Строительство скважин
Повышение продуктивности нефтедобывающих скважин. Кислотные обработки скважин. Гидравлический разрыв пласта. Гидропескоструйная перфорация скважин. Виброобработка забоев, тепловое воздействие на призабойную зону. Сооружения для нагнетания воды в пласт.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 21.10.2018 |
| Размер файла | 1,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
- 1. Строительство скважин
- 2. Повышение продуктивности нефтедобывающих скважин
- 2.1 Кислотные обработки скважин
- 2.2 Гидравлический разрыв пласта
- 2.3 Гидропескоструйная перфорация скважин
- 2.4 Виброобработка забоев скважин
- 2.5 Разрыв пласта давлением пороховых газов
- 2.6 Торпедирование скважин
- 2.7 Тепловое воздействие на призабойную зону скважин
- 3. Система поддержания пластового давления
- 3.1 Сооружения для нагнетания воды в пласт
- 4. Методы повышения нефтеотдачи пластов
1. Строительство скважин
В цикл строительства скважины входят:
1) подготовительные работы;
2) монтаж вышки и оборудования;
3) подготовка к бурению;
4) процесс бурения;
5) крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;
6) вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.
В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.
Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.
В общем случае (рис.1) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним - лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды.
1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы;
5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка;
7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка;
9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов;
12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря;
14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система;
16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка;
18 - силовой привод; 19 - насосы
Рис. 1. Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой.
Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.
нефтедобывающая скважина пласт призабойная зона
При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.
При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16.20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.
При крупноблочном методе установка монтируется из 2.4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.
Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.
После этого последовательно монтируют талевый блок с крон-блоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрировашюсть вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.
Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов.
Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.
Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.
В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.
Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.
Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.
В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15.16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.
При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают на специальную площадку - подсвечник, а верхний - на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.
Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис.2. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.
Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:
1) промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью;
2) поршневание (свабирование) - снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.
От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.
Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.
После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.
Рисунок 2. Схема бурения скважины
1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт;
4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне;
I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.
Рис.3. Конструкция скважины.
2. Повышение продуктивности нефтедобывающих скважин
Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.
Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем выше производительность эксплуатационной скважины или поглотительная способность нагнетательной скважины и наоборот.
Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним. Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при заканчивании скважин бурением их призабойные зоны часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко снизиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.
Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, оксиды железа). Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.
Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.
2.1 Кислотные обработки скважин
Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин.
Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НСl) и фтористо-водородную (HF) кислоты.
При солянокислотной обработке кислота растворяет карбонатные породы - известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т.е. хлористый кальций (СаСl2) и хлористый магний (МgС12), вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются на поверхность. Образующийся при реакции углекислый газ (СО2) также легко удаляется на поверхность.
При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект получают при расширении поровых каналов и очистке их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под воздействием кислоты иногда образуются узкие кавернозные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебит. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.
При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) в целях очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой.
Для обработки скважин применяют 8 - 20% -ный раствор соляной кислоты. Наиболее часто используют 12 - 15% -ный раствор НСl. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м3 солянокислотного раствора.
Так как соляная кислота разъедает металл, для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл. В качестве ингибиторов применяют различные вещества, в основном поверхностно-активные (ПАВ): уникол, катапин, формалин и др. Дозировка ингибиторов составляет обычно 0,05 - 0,25 % от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа ингибитора. Так, коррозионное действие раствора 10% -ной соляной кислоты после добавки уникола снижается следующим образом: при дозировке 0,05 % - в 15 раз, при дозировке 0,25 % - в 42 раза.
В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальтосмолистых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно прогреть, чтобы расплавить эти вещества. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью, или производят термокислотную обработку. Термокислотная обработка - процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.
Известно много веществ, которые реагируют с соляной кислотой - каустическая сода, карбид кальция, алюминий, однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество теплоты, а продукты реакции полностью растворяются.
Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15% -ной соляной кислоты. При этом вся кислота превращается в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным теплом был бы нагрет до температуры 308°С. Однако такая высокая температура привела бы к отрицательным явлениям, т.е. к потере тепла на парообразование с выделением части хлористого магния. Кроме того, для расплавления парафина и смол нужна значительно меньшая температура. Поэтому рационально такое соотношение кислоты и магния, при котором конечная температура раствора после реакции была бы в пределах 75 - 80°С. Обработку скважин в термохимической фазе так и ведут, чтобы отреагировавшая с магнием кислота перед поступлением в пласт имела температуру около 75 - 80°С и в то же время была бы еще достаточно активной (10 - 12% -ной концентрации) для реакции с породами пласта.
Обычно для термокислотной обработки применяют прутковый магний (диаметр прутка 2 - 4 мм, длина 60 мм). Прутки загружают в специальный наконечник, который на насосно-компрессорных трубах спускают в скважину на заданную глубину.
Солянокислотный раствор для кислотных и термокислотных обработок приготовляют на центральной кислотной базе или же непосредственно на скважинах.
Технология солянокислотных обработок скважин может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт при помощи насоса или самотеком. Иногда перед закачкой кислоты в пласт для разрушения глинистой или цементной корки применяют кислотную ванну. При этом в скважину закачивают раствор 6 - 8% -ной кислоты с таким расчетом, чтобы он заполнил ствол скважины в интервале его обработки.
2.2 Гидравлический разрыв пласта
Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.
Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров. Образовавшиеся в породе трещины шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью.
Дебиты скважин после гидроразрыва пласта часто увеличиваются в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов:
1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин;
2) закачка жидкости-песконосителя;
3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.
Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.
Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: углеводородные жидкости и водные растворы.
Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.
Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах. К ним относятся: сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтями; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.
Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним относятся - вода; водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.
При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.
Так как при незначительной вязкости для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно работающих насосов. Если вязкость жидкости превышает допустимые значения, для образования трещин необходимы высокие давления, так как с увеличением вязкости растут потери при прокачке жидкости по трубам.
Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям:
1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород;
2) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по составу кварцевый песок с размерами зерен от 0,5 до 1,0 мм.
Требуемое количество песка для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. В сильнотрещиноватые породы (известняки и доломиты) закачивается до нескольких десятков тонн песка. Значительное количество песка закачивают также и в рыхлые породы, обычно уже дренированные при предыдущей эксплуатации и предрасположенные к пробкообразованию. В пласты, сложенные из песчаников и малотрещиноватых известняков, целесообразно закачивать 8 - 10 т песка на скважину. В отдельных случаях это количество уменьшают до 4 - 5 т или, наоборот, увеличивают до 20 т. Концентрация песка в жидкости-песконосителе, в зависимости от ее фильтруемости и удерживающей способности, может колебаться от 100 до 600 кг на 1 м3 жидкости.
Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить солянокислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.
В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром 89 мм, по которым жидкость разрыва направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП применять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления.
Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на фильтровую зону и нижнюю поверхность пакера. Таким образом, в процессе гидроразрыва пласта на пакер снизу вверх действуют большие усилия. Если не принимать соответствующие меры, пакер вместе с насосно-компрессорными трубами будет подниматься вверх, что недопустимо. Для предотвращения этого на трубах устанавливают гидравлический якорь.
При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршни гидравлического якоря, вследствие чего они выходят из своих гнезд и прижимаются к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршни прижимаются к колонне. Кольцевые грани на торце поршней врезаются в колонну и препятствуют перемещению насосно-компрессорных труб [3].
Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва.
К основному оборудованию относятся: передвижные насосные агрегаты, максимальное давление которых составляет 70 МПа при подаче 6 л/с. Для смешивания жидкости-песконосителя с песком применяют пескосмесительные установки, смонтированные на высокопроходимых автомобилях. Процесс смешивания песка с жидкостью и подачи смеси на приме насосных агрегатов механизирован. Пескосмесительный агрегат имеет грузоподъемность 9 т. и производительность 50 т/ч. Он оборудован загрузочным шнеком. С помощью таких агрегатов готовится смесь песка с жидкостью любой заданной концентрации.
Так как в процессе гидравлического разрыва пласта обычно используют несколько насосных агрегатов, для упрощения их обвязки между собой и с арматурой устья при нагнетании жидкости в скважину применяют самоходный блок манифольда. Этот блок состоит из напорного и приемно-раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Все оборудование смонтировано на шасси автомобиля. Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.
2.3 Гидропескоструйная перфорация скважин
Кроме перфорации скважин этот метод применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом, при кислотной обработке скважин и других методах воздействия на призабойную зону.
Метод гидропескоструйной перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном кольце и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.
Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм, изготовляемые из абразивостойких сплавов, установлены под углом 2 - 3° к горизонтальной плоскости. Это повышает абразивное действие струи в результате изменения направления и снижения отрицательного действия отраженной струи, а также исключает разрушение корпуса насадок. В зависимости от вида перфорации насадки в перфораторе устанавливают различно. Для вскрытия пласта путем создания горизонтальной круглой щели четыре насадки размещаются в одной горизонтальной плоскости, в остальные гнезда ввинчиваются заглушки. При создании диаметрально противоположных вертикальных щелей насадки размещаются в вертикальной плоскости по две или три с каждой стороны перфоратора. Число и размещение насадок при создании каналов в породе определяется геолого-промысловыми условиями.
Колонну спущенных труб перед перфорацией опрессовывают на рабочее давление, для чего над перфоратором устанавливают шариковый клапан. После окончания промывки шарик извлекается на поверхность обратной промывкой, т.е. прокачкой жидкости в пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами.
Для гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных скважинах - воду. В качестве абразивного материала используют отсортированный кварцевый песок фракции 0,5 - 0,8 мм. Концентрация песка в жидкости должна составлять 50-100 г/дм3. Скорость прокачки смеси жидкости с песком составляет 3,0 - 4,0 л/с на одну насадку. В этом случае скорость выходящей из насадки струи жидкости будет равна 200 - 260 м/с, а перепад давления в насадках - 18 - 22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта составляет 15 - 20 мин. После перфорации нижнего интервала перфоратор устанавливают в следующем верхнем. В новых интервалах установки перфоратора операция повторяется при том же режиме проведения процесса.
При гидропескоструйной перфорации применяют то же наземное оборудование, что и для гидравлического разрыва пласта: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и т.д. Подземное оборудование состоит из гидроперфоратора, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах.
2.4 Виброобработка забоев скважин
Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважину состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.
Для осуществления процесса в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается гидравлический вибратор золотникового типа, который устанавливается против выбранной для обработки части продуктивной зоны пласта. Рабочая жидкость прокачивается по трубам и, проходя через вибратор, генерирует непрерывную серию гидравлических ударов. Колебания создаются путем периодических перекрытий потока рабочей жидкости, протекающей через золотниковое устройство вибратора.
Гидравлический вибратор золотникового типа показан на рисунке 4. В корпусе вибратора расположен жестко закрепленный ствол 1 - стакан со щелевыми прорезями на образующей цилиндра. В донной части ствола имеется цилиндрическое отверстие. На стволе свободно вращается цилиндрический золотник 2 со щелевыми прорезями, выполненными под некоторым углом к образующей. На золотнике прорези также выполнены под углом к образующей, но в противоположном направлении к отверстиям в стволе. В результате образуется турбинное устройство, у которого направляющим аппаратом является ствол с косыми прорезями, а рабочим колесом - золотник с направленными под углом прорезями. Кроме щелевых отверстий в стволе имеются пусковые отверстия, позволяющие запускать золотник при перекрытии щелей в стволе.
1 - стакан, 2 - щелевые прорези, 3 - шариковая опора.
Рисунок 4. Гидравлический вибратор золотникового типа.
Золотник устанавливается на шариковых опорах 3. При прокачивании рабочей жидкости золотник за счет ее истечения из щелевых прорезей начинает вращаться. Вращаясь, золотник перекрывает поток рабочей жидкости, в результате чего образуются гидравлические удары, частота которых зависит от числа щелей и частоты вращения золотника и может быть доведена до 30 000 ударов в минуту. Гидравлический удар сопровождается подъемом давления, что способствует резкому импульсному истечению жидкости из донного отверстия ствола. Кроме этого, периодическое истечение жидкости из щелей при вращении золотника создает циклические колебания в окружающей среде (жидкости).
При виброобработках у скважины устанавливают обычно два насосных агрегата для создания непрерывной струи рабочей жидкости во время переключения агрегата с одной скорости на другую. Устье скважины оборудуется так же, как и при гидравлическом разрыве пласта.
В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.
2.5 Разрыв пласта давлением пороховых газов
Этот метод основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате.
Применение в зависимости от глубины обрабатываемого интервала разных по массе пороховых зарядов (3; 5; 7; 10; 15 кг) позволяет создавать в скважине давление, равное полному горному или превышающее его, тем самым обеспечивая условия для образования новых или расширения естественных трещин. Вследствие необратимости процесса деформации пород после снятия давления частично сохраняются каналы. Последнее позволяет отказаться от проведения операции по закреплению трещин.
Разрыв пласта давлением пороховых газов рекомендуется проводить в нефтяных, газовых или нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.
2.6 Торпедирование скважин
Процесс торпедирования для увеличения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличивается диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.
Взрывные методы воздействия применяют также при освобождении прихваченных бурильных и обсадных труб, для разрушения на забое металлических предметов, которые не удается извлечь, для разрушения плотных песчаных пробок и т.д.
Для торпедирования применяют взрывчатые вещества бризантного (дробящего) типа. К ним относятся: ВВ из нитросоединений ароматического ряда (тротил, тетрил, гексоген); из нитратов или эфиров азотной кислоты (ТЭН, нитроглицерин и др.); из смесей и составов (аммониты и динамиты).
Торпеды чаще всего взрывают в скважинах с открытым забоем. Для предохранения обсадных труб от разрушения над торпедой устанавливают пробку (забойку) - жидкую или твердую. В качестве жидкой пробки используют нефть, воду или глинистый раствор, в качестве твердой - песок, глину или цементный мост. Торпедирование с применением твердых пробок связано с необходимостью проведения длительных работ по очистке скважины.
2.7 Тепловое воздействие на призабойную зону скважин
Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяется фазовое равновесие составляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафинов и смол и последние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъемных трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта и продуктивность скважины снижается.
При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне, снижает вязкость и увеличивает подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте. Призабойную зону прогревают при помощи электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.
При электротепловой обработке призабойных зон в скважину на кабель-тросе спускают электронагреватель, который состоит из трубчатых электронагревательных элементов (ТЭНов), заключенных в перфорированном кожухе.
Призабойная зона обычно прогревается в течение нескольких суток, после чего электронагреватель извлекают из скважины, спускают в нее насос и скважину вводят в эксплуатацию. Горячие жидкости (нефть, дизельное топливо и др.) закачиваются в скважину, проводятся с помощью насосов обычно через затрубное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.
При паротепловой обработке скважин теплоносителем служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ), смонтированных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим высоким давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.
При паротепловой обработке над верхними отверстиями фильтра обычно устанавливают термостойкий пакер для изоляции фильтровой зоны от эксплуатационной колонны и предохранения ее от воздействия высокой температуры нагнетаемого в скважину пара. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После прогрева возобновляют эксплуатацию скважины.
3. Система поддержания пластового давления
При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5.2 м3 - при площадном заводнении и 2.2,5 м3 - при законтурном заводнении.
Воды, используемые для закачки в пласт. Необходимость их подготовки
Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (-85 %), пресных (~ 10 %) и ливневых (~ 5 %) вод.
Природные и сточные воды могут содержать примеси органического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидрозакись Fe (OH) 2 и гидроокись Ре (ОН) 3 железа, а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов. В сточных водах, кроме того, могут присутствовать капельки нефти, а также большое количество солей, доходящее до 300 г/л.
Частицы водорослей, ила и соединения железа, содержащиеся в нагнетаемой воде, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Присутствующие же в закачиваемой воде микроорганизмы могут образовать нежелательные соединения. Так, сульфатовосстанавливающие бактерии при своей жизнедеятельности вырабатывают сероводород в количестве до 100 мг/л. В последующем этот коррозионно-активный газ вместе с нефтью извлекается на поверхность и подвергает разрушению трубопроводы, аппараты и оборудование.
Сероводород вместе с углекислым газом может присутствовать в пластовых водах и в растворенном состоянии. Углекислый газ, находящийся в воде приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, чем интенсифицирует его коррозию. Растворенный в поверхностной воде кислород также является нежелательным компонентом, поскольку он является обязательным элементом реакции кислородной деполяризации, протекающей при электрохимической коррозии трубопроводов и оборудования.
Присутствие солей в закачиваемых в пласт водах также может стать причиной образования коррозионно-активных компонентов. Так, при взаимодействии сульфатов кальция CaSO1 с метаном может образовываться сероводород.
Согласно существующим правилам и инструкциям, вода, предназначенная для закачки в пласты, должна содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа.
Подготовка воды для закачки в пласт
Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает:
1) осветление мутных вод коагулированием;
2) декарбонизацию;
3) обезжелезивание;
4) ингибирование.
Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, железный купорос и др.), называемые коагулянтами. В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуются хлопьевидные соединения, которые оседают в воде.
Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды бикарбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей.
Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы.
В ходе аэрации - процесса обогащения воды кислородом воздуха - из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. Однако при аэрации из воды удаляются не все соли железа, а сам процесс требует использования весьма громоздкого и сложного оборудования. Кроме того, аэрация повышает коррозионную активность воды.
При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.
Ингибированием называется обработка воды ингибиторами - веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.
Реагенты-бактерициды используют для подавления жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий. Одним из наиболее эффективных реагентов является формалин.
Типовая схема установки подготовки природных вод показана на рис.5. Насос 1 забирает воду и подает ее в смеситель 3. По пути дозировочное устройство 2 вводит в нее коагулянт. В смесителе 3 коагулянт интенсивно перемешивается с водой, после чего обработанная вода поступает в осветлитель 4, где образуются и задерживаются хлопья. Окончательная очистка воды от хлопьев осуществляется в фильтре 5, откуда она самотеком направляется в резервуары 6. Затем насос 7 перекачивает воду на кустовые насосные станции (КНС), которые через нагнетательные скважины закачивают ее в пласт. Насос 8 служит для периодической очистки фильтра 5 от взвешенных частиц путем прокачки через него чистой воды.
1,7,8 - насос; 2 - дозировочное устройство; 3 - смеситель; 4 - осветлитель; 5 - фильтр; 6 - резервуары; I - неподготовленные природные воды; II - коагулянт; III - подготовленная вода на кустовые насосные станции; IV - вода для очистки фильтра
Рисунок 5. Принципиальная схема установки подготовки природных вод.
Для предупреждения коррозии и стабилизации химического состава воды в нее при помощи дозировочных насосов добавляют реагент гексаметафосфат натрия в количестве 2.3 г/м3. С целью уничтожения бактерий и других микроорганизмов применяют обработку воды хлором - ее хлорирование.
В отличие от природных сточные воды могут содержать нефть, углекислый газ, сероводород и микроорганизмы. Соответственно их подготовка предусматривает:
1) отстаивание от нефти и газа;
2) уничтожение микроорганизмов.
Для подготовки сточных вод на промыслах используют схемы открытого и закрытого типа. Принципиальная схема установки очистки пластовых сточных вод открытого типа приведена на рис.6. Отделенная при подготовке нефти вода сбрасывается по водоводу в песколовку 1 для удаления механических примесей. Далее вода, содержащая нефть, поступает в нефтеловушку 2, где за счет низкой скорости движения смеси капельки нефти успевают всплыть и откуда она периодически откачивается насосом 3 на УКПН. Далее вода с остаточным содержанием нефти (диаметр капель 70.80 мкм) самотеком поступает в два параллельно соединенных пруда-отстойника 4, в которых скорость воды не превышает 8 мм/с, в результате чего в ней всплывают практически все оставшиеся капельки нефти. Из прудов-отстойников вода самотеком поступает в приемную камеру 5, из которой забирается насосом 6 и через попеременно работающие фильтры 7 подается в емкость чистой воды 8. Затем эта вода насосом 9 откачивается на КНС. По мере загрязнения фильтры отключают и ставят на промывку чистой водой из емкости 8 с помощью насоса 10. Загрязненную после промывки воду сбрасывают в илонакопитель 11.
1 - песколовка; 2 - нефтеловушка; 3,6,9,10 - насосы; 4 - пруд-отстойник; 5 - приёмная камера; 7 - фильтр; 8 - емкость чистой воды; 11 - илонакопитель; I - загрязнённая вода; II - мехпримеси; III - нефть на УКПН; IV - вода на КНС.
Рисунок 6. Схема установки очистки пластовых вод открытого типа
Схема водоподготовки открытого типа позволяет очищать пластовые и ливневые сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности воды, а также совместно закачивать их в нагнетательные скважины. Обычно ее рекомендуют использовать для сточных вод с большим содержанием сероводорода и углекислого газа, а кроме того, для более глубокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей. Однако на сооружение нефтеловушек и прудов-отстойников затрачиваются значительные средства. Кроме того, в результате контакта с кислородом воздуха увеличивается коррозионная активность воды.
Принципиальная схема установки очистки пластовых сточных вод закрытого типа приведена на рис.7. Отделенная от нефти в отстойнике предварительного сброса (ОПС) вода по линии сброса 1 направляется в резервуар-отстойник 2, а частично обезвоженная нефть (до 5 %), пройдя УПН, поступает в теплоизолированные отстойники 3. Процесс отделения воды в них ускоряется, благодаря произведенному в УПН нагреву и вводу ПАВ. Отделенная горячая вода поступает на прием насоса 4 и снова подается в отстойник предварительного сброса УПН, что позволяет уменьшить расход деэмульгатора и температуру нагрева эмульсии. Из резервуара-отстойника 2 пластовая сточная вода забирается насосом 5 и подается на КНС.
Применение закрытой системы очистки позволяет интенсифицировать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтрования под давлением, существенно снизить агрессивность сточной воды путем исключения ее контакта с кислородом воздуха, использовать остаточное давление, существующее в системе подготовки нефти. К недостаткам закрытых систем относится необходимость строительства блока для параллельной очистки поверхностных ливневых стоков.
1 - линия сброса воды из отстойника; 2 - резервуар-отстойник; 3 - теплоизолированный отстойник; 4,5 - насосы; I - холодная "сырая" нефть; II - обезвоженная нефть; III - горячая вода с ПАВ; IV - подготовленная вода на КНС.
Рисунок 7. Схема установки очистки пластовых сточных вод закрытого типа.
3.1 Сооружения для нагнетания воды в пласт
К сооружениям для нагнетания воды в пласт относятся кустовые насосные станции (КНС), водораспределительные пункты (ВРП), высоконапорные водоводы (ВВ) и нагнетательные скважины.
Кустовые насосные станции предназначены для закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления. Они оснащаются центробежными насосами марки ЦНС (центробежный насос), сведения о которых приведены в приложении таблица 2.
Как видно из табл.2 первая цифра в марке насоса - его номинальная подача в кубических метрах в час, а вторая - номинальный напор в метрах. Отметим также, что столь высокие напоры насосы ЦНС создают, благодаря большому числу ступеней.
КНС сооружают как в капитальном исполнении, так и в блочном. Во втором случае продолжительность строительства уменьшается в 5 раз и более, а капиталовложения снижаются на 16 %.
Блочные кустовые насосные станции (БКНС) изготавливают по типовому проекту. На подготовленной площадке их монтируют из блоков заводского изготовления массой от 11 до 30 т.
Водораспределительные пункты строят для сокращения протяженности высоконапорных водоводов. Они предназначены для распределения воды, поступающей от КНС между несколькими нагнетательными скважинами.
Высоконапорные водоводы служат для транспортирования воды от КНС до нагнетательных скважин. Их протяженность зависит от принятой системы распределения воды по скважинам, числа нагнетательных скважин и расстояния между ними, а также от числа КНС.
Нагнетательные скважины конструктивно не отличаются от эксплуатационных скважин для добычи нефти или газа. Единственное - в оборудование устья входит регулятор расхода закачиваемой воды.
4. Методы повышения нефтеотдачи пластов
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны. По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в "засорении" призабойной зоны - заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.
К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин.
а - пласт перед воздействием; б - пласт после гидроразрыва; в - пласт (призабойная зона) после кислотной обработки.1 - обсадная труба; 2 - ствол скважины; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - трещины в породе, образовавшиеся после гидроразмыва; 5 - порода, проницаемость которой увеличена в результате кислотной обработки
Рисунок 8. Применение гидроразрыва пласта и кислотной обработки скважин.
Гидроразрыв пласта (рис.6. б) производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.
Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2.3 раза.
Гидропескоструйная перфорация - это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50.200 г/л закачивается в скважину с расходом 3.4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200.260 м/с, а перепад давления - 18.22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с.
Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамиты) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.
К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.
Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НС1 8.15 % -ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции
СаС03 + 2НС1 = СаС12 + Н2О + СО2
CaMg (CO: i) 2 + 4НС1 = СаС12 + MgCl2 + 2Н2О + 2СО2.
Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС12 и хлористый магний MgCl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.
Плавиковая кислота HF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.
Уксусная кислота СН^СООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fe (OH) r
Подобные документы
Эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и доля пластовой энергии на подъем жидкости непосредственно в скважине. Гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация и торпедирование скважин.
презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016Исследование методов вскрытия нефтяных залежей. Освоение скважин. Характеристика процесса технологических операций воздействия на призабойную зону пласта. Измерение давления и дебита скважин. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр.
контрольная работа [53,2 K], добавлен 21.08.2016Химические, механические, тепловые методы воздействия на призабойную зону скважин. Факторы, от которых зависит проницаемость и рост фильтрационной корки. Зоны кольматации пласта. Форма загрязнения вокруг вертикального и горизонтального ствола скважин.
презентация [2,3 M], добавлен 16.10.2013Факторы, обуславливающие эффективность кислотной обработки скважин. Глубина проникновения кислотных составов в пласт и охват ПЗП. Составы для кислотной обработки скважин: на водной основе; пенокислоты; прямые и обратные кислотосодержащие эмульсии.
курсовая работа [36,9 K], добавлен 19.05.2011Солянокислотные обработки призабойных зон скважин. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Компрессорный способ освоения фонтанных, полуфонтанных и механизированных скважин.
лекция [803,1 K], добавлен 29.08.2015Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти или газоотдачи. Сущность данного метода, средства и техника, необходимые для его проведения. Пример расчёта гидравлического разрыва пласта.
курсовая работа [3,6 M], добавлен 29.11.2010Опробование, испытание и исследование скважин на Приразломном месторождении. Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин). Обоснование типовой конструкции скважин. Состояния вскрытия пластов.
курсовая работа [196,4 K], добавлен 06.03.2010Анализ результатов испытания скважин Кравцовского месторождения. Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону. Технология и техника добычи нефти и газа. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин.
дипломная работа [4,8 M], добавлен 25.09.2012Методы вскрытия пласта. Геологическая характеристика месторождения, физико-механические свойства пород, пластовое давление. Наличие подошвенных и локальных вод и их гидрогеологическая характеристика. Пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная перфорация.
реферат [16,9 K], добавлен 19.03.2012Оборудование ствола и устья скважины. Характеристика и условия работы насосных штанг. Законтурное и внутриконтурное заводнение. Классификация скважин по назначению. Ликвидация песчаных пробок гидробуром. Методы воздействия на призабойную зону пласта.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 26.10.2011
