаваемое генератором, имеет нелинейный, импульсный характер с длительностью импульсов 2-3 микросекунды и частотой повторения 700-12000 Гц. Эффективная зона распространения импульсов давления превышает 50м, что позволяет говорить о данном методе, как о локальном гидроразрыве пласта. Импульсы давления — управляемые и могут достигать сотен и тысяч атмосфер.

В результате воздействия знакопеременного давления возникают новые трещины, фильтрационные каналы призабойной зоны освобождаются от загрязнений: механических примесей, коллоидных частиц, отложений солей, асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти, продуктов окисления и, как следствие, происходит очистка каналов и восстановление проницаемости пласта.

В добывающих скважинах улучшается приток флюидов, усиливается их проникновение из призабойной зоны и снижается обводненность. В нагнетательных скважинах увеличивается приемистость, обеспечивающая поддержание необходимого пластового давления.

Техническая реализация

Преимущества метода

Метод гидродинамической срывной кавитации является новым и обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными методами:

• Позволяет эффективно реанимировать скважины со 100% кольматацией фильтровой и призабойной зоны.
• При использовании КГИД, эффективность увеличения фильтрационных свойств продуктивных пластов значительно возрастает.
• В результате гидродинамического воздействия на горную породу в пласте формируются продольные и поперечные волны, возбуждающие упругие (собственные) колебания пористой среды, которые, в свою очередь, приводят к нарушению сплошности, идущей с образованием сети микротрещин на расстоянии свыше 50 м, и как следствие, происходит гидроразрыв пласта.
• По сравнению с классическими (статическими) способами гидроразрыва пласта при гидродинамической обработке методом срывной кавитации среднее давление раскрытия пласта в 2-2,5 раза ниже, чем при статическом гидроразрыве.
• КГИД можно применять во время ГРП, что увеличивает эффективность гидроразрыва.
• Управляемость процессом воздействия на призабойную зону скважины позволяет достигать максимального эффекта обработки на коллекторах различной геологической структуры.
• Технология обработки предполагает использование в качестве технологической жидкости пресной или пластовой воды и не требует затрат на химические реагенты и другие материалы. • Срок обработки скважин до достижения максимального эффекта составляет не более 6 часов.
• Доставка технологического оборудования в зону обработки скважины может осуществляться любым лифтовым оборудованием (НКТ, ГНКТ, полимерные шланги и т.д.)
• Возможность обработки любых типов скважин глубиной до 4000 м и более (добывающих, нагнетательных, утилизационных и других).
• Надежность технологического оборудования гарантирует безопасность проведения работ.
• Экологическая чистота метода.
• Эффект от обработки сохраняется от 6 до 24 месяцев.
• Стоимость обработки скважин методом срывной кавитации в несколько раз ниже стоимости проведения ГРП.

Источник: http://gidroservice-2000.ru/index.php/stmul

Интенсификация добычи нефти. Классификация технологий интенсификации добычи нефти

Нужна помощь в написании работы?

Интенсификация – увеличение темпа добычи нефти. МИДН – инструменты (технологические), которые могут привести к интенсификации добычи нефти. Показатели интенсификации – накопленная добыча, КИН. Определить, были ли применяемые методы интенсифицирующими или МУНами, можно только по факту.

• Интенсификация добычи нефти происходит в результате воздействия на околоскважинную зону пласта; и вследствие воздействия на удаленные зоны пласта или невовлеченные ранее в разработку области.
• Уравнение Дюпюи
• Классификация технологий воздействия на залежь.
• Воздействие на определенные параметры пласта и флюида:

• на проницаемость k – СКО
• на забойное давление – отбор
• на вязкость – тепловые методы, закачка растворителей
• на радиус контура питания Rk – дополнительное разбуривание, зарезка боковых стволов
• на радиус скважины (приведенный) – перфорация, радиальное бурение

Группы технологий воздействия на залежь:

1) механические методы воздействия

• ГРП
• зарезка/бурение боковых стволов
• глубокопроникающая перфорация (гидропескоструйная, щелевая, радиальное бурение и т.д.)

Влияние на околоскважинную зону:

• проницаемость – слабо
• вязкость – непосредственно нет (но перераспределяется давление, выделяется газ, вязкость повышается)
• забойное давление – чаще всего нет
• радиус контура питания – меняется
• радиус скважины – да
• скин-фактор – да

+на след.стр.

2) физико-химические методы

• кислотные обработки (терригенный коллектор – глиняная кислота, карбонатный — ско, муравьиная, уксусная, сульфаминовая)
• воздействие растворителями, как нефте- так и водорастворимыми
• обработка раствором ПАВ
• закачка ингибиторов отложения веществ (гидратоообразование, образование органических солей, парафинов (АСПО))
• воздействие на пласт растворами полимеров
• закачка эмульсий, суспензий и т.д.

Влияние на околоскважинную зону:

• проницаемость – да (на фазовую – химические вещества, на общую – кислотки)
• вязкость – да
• забойное давление – технологии, которые перераспределяют фильтрационные потоки (полимерная корка убралась – новые зоны разработки)
• радиус скважины приведенный – да (выщелачивание, увеличивается пористость и проницаемость)

3) термические методы

• электропрогрев пласта
• паротепловые обработки
• нагнетание пара
• закачка горячей воды
• внутрипластовое горение
• импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ)

Влияние на:

• вязкость (чем больше вязкость, тем в большей степени она снижается с увеличением температуры)
• пластовое давление – если непрерывная закачка воды
• проницаемость – в некоторой степени

4) Газовые методы

• закачка УВ газов
• не УВ газов – CO2, N2, CO, дымовые газы
• закачка пен (например, при барьерном заводнении)
• водогазовое воздействие

Влияние на:

• вязкость – да
• проницаемость – в некоторой степени

5) Волновые методы

• создание переменных по амплитуде депрессий (принцип вантуза)
• вибрационное и сейсмическое воздействие
• имплозионное воздействие (взрыв «вовнутрь»)
• гравитационно-волновое
• взрывное

Влияние на:

• проницаемость – да
• вязкость – при сейсмическом и вибрационном воздействии может снизиться

6) Уточнение системы разработки

• уплотнение сетки скважин
• работа с объектами разработки (разукрупнение объектов)

Влияет на контур питания, перераспределение давления (в основном, на контуре)

7) Биологические методы

• продукты жизнедеятельности – биополимеры, газы (метан, CO, азот), кислоты

Влияет на – проницаемость, вязкость, давление (перераспределение на микроуровне)

8) Комплексные

• термокислотная обработка
• термогазохимическое воздействие
• электрогидравлическое воздействие
• внутрипластовое окисление легких УВ
• реперфорация скважин в кислотных растворах, растворах ПАВ
• направленное кислотное воздействие в сочетании с гидропескоструйной перфорацией
• газодинамический и кислотный разрывы пласта

Источник: https://students-library.com/library/read/50225-intensifikacia-dobyci-nefti-klassifikacia-tehnologij-intensifikacii-dobyci-nefti

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Методы интенсификации добычи нефти неотделимы от общей проблемы разработки и входят в нее составной частью.

Закачка РІРѕРґС‹ РІ законтурную Р·РѕРЅСѓ РїСЂРё напорных режимах пласта позволяет для обеспечения заданной добычи нефти РїРѕ месторождению обойтись значительно меньшим числом скважин РЅР° нем. Увеличивая нефтеотдачу РІ условиях режима растворенного газа, закачка рабочего агента РІ пределах площади ( между скважинами) также значительно меняет экономические показателе разработки.  [1]

Методы интенсификации добычи нефти играют большую роль РІ увеличении текущих дебитов скважин Рё конечной нефтеотдачи Р�шимбайских месторождений. Ежегодно Р·Р° счет применения методов интенсификации РїРѕ месторождениям получают 10 — 13 % РѕС‚ всей добываемой нефти.  [2]

Так, РІ 1988 РіРѕРґСѓ РЅР° РќРѕРІРѕ-Хазин — СЃРєРѕР№ площади воздействие РЅР° призабойную Р·РѕРЅСѓ оказано РЅР° девяти скважинах, Р° РЅР° Шкаповском месторождении лишь РЅР° РѕРґРЅРѕР№ скважине.  [3]

В отечественной литературе методу интенсификации добычи нефти способом имплозии уделяется большое внимание. Сущность этого метода ( А.с. 156127) заключается в следующем.

В скважину в интервал обрабатываемого пласта на колонне насосно-компрессорных труб или на кабеле спускают специальный металлический сосуд с мембраной ( см. рис.

1) или стеклянную капсулу, находящуюся под вакуумом или заполненную воздухом под давлением, равным 0 1 МПа.

Затем путем закачки в скважину продавочной жидкости создается давление, разрушающее мембрану или капсулу.

После разрыва мембраны жидкость, заполняющая ствол скважины Рё РїРѕСЂРѕРІРѕРµ пространство РїРѕСЂРѕРґ призабойной Р·РѕРЅС‹, находящаяся РїРѕРґ высоким давлением, устремляется РІ СЃРѕСЃСѓРґ, вызывая сжатие полости воздушного пузыря. Частицы жидкости начинают быстро продвигаться РёР· ствола скважины Рё призабойной Р·РѕРЅС‹ РІ образовавшуюся разряженную полость, способствуя тем самым очистке призабойной Р·РѕРЅС‹ РѕС‚ загрязнений, Р° РІ отдельных случаях, РїСЂРё благоприятных условиях — разрушению РїРѕСЂРѕРґС‹ РџР—Рџ Рё образованию там трещин. РџСЂРё этом Р·Р° счет эффекта имплозии РІ призабойной Р·РѕРЅРµ пласта создается ударная волна СЃ давлением, значительно превышающим давление разрыва мембраны СЃРѕСЃСѓРґР°.  [4]

Затраты РЅР° проведение этого метода интенсификации добычи нефти превосходят прибыль РѕС‚ дополнительной добычи.  [5]

Как видно из формулы (12.

1), РІСЃРµ методы интенсификации добычи нефти Рё газа сводятся Рє изменению РѕРґРЅРѕРіРѕ или нескольких параметров работающей толщины пласта: вязкости жидкости, радиуса РџР—Рџ, радиуса скважины Рё проницаемости РџР—Рџ.  [7]

Основными методами повышения нефтеотдачи пластов являются такие методы интенсификации добычи нефти, как поддержание пластового давления путем законтурного Рё внутрикон-турного заводнений СЃ разрезанием крупных площадей РЅР° отдельные участки, осевого Рё СЃРІРѕРґРѕРІРѕРіРѕ заводнений ( РїСЂРё разработке нефтяных залежей СЃ резко ухудшенной проницаемостью РІ законтурной части пласта), очагового заводнения Рё РґСЂ. Р’ настоящее время широко применяются новые методы разработки нефтяных месторождений путем применения для закачки растворов неионо-генных РџРђР’; карбонизированной РІРѕРґС‹; жидких растворителей; СЃСѓС…РѕРіРѕ газа РїСЂРё высоком давлении; горячей РІРѕРґС‹; пара ( внутри-пластового движущегося очага горения); шахтного СЃРїРѕСЃРѕР±Р° разработки. Эти методы разработки наряду СЃ интенсификацией добычи нефти направлены РІ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРј РЅР° увеличение конечной нефтеотдачи.  [8]

Р’ настоящее время РІ НГДУ применяются РІСЃРµ методы интенсификации добычи нефти, нашедшие развитие Сѓ нас РІ стране, Р° именно: физико-химические, тепловые обработки СЃ РџРђР’.  [9]

Р’ целях увеличения прибыли РѕРЅРё предпочитают применять методы выборочной интенсификации добычи нефти РёР· активных запасов, даже если РѕРЅРё РїСЂРёРІРѕРґСЏС‚ Рє снижению проектной нефтеотдачи. Р’ то же время РІ нарушение Закона Рћ недрах выводятся РёР· эксплуатации тысячи малодебит-ных скважин.  [10]

Совершенствование технико-технологических решений РїРѕ механизированной добыче нефти, методам интенсификации добычи нефти Рё закачки РІРѕРґС‹ РЅР° месторождении Белый РўРёРіСЂ: Отчетно РќР�Р .  [11]

Представленный здесь РїРѕСЂСЏРґРѕРє проектирования системы разработки нефтяного месторождения никак РЅРµ противостоит различным средствам Рё методам интенсификации добычи нефти Рё увеличения конечной нефтеотдачи пластов. РќРѕ обоснование РёС… применения требует специальных расчетов. Необходимые для этого расчетные формулы уже созданы.  [12]

• Наряду СЃ поддержанием пластового давления посредством нагнетания РІ пласт РІРѕРґС‹, газа Рё РІРѕР·РґСѓС…Р°, оказавшимся неэффективным, проводились РІ широких масштабах Рё РґСЂСѓРіРёРµ известные РІ то время методы интенсификации добычи нефти, Р° также различные геолого-технические мероприятия, Рє числу которых относятся: изоляция РІРѕРґС‹ РІ обводнившихся скважинах, гидравлический разрыв пласта, солянокислотная обработка скважин, шнурковое торпедирование, форсирование Рё, наоборот, ограничение отборов жидкости.  [13]
• Наряду СЃ поддержанием пластового давления посредством нагнетания РІ пласт РІРѕРґС‹, газа Рё РІРѕР·РґСѓС…Р°, оказавшимся неэффективным, проводили РІ широких масштабах Рё РґСЂСѓРіРёРµ известные РІ то время методы интенсификации добычи нефти, Р° также различные геолого-технические мероприятия, Рє числу которых относятся: изоляция РІРѕРґС‹ РІ обводнившихся скважинах, гидравлический разрыв пласта, солянокислотная обработка скважин, шнурковое торпедирование, формирование Рё, наоборот, ограничение отборов жидкости.  [14]
• Р’СЃРµ многообразие СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРІ увеличения добычи нефти можно объединить единым термином — методы искусственного воздействия РЅР° нефтяной пласт, который включает как методы увеличения конечной нефтеоотдачи пласта, так Рё методы интенсификации добычи нефти.  [15]
• Страницы:      1    2

Источник: https://www.ngpedia.ru/id150660p1.html