Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Технология проведения ОПЗ
Предусматривается семь вариантов проведения обработок ПЗП добывающих скважин, в зависимости от компоновки низа колонны НКТ, применяемой техники и состава композиций химреагентов (см.рис.5.1, 5.2). Вариант 1. Технологическая жидкость – нефрас, башмак НКТ находится на 1¸2 м выше кровли обрабатываемого пласта и оборудован пером-воронкой. Агрегат для закачки растворителя – Азинмаш-35, агрегат для продавки – ЦА-320.
Установить Азинмаш-35 (5) и автоцистерну (9) на нормативном расстоянии от устья скважины (рис.5.1). Подсоединить нагнетательную линию (13) к устьевой задвижке (4) и опрессовать на 1,5-ра кратное давление от ожидаемого максимального рабочего. Закачать расчётное количество нефраса при открытой задвижке (3). ГЖС, находящуюся в скважине пустить, при наличии, в блок долива (8) или в коллектор обрабатываемой скважины (11), закрыть задвижки (3,4). Переобвязать скважину с ЦА-320 (5) и блоком долива (8), или автоцистерной с ГЖС (10). Продавить растворитель в пласт, используя в качестве продавочной жидкости ГЖС, находящуюся в блоке долива или в автоцистерне (10). Скважину оставить на реагирование в течение 24 часов.
Вариант 2. Идентичен 1-му варианту.
Вариант 3. Технологическая жидкость – композиция: растворитель-раствор соляной кислоты-растворитель. Башмак НКТ находится на 1¸2 м выше кровли обрабатываемого пласта ; оборудован пером –воронкой. Также, агрегаты для закачки нефраса: (Азинмаш-35 или ЦА-320), агрегат для закачки раствора кислоты (Азинмаш 30,30(а)).
Установить Азинмаш-35 или ЦА-320, автоцистерну на нормативном расстоянии. Подсоединить нагнетательную линию (13) к устьевой задвижке и опрессовать на 1,5-кратное давление от ожидаемого максимального рабочего. Закачать расчетное количество первой оторочки нефраса при открытой задвижке (3). ГЖС, находящуюся в скважине, пустить при наличии, в блок долива (8) или в коллектор обрабатываемой скважины (11). Переобвязать скважину на кислотовоз – подсоединить нагнетательную линию (12) и опрессовать (при наличии тройника-манифольда предусматривается подключение кислотовоза без переобвязки). Закачать расчетное количество раствора кислоты. Переобвязать скважину под продавку. Продавить в пласт композицию нефрас-кислота, используя в качестве продавочной жидкости ГЖС, находящуюся в блоке долива или в автоцистерне (10). Скважину переобвязать под закачку нефраса. Закачать вторую оторочку растворителя в расчётном объёме при открытой задвижке (3). Продавить полученную композицию нефрас-кистлота-ГЖС-нефрас в пласт, используя в качестве продавочной жидкости ГЖС в расчетном объёме. Скважину оставить на реагирование в течение 24 часов.
Вариант 4. Технологической жидкостью-композицией в этом варианте является: нефрас-раствор соляной кислоты+БФА-нефрас. И здесь башмак НКТ находится на 1¸2 м выше кровли обрабатываемого пласта и оборудован пером-воронкой, а агрегатами являются: Азинмаш-35 или ЦА-320. Агрегаты для закачки раствора кислоты+БФА – Азинмаш 30,30(а). Последовательность и правила операции подобны выполняемым в варианте 3.
Вариант 5. Технологическая жидкость – нефрас. Башмак НКТ находится на 1¸2 м выше кровли обрабатываемого пласта и оборудован пакером. Агрегат для закачки нефраса и продавки его в пласт – ЦА-320.
Установить ЦА-320 (6) и автоцистерну (7) на нормативном расстоянии от устья скважины. Подсоединить нагнетательную линию (11) к устьевой задвижке (5) и опрессовать на 1,5-кратное давление от ожидаемого максимального рабочего. Закачать расчетное количество нефраса и продавить растворитель в пласт, используя в качестве продавочной жидкости ГЖС, находящуюся в блоке долива (12) или в автоцистерне (8). Скважину оставить на реагирование в течение 24 часов.
Вариант 6. Технологическая жидкость – композиция: нефрас-раствор соляной кислоты-нефрас. Башмак НКТ находится на 1¸2 м выше кровли пласта и оборудован пакером. Агрегат для закачки нефраса и продавки его в пласт – ЦА-320, а агрегат для закачки раствора кислоты – Азинмаш 30,30(а).
Установить ЦА-320 (6) и автоцистерну (7) на нормативном расстоянии от устья скважины. Подсоединить нагнетательную жидкость (11) к устьевой задвижке (5) и опрессовать на 1,5-кратное давление от ожидаемого максимального рабочего. Закачать первую оторочку растворителя в расчётном количестве. Закрыть задвижку (5) и переобвязать скважину на Азинмаш 30,30(а) (9), подсоединить нагнетательную линию (10) и опрессовать. Закачать расчётное количество раствора соляной кислоты.
Скважину переобвязать на ЦА-320. Продавить композицию нефрас-кислота, используя в качестве продавочной жидкости ГЖС, находящуюся в блоке долива (12) или в автоцистерне (8). Закачать вторую оторочку растворителя в расчётном объёме. Продавить полученную композицию: нефрас-кислота-ГЖС-нефрас в пласт, используя в качестве продавочной жидкости ГЖС. Скважину остановить на реагирование в течение 24 часов.
Вариант 7. Технологическая жидкость – композиция: нефрас-раствор соляной кислоты+БФА-нефрас.
Последовательность и правила проведения ОПЗ подобны выполненным в варианте 6.
1.В вариантах 1,2,3 , при использовании для закачки нефраса – силового агрегата ЦА-320, возможно осуществление технологии без циркуляции, через затрубное пространство со сбросом ГЖС. В этом случае закачка производится при закрытой затрубной задвижке.
2.Во всех вариантах после проведения ОПЗ, при реагировании возможны проведения СПО и других работ, связанных с подземным оборудованием.
3.В случаях отсутствия на обрабатываемой скважине автоцистерны или блока долива с ГЖС, в качестве продавочной жидкости, используется рабочий агрегат из водовоза системы ППД.
4.В качестве силового агрегата, для закачки нефраса, возможно использование Азинмаш 30,30(а).
5.Освоение скважин после ОПЗ проводится согласно в принятой АО,,Юганскнефтегаз,, технологии.
Схема размещения оборудования для ОПЗ добывающих скважин рис.5.1
Схема размещения оборудования для ОПЗ добывающих скважин рис.5.2
Источник
Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)
Обработка Призабойной Зоны пласта (ОПЗ) выполняется на всех стадиях эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Данная операция позволяет улучшить сообщение скважины с пластом, восстановить и увеличить фильтрационные свойства пласта, тем самым, повысить производительность скважин. Выбор способа ОПЗ определяется на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта и насыщающих его флюидов, а также гидродинамических и геофизических исследований. В зависимости от решаемых задач обработку проводят в следующих случаях:
- Обработка Призабойной Зоны в период освоения или ввода в эксплуатацию скважин;
- Обработка Призабойной Зоны для повышения (интенсификации) нефтегазоотдачи и/ или приемистости (нагнетательные скважины);
- Очистка фильтра и Призабойной Зоны пласта от образований, вызванных в процессе эксплуатации скважин;
- Очистка фильтра и Призабойной Зоны пласта от образований, вызванных в процессе ремонта скважин;
- Удаление различных образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, вызванных в процессе эксплуатации скважин.
Различают следующие виды ОПЗ:
- Соляно-Кислотная Обработка (СКО);
- Глино-Кислотная обработка (ГКО);
- Химическая Обработка.
Компания ООО «НефтеМаш» предлагает широкий ассортимент современных составов с использованием различных химических реагентов, предназначенных для обработки нефтяных и газовых скважин. Современная специальная техника, опыт работ, обученность персонала и передовые технологии – всё это обеспечивает высокую эффективность со сравнительно доступной стоимостью работ.
Выбор технологии, состава жидкости и типа обработки осуществляется специалистами компании ООО «НефтеМаш» индивидуально для каждой скважины, учитывая геолого-технические данные и историю эксплуатации скважины.
Источник
Капитальный ремонт скважин
Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением ее работоспособности
Капитальный ремонт скважин (Workover)- повторное проникновение в законченную скважину для проведения очистных и восстановительных работ.
Комплекс работ КРС включает восстановление работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.
Это последовательность работ, направленных на восстановление цементного кольца, обсадочных колон, призабойной зоны.
В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:
Ремонты при глубине скважины до 1500 метров
Ремонты в скважинах свыше 1500 метров
Ко 2 й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.
Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.
Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.
Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:
Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.
Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.
Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.
Несоответствием дебета нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.
Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.
Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.
Подготовка скважин к капитальному ремонту включает глушение скважину и закрытие устья.
Источник
Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)
ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗПП)
ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.
ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями .
Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.
1-кратное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:
— в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;
— в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.
Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательно и включает в своем составе
-обеспечение необходимым оборудованием и инструментом,
— подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.
В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗП, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.
После проведения ОПЗП исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.
Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:
-промывку пеной или раствором ПАВ;
— гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);
— циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;
— многоцикловую очистку с применением пенных систем;
— воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;
— ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);
— воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).
Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих, в основном, из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.
Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 % водным раствором соляной кислоты.
Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс) или сульфаминовой (10 % масс) кислотами.
При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс) или лимонную (2-3 % масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.
В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:
— для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др) и стабилизатор (КМЦ и др);
— для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс).
Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.
Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.
Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс) и плавиковой (от 3 до 5 % масс) кислот.
Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород.
При первичной обработке используют 0,3 — 0,4 м 3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.
Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс азотнокислого натрия.
Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.
Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок
Объем кислоты, м 3 (из расчета 15%-ной концентрации)
Источник