Расчет и методы увеличения производительности нефтяной скважины
Производительность скважины – это один из ключевых параметров, определяющих полезность объекта и потенциальные возможности разработки всего месторождения.
Этот термин обозначает количество сырья, извлекаемого из нефтяной или газовой скважины за определенный отрезок времени, и этот показатель зависит от нескольких аспектов, которые следует учитывать при бурении и разработке. На производительность влияет степень гидропроводности пластов, вязкость нефтяного продукта, разница между давлением пластов и в забое. Расчет производительности осуществляется с применением специальных формул, а увеличение параметров возможно несколькими способами.
Производительность нефтяной скважины – что это такое?
Производительностью скважины считается объем нефтепродуктов, которые можно получить в ходе разработки за определенное время, которое может исчисляться в часах, месяцах или определяться в течение года.
При этом большое значение имеет определение вязкости продукта, разница давлений, измеряемых для конкретных пластов, откуда добывается нефть, и призабойной зоны, под которой понимается тот пласт, который находится в области фильтра и примыкает к этой зоне для роста проницаемости и увеличения степени сообщаемости с самой скважиной. В случае, когда производительность снижается или оказывается изначально не слишком высокой при разработке, ее можно повысить, для чего применяются как традиционные, так и современные способы.
Методы увеличения производительности скважин
Всего существует три разновидности методов увеличения производительности скважин посредством влияния на призабойную зону:
- Химические способы. Их обычно используют, если проницаемость стала хуже по причине отложения растворимых в реагентах веществ. В качестве примера можно привести соляно-кислотную призабойную обработку, метод СКО.
- Механические способы. Их используют в твердой породе с низкой степенью проницаемости, основной вид работы – гидроразрыв пласта.
- Тепловые способы применяются в случае отложения смол, парафина, асфальтовых компонентов или в случае фильтрации нефтепродукта высокой вязкости. В этом случае проводится прогрев призабойной зоны.
Помимо того, методы увеличения производительности могут быть комплексными: сочетание гидроразрыва с СКО, тепловой с кислотной обработкой. Выбор способа делается, исходя из условий конкретной скважины.
Обработка при помощи кислоты необходима для очистки при забойной области и компрессионных труб от отложений солей, парафиновых элементов, коррозионных продуктов, когда проводится запуск оборудования. При влиянии кислотных составов в породах появляются специфичные пустоты, из-за чего растет их проницаемость, что необходимо и для увеличения производительности скважины.
Для очистки забойных зон открытого типа и скважинных стенок применяются кислотные ванны, которые устраняют корку глины, цементных составов, смол, коррозийных продуктов и других наслоений. При использовании важно рассчитать объем раствора, который не должен превысить стволовой объем на рассчитанный отрезок колонны. Раствор должен быть выдержан внутри на протяжении 18-24 часов, после этого его удаляют из скважины при помощи промывочного процесса обратного типа, применяя воду.
Обычная обработка проводится для поднятия пластовой проницаемости, а работы под давлением выполняются для продавливания составов в затрудненные для проницания участки пласта, для чего используются пакеры.
Обработка нефтяных скважин пенокислотными методами используется, если пласт имеет увеличенную толщину и низкое давление; при этом в призабойную область вводится кислотный состав и пена ПАВ, для работы применяется специальный агрегат подачи кислоты, аэратор и компрессорное оборудование. Данный метод предпочтителен тем, что активные кислотные компоненты быстрее попадают в пласты, охват воздействия существенно увеличен за счет малой плотности пены, а наличие сжатого воздуха позволяет улучшить нефтяной приток в скважине и повысить показатели освоения.
Постепенная обработка пластовых слоев, если пласт имеет большую толщину, применяется для его наибольшего охвата. Особенно актуален способ при выводе скважины из процесса бурения или на первом этапе разработки.
Еще один комплекс методов – термохимические виды обработки, когда применяется соляная кислота вкупе с магнием, который содержится в головке-наконечнике, спускаемой в компрессионную трубу на требуемый отрезок. Метод подходит для очистки от парафинов, смолы и асфальтовых выделений.
Также для увеличения производительности нефтяных скважин используется термокислотный способ, в первой части которого делается термохимическая обработка, а затем меняется на обычное СКУ. Наконечник с магниевым содержимым опускается на нужный отрезок, после чего закачивается нефтепродукт и кислота. Для работы обычно используется 15-процентный раствор соляной кислоты, поскольку он оптимально подходит для подобной обработки.
Расчет производительности скважины
Данный показатель измеряется с заданной периодичностью посредством подключений нефтяных скважин к специальному оборудованию. Мерник может работать как с одним, так и несколькими объектами, и при групповом исследовании полученные пробы перемешиваются и подаются в общий коллектор. Клапанная система, которая представляет собой манифольд для распределения, позволяет, напротив, получить пробу конкретной скважины, не мешая при этом функционированию остальных.
При отображении производительности скважины следует учитывать несколько параметров: среднеарифметический результат за выбранный отрезок времени, изначальный экстремальный показатель и характеристику трансформации данного значения за определенный временной отрезок. Также для расчета производительности желательно знать дебит скважины по нефтепродуктам и показателям давления.
Чтобы держать производительность под контролем и правильно учитывать количество добываемых нефтепродуктов, а также уточнить показатели деятельности отдельных бригад, требуется правильно рассчитывать дебит и отслеживать изменения. Грамотный расчет производительности скважин сказывается на положительном развитии всей энергетической отрасли и позволяет уточнить стратегию разработки как отдельных месторождений, так и в целом полезных ископаемых.
Для расчетов нефтегазовой производительности используются специальные формулы. Так, чтобы рассчитать производительность газовой скважины, применяется классическая формула Дюпуи:
Согласно этой формуле, k – показатель проницаемости, р – степень пластовой продуктивности, Рпл – средний уровень давления, Рзаб – показатели давления в забое, μP0 – коэффициент нефтяной вязкости.
Чтобы рассчитать дебит для нефтяной скважины, у которой не установлен режим притока, применяют следующую формулу:
Здесь, помимо других данных, используется коэффициент нефтяного объема (B0), радиус скважины (rw) и степень пересчета (α).
Для расчета производительности скважины, которая имеет псевдоустановленный режим притока, применяют формулу следующего вида:
В вычислениях появляется skin фактор (S).
Наконец, для вычисления производительности для скважин с нормальным уровнем притока используют формулу:
Нетрудно заметить, что основным отличием является изменение показателя с 0,75 на 0,5.
В случае, если расчеты показывают нехватку производительности по конкретной скважине, данный результат можно увеличить, для чего применяются различные методы (выбор конкретного способа осуществляется, исходя из показателей дебита, геологических данных, перспектив развития месторождения, технических возможностей и ряда иных факторов). Так, одним из наиболее популярных методов является пластовый гидроразрыв, который используется при необходимости воздействия на призабойную область (впервые способ был применен в США).
Действия, нацеленные на рост производительности, осуществляются так, чтобы колонны НКТ оставались неразрушенными и не были деформированы, как и кольца, окружающие сверху и снизу продуктивный пласт. После этих мероприятий измерение проводится заново, чтобы оценить их эффективность.
Источник
Методы увеличения производительности скважин
Классификация способов увеличения производительности скважин. Производительность скважин может быть повышена путём:
1. Увеличения эффективной толщины вскрытого пласта.
2. Увеличением проницательности пласта.
3. Увеличением пластового давления.
4. Уменьшением забойного давления.
5. Снижением вязкости жидкости (п) в пластовых условиях.
6. Уменьшением расстояния между данной скважиной и соседними (при сохранении других условий неизменными).
7. Увеличением приведенного радиуса скважины (rпр).
Повышение проницаемости пласта.
К данной группе способов увеличения производительности скважин относятся:
1. Гидроразрыв пласта, в результате которого в призабойной зоне образуется система трещин, что увеличивает значительно проницаемость призабойной зоны пласта.
2. Кислотная обработка, в результате проведения которой увеличиваются размеры поровых каналов в призабойной зоне пласта. Для этих целей применяются так же пенокислотные обработки пласта. Данный метод повышения проницаемости применяется в карбонатных коллекторах и песчаниках с карбонатным цементом
3. Паротепловая обработка применяется на нефтяных месторождениях. В результате применения этого метода происходит расплавление в призабойной зоне пласта парафино-асфальтовых отложений, снижающих проницаемость.
4. Прогрев призабойной зоны пласта с помощью нагревателей различной конструкции для удаления отложений парафина и асфальтовых смол.
5. Взрыв специальных зарядов на забое скважины (торпедирование), приводящее к созданию сети трещин в призабойной зоне пласта.
6. Кратковременная закачка растворов ПАВ в скважину, приводящая к увеличению проницаемости (для нефтяных залежей), удалению воды (для газовых залежей) и другие способы.
Повышение производительности скважин за счет увеличения их приведенного радиуса (rпр)
Приведенный радиус скважины характеризует степень совершенства скважины. Увеличение значения приведенного радиуса скважины достигается путем увеличения степени вскрытия пласта и создания более качественной гидравлической связи ствола скважины с пластом в интервале вскрытия.
В нефтегазопромысловой практике для этого широко используются все виды перфорации (пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная, торпедная). В результате проведения дополнительной перфорации увеличивается интервал перфорации, а значит и степень вскрытия пласта. Повышение плотности перфорации, глубины и диаметра каналов при повторной перфорации участка улучшает характер вскрытия пласта. Перфорация должна не только воздействовать на обсадную колонну скважины и цементное кольцо между колонной и стенкой скважины, но и создавать в пласте каналы и трещины, повышающие проницаемость призабойной зоны.
Дополнительное вскрытие новых интервалов продуктивного разреза путем перфорации интервалов ранее не эксплуатируемых пластов и пропластков увеличивает общую толщину эксплуатируемого пласта и так же приводит к увеличению производительности скважин.
В практике нефтегазодобычи широко используются способы направленные на повышение Рпл. Эти способы увеличивают производительность пласта (залежи) в целом и к ним относятся:
1. Законтурное и внутриконтурное заводнение залежей.
2. Нагнетание газа или воздуха в повышенные части залежи.
3. Площадное заводнение с целью увеличения нефтеотдачи пласта.
4. Вытеснение нефти двуокисью углерода, различными растворителями и газами высокого давления, а так же продуктами внутрипластового горения нефти.
Широко распространены способы увеличения производительности скважин путём снижения забойных давлений. Технологическое содержание этих способов заключается в проведении подземного ремонта скважин, при котором производится замена погружных насосов, замена труб и штанг или изменение их подвески, очистка забоев скважин от песчано-глинистых пробок, отложений солей, парафинов, асфальтовых смол, ловильные работы в НКТ, перевод скважины с одного способа эксплуатации на другие и т.д.
Оптимальный способ повышения производительности конкретной скважины должен удовлетворять основным требованиям:
1. При получении того же технологического эффекта (т.е. прирост дебита), что и другие возможные способы, он должен быть наиболее экономически выгоден.
2. Он не должен нарушать основные положения рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр.
Источник
68 Методы увеличения производительности скважин.
В нефтяных и газовых скважинах с течением времени снижается дебит и производительность скважин . Это естественный процесс, так как происходит постепенное понижение пластового давления, уменьшается энергия пласта, необходимая для подъема жидкости и газа на поверхность . Производительность скважин уменьшается также в результате ухудшения проницаемости пород, продуктивного пласта из за закупорки его пор в призабойной зоне смолистыми , парафинистыми отложениями, механическими частицами выноса пласта. Для стабилизации уровня добычи нефти и газа применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта , позволяющие повышать нефтеотдачу пластов и не снижать производительность скважин. Методы повышения производительности скважин при воздействии на призабойную зону пласта разделяются на
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.
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.
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 дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. 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.
В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработке скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяют стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота.
Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, внтенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта.
В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто-смолистых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества..
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.
Сущность гидравлического разрыва пласта 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 с 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 (ГРП) 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 продав-ливания песка в трещины.
Обычно при ГРП 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: 1) углеводородные жидкости и 2) 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 насосных агрегатовПесок 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 гранулометрическому составу кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.
Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислот-ную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.
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 камне и породе пласта . При гидропескоструйной перфорации применяют то же наземное оборудование, что и для гидравлического разрыва пласта: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и др.
Источник
