Термокислотная обработка относится к методам увеличения дебита скважин

Обновлено: 07.07.2024

Термокислотная обработка скважин

В скважинах, где возможно запарафинивание забоя отлагаю­щимся парафином или ^молами, кислотная обработка будет более «ктивнои, если забой скважины предварительно подогреть и тем самым расплавить парафин. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью или вместо обычной обработки делают термокислот­ную обработку.

Термокислотная обработка заключается в том, что на забой скважины опускают вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровож­дающуюся большим выделением тепла. В качестве таких веществ можно применять едкий натр, едкое кали, магний или какие-либо другие ме­таллы. После опускания этих веществ на забой приступают к прокачке кислоты обычными спо-. собами.

Особо активным материалом, выделяющим при реакции с кислотой большое количество тепла, является металлический магний. Если при реак­ции соляной кислоты с твердым едким натром выделяется 592 ккал тепла на 1 кг его, при реакции с едким кали — 450 ккал тепла, то при реакции с магнием выделяется 4520 ккал (19 МДж) тепла на 1 кг магния.

Магний можно применять или в виде стру­жек — отходов металлообработки или в виде прутков. Более удобными для проведения тер­мокислотных обработок являются магниевые прутки диаметром 2—4 см, длиной до 60 см.

Рис. 158. Реакци­онный наконеч­ник.

Для загрузки прутков магния применяются специальные реакционные наконечники (рис. 158). Верхнюю трубу 3 наконечника через перевод­ник 2 крепят на резьбовом соединении под ко­нусную муфту насоса 1. Эта труба, являющаяся контактным стволом наконечника, заполняется стержнями магния; в ней происходит реакция между магнием и прокачиваемым через трубу ки­слотным раствором. Нижняя труба 6, в которую из верхней трубы через дырчатую пластину-ре­шетку 4 поступает кислотный раствор, нагретый вследствие реакции с магнием, предназначена для выброса горячей кислоты на стенки скважины через ниппели 7, ввинченные на резьбе в отверстия трубы. Эти отверстия расположены попарно в шахматном порядке через каждые 0,5 м по длине трубы.

Для дегазации горячего раствора, поступающего в нижную трубу, в муфтовом соединении между верхней и нижней трубами устанав­ливается воронка-газоотбойник 5. Для удаления освобожденного газа (водорода) в верхней части нижней трубы под муфтой просвер­ливают четыре—шесть отверстий диаметром 3 мм в один ряд по ок­ружности трубы. В нижней части нижней трубы на шпильках уста­навливается термометр-самописец 8 для записи температуры во время процесса. Для защиты от действия горячего раствора термо­граф помещают в железный кожух.

Объем наконечника обеспечивает загрузку 40 кг пруткового магния.

Термокислотная обработка — процесс комбинированный: в пер­вой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины,, причем соляная кислота нагревается теплом, выделяемым при химической реакции между этой же соляной кисло­той и магнием; во второй фазе термокислотной обработки, следу­ющей без перерыва за первой, производится обычная кислотная об­работка.

Термокислотная обработка скважин осуществляется в следу­ющем порядке. Наконечник загружают стержнями магния и опускают на насосных трубах в скважину. Оборудование для закачки обвязы­вают по схеме, изображенной на рис. 154. После проведения всех подготовительных работ в трубы подкачивают нефть при максималь­ной производительности насоса. Тотчас за нефтью, без всякого пере­рыва в скважину закачивают 15%-ный солянокислотный раствор, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.

После закачки порции кислоты, предназначенной для первой (термохимической) фазы обработки, немедленно закачивают кислот­ный раствор для заключительной стадии обработки. По завершении закачки всего объема кислотного раствора в скважину прокачивают .продавочную жидкость и продавливают кислоту в пласт.

КОМПЛЕКТ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ ПО МЕЖДИСЦИПЛИНАРНОМУ КУРСУ МДК 01.02 Разработка нефтяных и газовых месторождений

Комплект контрольно-измерительных материалов по междисциплинарному курсу эксплуатация нефтяных и газовых месторождений программы подготовки специалистов среднего звена (ППССЗ) по специальности СПО 21.02.01 эксплуатация нефтяных и газовых месторождений базового уровня разработан на основе Федерального государственного образовательного стандарта (далее – ФГОС) по специальности среднего профессионального образования (далее – СПО) 21.02.01 Разработка нефтяных и газовых месторождений в соответствии с рабочей программой профессионального модуля ПМ.01 Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Разработчик: ЛНТ(филиала)ФГБОУ ВО «ЮГУ» преподаватель П.Ш Исмаилов

(место работы) (занимаемая должность) (инициалы, фамилия)

Эксперт ЛНТ(филиала) ФГБОУ ВО «ЮГУ» преподаватель В.В Авилкина_

(место работы) (занимаемая должность) (инициалы, фамилия)

1. Паспорт комплекта контрольно-измерительных материалов

1.1. Область применения

Комплект контрольно-измерительных материалов предназначен для проверки результатов освоения междисциплинарного курса (далее - МДК) разработка нефтяных и газовых месторождений программы подготовки специалистов среднего звена (ППССЗ) по специальности (специальностям) СПО 21.02.01 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Комплект контрольно-измерительных материалов позволяет оценивать:

Освоение профессиональных компетенций (ПК) и общих компетенций (ОК)

и общие компетенции

ПК1.3 Предотвращать и ликвидировать последствия аварийных ситуаций на нефтяных и газовых месторождениях

Практические работы 34-38

Тесты по темам 2.6-2.8

Комплект вопросов по темам 2.6-2.8

ПК1.4 Проводить диагностику, текущий и капитальный ремонт скважин.

Практические работы 47-55

Тесты по темам 2.11-2.12

Комплект вопросов по темам 2.11-2.12

ПК1.5 Принимать меры по охране окружающей среды

Практические работы 62-71

Тесты по темам 2.15

Комплект вопросов по темам 2.15

ОК 1 Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии, проявлять к ней устойчивый интерес.

Практические работы 1-71

Тесты по темам 2.1-2.12; 2.14-2.15

Комплект вопросов по темам 2.1-2.12 ; 2.14-2.15

ОК 2 Организовывать собственную деятельность, выбирать типовые методы и способы выполнения профессиональных задач, оценивать их эффективность и качество.

Практические работы 1-71

Тесты по темам 2.1-2.12; 2.14-2.15

Комплект вопросов по темам 2.1-2.12 ; 2.14-2.15

ОК 3 Принимать решения в стандартных и нестандартных ситуациях и нести за них ответственность.

Практические работы 1-71

Тесты по темам 2.1-2.12; 2.14-2.15

Комплект вопросов по темам 2.1-2.12 ; 2.14-2.15

ОК 4 Осуществлять поиск и использование информации, необходимой для эффективного выполнения профессиональных задач, профессионального и личностного развития.

Практические работы 1-71

Тесты по темам 2.1-2.12; 2.14-2.15

Комплект вопросов по темам 2.1-2.12; 2.14-2.15

ОК 5 Использовать информационно-коммуникационные технологии в профессиональной деятельности.

Практические работы 1-71

Тесты по темам 2.1-2.12; 2.14-2.15

Комплект вопросов по темам 2.1-2.12 ; 2.14-2.15

ОК 6 Работать в коллективе и команде, эффективно общаться с коллегами, руководством, потребителями.

Практические работы 1-71

Тесты по темам 2.1-2.12; 2.14-2.15

Комплект вопросов по темам 2.1-2.12 ; 2.14-2.15

ОК 7 Брать на себя ответственность за работу членов команды (подчиненных), результат выполнения заданий.

Практические работы 1-71

Тесты по темам 2.1-2.12; 2.14-2.15

Комплект вопросов по темам 2.1-2.12 ; 2.14-2.15

ОК 8 Самостоятельно определять задачи профессионального и личностного развития, заниматься самообразованием, осознанно планировать повышение квалификации.

Практические работы 1-71

Тесты по темам 2.1-2.12; 2.14-2.15

Комплект вопросов по темам 2.1-2.12 ; 2.14-2.15

ОК 9 Ориентироваться в условиях частой смены технологий в профессиональной деятельности.

Практические работы 1-71

Тесты по темам 2.1-2.12; 2.14-2.15

Комплект вопросов по темам 2.1-2.12 ; 2.14-2.15

1.1.2 Освоение умений и усвоение знаний

Освоенные умения, усвоенные знания

№ заданий для проверки

У.4 Использовать средства автоматизации технологических процессов добычи нефти и газа;

Практические работы 2-8; 26-33

Тесты по темам 2.2; 2.5

Комплект вопросов по темам 2.2; 2.5

З.4 Технологию сбора и подготовки скважинной продукции; нормы отбора нефти и газа из скважин и пластов;

Практические работы 43-46

Тесты по темам 2.10

Комплект вопросов по темам 2.10

З.5 Методы воздействия на пласт и призабойную зону;

Практические работы 39-41

Тесты по темам 2.9

Комплект вопросов по темам 2.9

З.6 Способы добычи нефти;

Практические работы 2-38

Тесты по темам 2.2-2.7

Комплект вопросов по темам 2.2-2.7

З.7 Проблемы в скважине: пескообразование, повреждение пласта, отложения парафинов, эмульгирование нефти в воде и коррозия;

Практические работы 15-25; 47-53

Тесты по темам 2.4; 2.11

Комплект вопросов по темам 2.4; 2.11

З.8 Особенности обеспечения безопасных условий труда в сфере профессиональной деятельности;

Практические работы 62-71

Тесты по темам 2.15

Комплект вопросов по темам 2.15

З.9 Правовые, нормативные и организационные основы охраны труда в нефтегазодобывающей организации

Практические работы 62-71

Тесты по темам 2.15

Комплект вопросов по темам 2 .15

1.2. Система контроля и оценки освоения программы компонента ПМ - междисциплинарного курса

1.2.1. Формы рубежной аттестации по ППССЗ при освоении междисциплинарного курса

Формы промежуточной аттестации

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

1.2.2. Организация контроля и оценки освоения программы междисциплинарного курса

Промежуточный контроль по междисциплинарному курсу МДК 01.02. устройство, техническое обслуживание и ремонт автомобилей по текущим оценкам тематического контроля.

Условием положительной аттестации является положительная оценка освоения всех умений, знаний, а также формируемых профессиональных компетенций по всем контролируемым показателям: устный опрос, тестирование, выполнение самостоятельной внеаудиторной работы, защита выполненных практических работ.

Промежуточная аттестация : э кзамен (4 и 5 семестр) по вопросам теоретического и практического характера; дифференцированный зачет (6 семестр) тестирование;

К дифференцированному зачету и экзамену по междисциплинарному курсу допускаются обучающиеся, полностью выполнившие все практические работы/задания, и имеющие положительные оценки по результатам текущего контроля.

2. Задания для оценки освоения умений и усвоения знаний

Выполнение и защита практических работ.

Выполнение тестовых заданий.

Выполнение самостоятельной работы.

к комплекту КИМ по МДК 01.02

ПЕРЕЧЕНЬ ПРАКТИЧЕСКИХ РАБОТ

Расчет освоения скважины закачкой жидкости, компрессированием, свабированием

Фонтанирование за счет энергии гидростатического напора. КПД процесса. Фонтанирование за счет энергии растворенного газа.

Расчет диаметра фонтанного подъемника и предельной обводненности, при которой возможно фонтанирование.

Определение удельного веса смеси в подъемнике, давления у башмака труб.

Обработка результатов исследования фонтанной скважины.

Расчет и подбор подземного оборудования для фонтанной скважины.

Расчёт процесса фонтанирования.

Графический метод расчета фонтанирования.

Расчет пускового давления для различных подъемников. Определение оптимального и максимального дебитов.

Расчет компрессорного подъемника.

Расчет расстановки газлифтных клапанов. Расчет плунжерного подъемника.

Определение производительности и мощности компрессора.

Обработка результаты исследования газлифтной скважины.

Расчет и подбор оборудования для газлифтной эксплуатации скважин.

Выбор компоновки скважинной штанговой насосной установки.

Расчет оптимального давления на приеме насоса и его глубины спуска.

Расчет сепарации газа у приема насоса и характеристик газожидкостной смеси

Определение нагрузок на штанги и станок-качалку

Подача штанговой скважинной насосной установки

Измерения с помощью динамографа

Расчет крутящего момента на валу редуктора и уточнение выбора типоразмера станка-качалки.

Обработка результатов исследования скважины, оборудованной штанговыми насосами.

Выбор компоновки ШСНУ.

Расчет давления на выходе из насоса.

Расчет и подбор оборудования для эксплуатации скважин погружным электронасосом.

Расчет оптимального, допускаемого и предельного давлений на приеме ПЭЦН.

Расчет гидропоршневого насоса.

Обработка результатов исследования скважин, оборудованных погружными электроцентробежными насосами.

Расчет и подбор оборудования для эксплуатации скважин погружными электронасосами.

Расчет погружного винтового электронасоса.

Методика подбора УЭЦН.

Корректировка паспортной характеристики ПЦЭН.

Расчет и подбор оборудования для эксплуатации газовых скважин, установление режима работы.

Определение условий гидратообразования в газовых скважинах.

Обработка результатов исследования газовой скважины.

Определение коэффициента подачи насосной установки при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной.

Расчет и подбор глубиннонасосного оборудования для раздельной эксплуатации трех пластов одной скважиной.

Расчеты параметров кислотной обработки скважин

Расчеты параметров теплового воздействия на призобойную зону пласта

Расчеты параметров гидравлического разрыва пласта

Расчет нефтегазовых сепараторов на пропускную способность по газу и жидкости

Гидравлический расчет нефтепровода (напорного и при движении нефтегазовой смеси)

Технологический расчет теплообменника

Расчет потерь легких фракций нефти в резервуарах

Расчет ингибиторов гидратообразования

Изучение содержания и вида работ по шифрам КР-1÷КР-14 и ЛС

Разбор «Классификатора ремонтных работ в скважинах» (РД 39-1-149-79).

Определение нагрузки на крюке подъемного агрегата согласно план- заказа

Расчет глушения скважин

Подбор конструкции колонны штанг для условий месторождений ОАО “Сургутнефтегаз”

Гидравлический расчет промывки песчаной пробки

Расчет и подбор оборудования для проведения подземного ремонта скважин

Расчет цементирования скважин

Расчет ловильных работ

Расчет профиля горизонтальных скважин

Определение объема ствола горизонтальной скважины

Освоение горизонтальных скважин

Разработка нефтяных месторождений на режиме растворенного газа

Крепление горизонтальных скважин

Глушение горизонтальных скважин

Изучение документации по охране труда и пожарной безопасности при всех способах добычи нефти и газа.

Изучение документации по охране труда и пожарной безопасности при проведении ремонта скважин

Изучение документации по охране труда и пожарной безопасности при эксплуатации газовых скважин

Изучение документации по охране труда и пожарной безопасности при эксплуатации факельных хозяйств

Изучение документации по охране труда и пожарной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением

Изучение документации по охране труда и пожарной безопасности при использовании химических реагентов

Изучение документации по охране труда и пожарной безопасности при работе с различными агрегатами

Изучение документации по охране труда и пожарной безопасности при выполнении работ на высоте

Оформление наряда допуска на производство газоопасных работ

Оформление наряда допуска на производство огневых работ

Критерии оценки знаний студентов при выполнении практических работ

Оценка «5» - ставится, если студент демонстрирует знание теоретического и практического материала по теме практической работы, определяет взаимосвязи между показателями поставленной задачи, даёт правильный алгоритм выполнения поставленной задачи, определяет междисциплинарные связи по условию задания.

Оценка «4» - ставится, если студент демонстрирует знание теоретического и практического материала по теме практической работы, допуская незначительные неточности при выполнении поставленной задачи, имея неполное понимание междисциплинарных связей при правильном выборе алгоритма выполнения задания.

Оценка «3» - ставится, если студент затрудняется с правильной оценкой поставленной задачи, дает неполный ответ, требующий наводящих вопросов преподавателя, выбор алгоритма выполнения поставленной задачи возможен при наводящих вопросах преподавателя.

Оценка «2» - ставится, если студент дает неверную оценку ситуации, неправильно выбирает алгоритм действий.

Качеством, а не количеством: технологии увеличения дебита нефтяных скважин

Объёмы добычи нефти в мире с каждым годом только увеличиваются. Об этом говорит постоянное «соревнование» между странами-лидерами по добыче чёрного золота: в этом году США перегнали Саудовскую Аравию и могут опередить Россию.

А раз возрастает добыча, значит, и спрос находится на высоком уровне.

Но проблема в том, что скважины имеют свойство забиваться, и объём добычи из них снижается.

В этом случае есть два решения: брать количеством — открывать новые месторождения или качеством — усовершенствовать технологии добычи и различными методами увеличивать нефтеотдачу.

Количественный способ не только звучит не очень солидно, но и с экономической точки зрения выглядит непривлекательно. Открытие нового месторождения стоит в десятки раз дороже, чем модернизация месторождения и использование методов для повышения дебита.

Поэтому акцентируем внимание на более рентабельном варианте и поговорим о способах увеличения нефтеотдачи давно работающих скважин.

Фонтан иссяк

Весной 2018 года произошло изменение на «лестнице» стран-лидеров по добычи нефти. США обогнали Саудовскую Аравию по объёмам добычи нефти и при сохранении новых объёмов добычи Америка может сместить с первого места и Россию.

Согласно данным организации «Совместная инициатива по нефтяной статистике» (JODI) и отчёта Международного энергетического агентства (МЭА) США в марте 2018 года добывали в среднем 10,425 млн баррелей нефти в сутки, опередив Россию (10,298 млн баррелей в сутки на март 2018) и Саудовскую Аравию (9,907 млн баррелей в сутки на тот же период).

Возможно, на то, что наша страна отстала в объёмах добычи нефти, повлияли не только санкции, но и рост фонда малодебитных скважин.

На 2017 год доля малодебитных скважин в России составила около 30-40%. Согласно энергетическому бюллетеню 2018 года «Нефтяная отрасль: итоги 2017 года и краткосрочные перспективы» от Аналитического центра при правительстве РФ, в прошлом году прирост добычи нефти (на 5,1 млн т.) обеспечили главным образом независимые нефтяные компании и «Газпром нефть», а сокращение добычи нефти (на 5,7 млн т.) — «Сургутнефтегаз» (23% от общего объёма сокращения), «Лукойл» (22%) и «Роснефть» (18%).

При этом сокращение добычи нефти российскими компаниями в 2017 году осуществлялось в основном за счёт снижения их активности на старых месторождениях, главным образом в Западной Сибири, характеризующихся низкими дебитами и рентабельностью.

В связи с такими показателями логичным решением будет не только открывать и разрабатывать новые месторождения, но и повышать нефтеотдачу в давно работающих скважинах, загрязнения которых избежать трудно. Тем более, что некоторые скважины будут загрязняться быстрее других.

«То, как быстро скважина забьётся (через какое время это произойдёт), сложно сказать, общих цифр не существует, в каждом случае всё по-разному. Это может зависеть и от сорта нефти, и от глубины месторождения. В Прикаспийской впадине, например, очень много парафинов и скважины быстро забиваются, а вот на севере западной Сибири, напротив, почти нет парафинов, она идёт жидкая», — отметил главный конструктор по гражданской продукции АО «КБМ» (входит в «Корпорацию Тактическое ракетное вооружение») Михаил
Стефанович.

«Основные причины снижения дебита нефтяных скважин следующие.

1. Связанные с бурением (некачественное вскрытие, неправильно подобранные буровые растворы, некачественная изоляция водоносных горизонтов, некачественная перфорация).

2. Снижение пластового давления.

3. Естественная кольматация пор и трещин призабойной зоны скважины асфальтенами и парафинами.

4. Прорыв закачиваемых вод, неравномерность продвижения фронта вытеснения;

5. Качество добываемой нефти (вязкость, содержание примесей и т. д.).

Все отрицательные явления, перечисленные выше приводят к снижению дебитов скважин в процессе эксплуатации. Их анализ и правильная оценка необходимы для подбора технологии либо комплекса технологий, направленных на увеличение производительности скважины.

Трудно дать точную количественную оценку малодебитного фонда скважин в России. Различные нефтегазовые компании применяют довольно широкий диапазон дебитов для выделения скважин в категорию малодебитных, от 1 до 20 м 3 /сут.

МНЕНИЕ

директор

Рафаэль Давлетшин, директор департамента по перспективному развитию общероссийской Ассоциации нефтегазосервисных компаний

«Экономика применения МУН на месторождениях обусловлена целым рядом факторов, оказывающих влияние на правильный подбор необходимой технологии. Если оценивать МУН с точки зрения затрат на проведение операции к «бюджетным» можно отнести некоторые химические методы с использованием каких-либо недорогих хим.реагентов. К это же разряду также относятся и методы, направленные на организацию нестационарного или циклического заводнения.

Чтобы принять решение о целесообразности применения той или иной технологии МУН, необходима достоверная оценка экономической эффективности от затраченных сил и средств. Существуют различные методы оценки экономического эффекта, связывающие инвестиционные затраты и выручку от реализации дополнительной добычи нефти.

Применение дорогостоящих методов обусловлено ростом доли трудноизвлекаемых запасов в общей структуре запасов углеводородов. Сейчас идёт поиск решения задачи по увеличению нефтеотдачи с пластов Баженовской свиты в России. Наряду с многостадийным ГРП предлагаются новые технологии термохимического и газового воздействия, направленные на эффективную разработку пластов с трудноизвлекаемыми запасами».

Разновидности методов

Существует множество классификаций методов повышения нефтеотдачи, однако чаще всего выделяют тепловые методы, газовые, химические, гидродинамические, комбинированные.

В случае использования тепловых методов увеличения притока нефти происходит за счёт искусственного повышения температуры в скважинных стволах и призабойной зоне.

Этого добиваются путём воздействия паром или горячей водой, а также при создании очага горения. Эти меры хорошо подойдут в местах добычи вязкой, смолистой и парафинистой нефти — температура расплавляет выпавшие в осадок и осевшие на стенках вещества и разжижает нефть.

Газовые методы, как понятно из названия, подразумевают закачку различных газов: воздуха, углеводородного газа, азота и других.

В скважине происходит трансформация воздуха, естественные химические процессы, которые приводят к тому, что загрязняющие вещества растворяются или сгорают. Преимущества таких методов в их бюджетности и использовании естественной энергетики пласта.

При использовании химических методов на вытеснение нефти влияют различные химические вещества: растворы ПАВ, полимеров, щелочей, кислот, композиции химических реагентов.

Их часто используют для извлечения нефти из сильно истощённых, заводнённых нефтеносных пластов.

К этой же категории в принципе относится микробиологическое воздействие. В этом случае в повышении нефтеотдачи помогают бактерии и микроорганизмы. Их закачивают пласт, они метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности, которые также помогают успешно извлекать нефть.

Гидродинамические методы представляют собой барьерное и очаговое заводнение месторождения и отбор жидкости. В данном случае на извлечение нефти влияет давление, вызванное водой и газами.

Иногда нефтедобытчики используют комбинацию всех вышеперечисленных методов.

«В России доля добытой нефти от применения методов повышения нефтеотдачи в крупных нефтяных компаниях по разным оценкам составляет примерно
15-20% от всей годовой добычи и имеет тенденцию к росту.

Связано это в основном с истощением старых месторождений в Западной Сибири и других нефтеносных провинциях страны, а также ухудшением структуры текущих промышленно-рентабельных запасов.

В то же время снижение налогового бремени на нефть, добытую из пластов с трудноизвлекаемыми запасами, активизирует значимость этих методов для нефтяников.

Классификация методов увеличения нефтеотдачи весьма разнообразна и насчитывает более 100 технологий. Технологии постоянно совершенствуются, часто применяются комбинированные методы, при которых могут сочетаться, например, тепловые и гидродинамические или гидродинамические и физико-химические методы.

На месторождениях Западной Сибири наиболее широкое распространение получили методы с использованием технологий гидродинамического воздействия на пласт.

Цель таких методов — это вовлечение в разработку недренируемых запасов углеводородов. Помимо технологий заводнений и форсированного отбора к этим методам относят и различные гидроразрывы пластов с низкими ФЕС, зарезку боковых стволов. Здесь эти технологии гидродинамического воздействия являются основным инструментом для интенсификации добычи нефти, увеличения дебитов малодебитных скважин и форсирования отбора их продукции», — добавил Рафаэль Давлетшин.

Отдельно ото всех

Методы увеличения дебита скважин или физические методы увеличения специалисты обычно выносят отдельно. Сюда относят гидроразрыв пласта, создание горизонтальных скважин, электромагнитное и волновое воздействия, ультразвук, а также плазменно-импульсные технологии.

При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) создают трещины в горных породах, прилегающих к скважине, с помощью создания давления на забое скважины. Специальным оборудованием в скважину вводят вязку жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин.

Метод строительства горизонтальных скважин зарекомендовал себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводнённой продукцией. Считается одним из самых дорогих и сложных.

Электромагнитное воздействие подразумевает, что в скважине заработают внутренние источники тепла, которые появляются за счёт воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля.

И, как отмечают эксперты и специалисты отрасли, физические методы сегодня используют чуть ли не чаще всего.

«Один из самых популярных методов у нефтедобытчиков — это гидроразрыв пласта. Услуги подобного рода в этих случаях оказывают подрядные нефтесервисные компании, и скажу вам, они хорошо зарабатывают на этом деле, потому как метод достаточно дорогой. Но у нефтянников деньги есть, и они готовы платить. Хотя есть способы куда более выгодные. Из нефизических методов чаще используют термовоздействие паром», — Михаил Стефанович.

МНЕНИЕ

главный конструктор

Михаил Стефанович, главный конструктор по гражданской продукции АО «КБМ»

«Мы разработали оборудование, повышающее дебит нефтяных скважин.

Наша технология скорее относится к физическому методу. Волновое воздействие в акустическом диапазоне где-то порядка 700 герц создаёт резонансную частоту. Это волновое воздействие разрушает все псевдокристаллические связи в парафинах и заставляет их как бы «отлипнуть» от стенок скважин и от поверхности горных пород, тем самым очищает призабойную зону.

Отмечу, что в Европе подобное оборудование вообще не делает никто, а в России подобными разработками, если я не ошибаюсь, ещё занимался Акустический институт РАН. А в Сибирском регионе разработали прибор, но работающий в ультразвуковом диапазоне.

Однако следует заметить, что ультразвук имеет один большой недостаток – небольшое расстояние действия. То есть ультразвуком мы можем почистить саму трубу и фильтр, а вот призабойную зону уже нет. При работе нашего оборудования воздействие распространяется на десятки метров.

Мы не собираемся останавливаться на достигнутом и работаем над расширением возможностей нашего оборудования – изменить рабочие частоты, увеличить мощность для того, чтобы воздействие нашего излучателя приблизилось к эффекту гидроразрыва пласта.

К слову, использование подобного оборудования в разы выгоднее, чем разработка нового месторождения или чем даже просто бурение скважины. Всё-таки освоение нового месторождения будет стоить миллионы и даже миллиарды рублей. А в случае использования специального оборудования можно привести скважину к первоначальному состоянию в пределах миллиона рублей.

Мы проводили испытания нашего оборудования, к сожалению, в меньших объёмах, чем хотелось бы. И те немногие испытания, что мы провели, уже показали, что 12 часов работы излучателя в скважине, при затратах энергии в пределах 3-4 киловатт в час, восстанавливает дебит давно работающей скважины практически до уровня новой».

Немного об экологии

Затронем немного тему вреда природе, так как она набирает свою актуальность и популярность с каждым днём.

Нефтедобывающую промышленность вообще сложно назвать экологичной, многие специалисты отнесли бы её к пятёрке, а то и к тройке самых неэкологичных отраслей промышленности.

И ряд приведённых нами выше методов тоже являются не очень-то экологичными.

В добывающих скважинах могут скапливаться неорганические соли. Такие отложения в целом происходят при всех способах эксплуатации скважин, однако больше всего таких соединений возникают при добыче нефти с заводнением залежи, штанговыми глубинными насосами и установками электропогружных центробежных насосов. Соли не только могут выводить из строя дорогостоящее оборудование, но и отрицательно влияют на почву.

При заводнении также возникает риск «заражения» пласта и последующего образования сероводорода в залежи.

Тепловые методы имеют хорошую эффективность, но приносят вред, если их использовать в районах вечной мерзлоты. Температурное вмешательство растепляет породу и может вести к изменениям естественного ландшафта. Плюс для использования тепловых методов необходимо сжигать большое количество энергии, что также негативно влияет на экологию.

А химические методы вовсе считаются самыми малоэкологичными из-за использования кислот, щелочей и других часто небезопасных растворов.

К самым экологичным методам специалисты относят использование воздуха и микроорганизмов.

Если отдельно говорить о физических методах, то некоторые способы являются более экологичными, другие менее. Например, гидроразрыв пласта может привести к необратимым изменениям в призабойной зоне скважины. Но, например, использование ультразвука, электромагнитное и волновое воздействия считаются мало вредящими природе.
Эксперты отмечают, что очень многое зависит от реализации и подхода нефтедобытчиков.

«У нас в России из нефтепроводов вытекает в год несколько миллионов тонн нефти. Это официальные данные, у нас и министр признал эти цифры. На самом деле, реальные объёмы ещё больше, потому что только северные реки выносят в Северный Ледовитый океан около 500 000 тонн нефти.

А в США ежегодно возникает порядка сотни протечек. Хорошо ли, плохо ли, но сравнивая с нашими цифрами, разница примерно в 100 раз и не в нашу пользу.

Так что нельзя сказать, что в принципе вся нефтедобывающая промышленность мира такая вредная и опасная, а просто очень многое зависит от реализации: от того, какие деньги предприятие вкладывает в охрану окружающей среды, какие технологии использует и как вообще сотрудники и руководство предприятия следят за этим вопросом», — подчеркнул директор по программам Гринпис России Иван Блоков.

«Использование любых методов повышения нефтеотдачи может оказаться опасным или потенциально опасным для окружающей среды. При использовании технологий с различного рода химическими добавками (кислоты, ПАВ, щелочные р-ры и т. д.) существует риск, что эти реагенты попадут на почву, окажут влияние на растительный и животный мир, человека. Конечно, должен быть выработан комплекс мероприятий, снижающих экологические риски. Технологии применения МУН должны обеспечить экологическую чистоту процедур закачки химии либо другого воздействия на пласт», — отметил Рафаэль Давлетшин.

К слову

Согласно книги Каплана Леонида Семеновича «Оператор по добыче нефти и газа», малодебитная нефтяная скважина — это скважина, дебит жидкости которой составляет не более 5 м 3 /сут по жидкости.

А в США к малодебитным нефтяным скважинам относятся скважины, дающие менее 10 баррелей в сутки, отмечается в книге Крюкова Валерия Анатольевича «Подходы к дифференциации налогообложения в газовой промышленности».

А согласно классификации, отмеченной «Газпром Нефтью», к малодебитным скважинам относятся те, что дают до 5 тонн/сут., к среднедебитным — 6-100 тонн/сут., к высокодебитным — более 100 тонн/сут.

Применение механических методов увеличения дебитов скважин

Дебит скважин – это объем газа или жидкости, который стабильно поступает из искусственного или естественного источника за единицу времени.

Упрощенная формула для расчета дебита скважины выглядит следующим образом:

D = (V / (Ндин – Нст)) • Нв

где, V – объем откачиваемой жидкости или газа; Ндин – динамический уровень; Нст – статический уровень; Нв – высота столба воды.

Извлечение нефти и природного газа из пласта осуществляется через скважины. Призабойная зона скважины является местом, где все процессы протекают более интенсивно. В этой области градиенты давления, потери энергии, скорость движения жидкости и фильтрационные сопротивления достигаю своего максимума. От состояния призабойной зоны зависит эффективность разработки всего месторождения, приемистость нагнетательных скважин, дебиты добывающих скважин и т.п. Для уменьшения фильтрационного сопротивления на месторождениях проводят ряд мероприятий по воздействию на призабойную зону скважины, которое способствует снижению потерь энергии, увеличению притоков и повышению проницаемости. Все методы по увеличению дебита скважин можно разделить на три основные группы:

  • Химические.
  • Механические.
  • Тепловые.

Химические методы по увеличению дебита скважин применяют в том случае, если горную породу, которая способствует ухудшению проницаемости, возможно растворить (соли, железистые отложения и т.п.). Основным методом является кислотная обработка. Механические методы применяется в условиях твердых горных пород, когда возможно создание дополнительных трещин для увеличения проницаемости. Самым распространенным является гидроразрыв пласта. Тепловые методы используются при добыче вязкой нефти, а также при образовании отложений парафина, смол и асфальтенов. В основном используют прогрев с помощью глубинного электронагревателя.

Определение 2

Асфальтен – это высокомолекулярные составляющие нефти с плотностью около $1.1 гр/м^3$.

Также существуют способы, которые сочетают в себе сразу два метода. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе химический и тепловой методы.

Готовые работы на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту Узнать стоимость

Механические методы увеличения дебита скважин

К основным методам увеличения дебита скважин относятся:

  1. Гидроразрыв пласта.
  2. Торпедирование.
  3. Гидропескоструйная перфорация.
  4. Взрыв.
  5. Ядерный взрыв.

Технология гидроразрыва пласта подразумевает создание трещин в продуктивном пласте с помощью с помощью подачи жидкости под давлением через скважину к ее забою. Данная технология обычно применяется для «оживления» добывающих скважин на месторождениях, где добыча полезного ископаемого малорентабельна или невозможна традиционными способами. Также этот метод используется для подземной газификации, дегазации угольных пластов, добычи нефти со скважин с низким дебитом, добычи уплотненных песчаников и сланцевого газа и т.п. Рабочая жидкость для гидроразрыва пласта подается через колонну труб. Обычно в качестве нагнетаемой жидкости используют растворы высокомолекулярных полимеров на основе воды, сырую нефть, солянокислотные растворы.

Метод торпедирования заключается в спуске торпеды со взрывчатым веществом в скважину и ее взрывом в продуктивном пласте. Результатом взрыва становится образование каверны, которая увеличивает диаметр скважины, а также сети трещин, способствующих притоку газа и жидкости. Данный способ применяется в условиях твердых пород и невозможности применения гидроразрыва пласта. Применяемые торпеды могут быть нескольких типов: шнуровые, фугасные, кумулятивные, шашечные. Схема торпедирования скважин и устройство торпеды показаны на рисунке.

Рисунок 1. Схема торпедирования скважин и устройство торпеды. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

1 – каната; 2 – электропровода; 3 – обсадные трубы; 4 – торпеда; 5 – электропровода; 6 – металлическая скоба; 7 – фланцы; 8 – резиновые прокладки; 9 -корпус; 10 – патрон-боевик; 11 – заряд взрывчатого вещества.

Гидропескоструйная перфорация применяется при вскрытии плотных коллекторов (однородных и неоднородных) перед гидроразрывом пласта для образования трещин в необходимом направлении. Разрушение отложений и горных пород происходит за счет применения гидромониторного и абразивного эффектов, которые свойственны высокоскоростным песчано-жидкостным струям, которые получают с помощью специального пескоструйного перфоратора.

Взрывной способ увеличения дебита скважин используют для того, чтобы исключить возможность образования спекания горных пород в призабойной зоне. Для этого обычно применяется газообразное взрывчатое вещество, которое нагнетается в пласт вод давлением.

Ядерные взрывы обычно применяют в пластах, которые состоят из плотных и крепких горных пород, имеющих малую пористость, плохую проницаемость, но высокое пластовое давление. Данный способ довольно эффективный, но в настоящее время почти не применяется в виду своей опасности.

Термическая обработка скважин

Термическая обработка скважин — это один из способов повышения продуктивности эксплуатационных скважин и интенсификации притока нефти, который подразумевает увеличение температуры в их призабойной зоне и стволах.

Термическая обработка скважин используется при разработке месторождений высоковязкой, парафинистой или смолистой нефти. Результатом термической обработки скважины является расплавление парафина, разжижение нефти и разрушение смолистых веществ, которые оседают в процессе добычи на ее стенках, подъемных трубах, а также в призабойной зоне. При возобновлении процесса эксплуатации скважин вещества выносятся на поверхность вместе с добываемой нефтью. Основными методами термической обработки скважин являются:

  • Закачка нагретого теплоносителя.
  • Циклическая паротепловая обработка.

Закачка нагретого теплоносителя применяется на месторождениях парафинистой и вязкой смолистой нефти, которая залегают на глубине до 1500 метров. Закачка может производиться двумя способами. При непрерывном способе закачка теплоносителя осуществляется через затрубное пространство. В случае, если добыча приостанавливается, то перед закачкой теплоносителя насосное оборудование извлекается из скважины, после чего в кровле продуктивного пласта устанавливается пакер, а затем теплоноситель продавливается по трубам в призабойную зону.

Определение 2

Пакер — приспособление, которое используется для герметизации и перекрытия отдельных зон скважин.

Пароциклическую обработку производят на нефтяных месторождениях, где глубина залегания полезного ископаемого составляет не более 1000 метров, а нефть высоковязкая и (или) парафинистая. В скважину, которая может быть оборудована термостойким пакером, нагнетают сухой насыщенный пар по насосно-компрессорным трубам. После этого скважину герметизируют и выдерживают в течении 2 – 5 суток, затем в скважину опускают насосное оборудование и продолжают работу. Подогретая зона может сохраняться до трех месяцев.

Готовые работы на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту Узнать стоимость

Прочие методы термической обработки скважин

Также к самым распространенным методам термической обработки относятся:

  1. Электротепловая обработка.
  2. Термокислотная обработка.
  3. Электромагнитное воздействие.
  4. Термоакустическое воздействие.

Электротепловая обработка скважин применяется на месторождениях высоковязких или парафинистых нефтей, а глубина залегания полезного ископаемого не должна превышать 2000 метров. Суть метода заключается в постоянном или периодическом подогреве продуктивного пласта из скважины при помощи глубинного электродвигателя, показатель мощности которого находится в переделах от 15 до 100 киловатт. В случае периодического подогрева, после остановки работы скважины и извлечения из нее насосного оборудования, на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта опускается электродвигатель, который подогревает пласт в течении 3 – 7 суток, после его работа скважины возобновляется в прежнем режиме. Постоянный подогрев проводится одновременно с работой скважины, при пластовых температурах до 60 градусов по Цельсию, обычно данный способ применяется для постоянного снижения вязкости добываемой нефти.

Термокислотная обработка в основном используется в призабойных зонах при наличии продуктивных карбонатных коллекторов. Комплексный способ включает в себя тепловую обработку (на основе экзотермических реакций закачиваемой соляной кислоты с магнием и его сплавами), и обычную кислотную обработку. Объем кислоты и магния, который спускается в скважину в виде стружки, рассчитываются таким образом, чтобы конечная температура раствора находилась в пределах 75 – 95 градусов по Цельсию.

Электромагнитное воздействие используется на месторождениях вязких и парафинистых нефтей, а также битумов, при условии их разработки открытым забоем. Данный метод основан на использовании внутреннего источника тепла, который возникает при воздействии на пласт электромагнитного поля с диапазоном чистоты от 13 до 80 мегагерц. Комплекс оборудования для осуществления этого способа состоит из электромагнитного генератора, и электромагнитного излучателя, который спускается в скважину. Зона воздействия определяется частотой электромагнитного поля, способом создания и электрическими свойствами пласта. При таком способе распределение температуры в пласте почти не зависит от притока жидкости. Кроме притока, данный метод способствует деэмульсации нефти, появлению новых градиентов давления, снижению температуры кристаллизации парафина.

Термоакустическая обработка используется на месторождениях, где проницаемость снижена, из-за отложений парафино-смолистых веществ. Этот метод основан на совместном облучении тепловыми и акустическими лучами призабойной зоны скважины. Для осуществления процесса используются термоакустический излучатель, ультразвуковой генератор и кабель-трос.

Читайте также: