Назначение систем поддержания пластового давления.

Назначение систем поддержания пластового давления.

Система поддержания пластового давления предназначена для:

-создания искусственного напорного режима;

-повышения нефтеотдачи (вытеснения нефти);

-обеспечения интенсификации процесса разработки;

-поддержания и повышения пластового давления.

По мере извлечения углеводородов из залежи ее естественная энергия уменьшается, как и дебиты добывающих скважин. Количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д.

Если использовать только естественные энергетические источники, то возможно, во-первых, получить невысокие коэффициенты нефтеотдачи или, во-вторых, в значительной степени растянуть сроки раз-ки м-я. => применяются методы искусственного воздействия на залежи углеводородов (методы управления процессом выработки запасов).

Различают след. виды заводнения:

Законтурное – нагн. скв. располагают за внешним контуром нефтеносности. При небольшом давлении на контуре питания или при большой удаленности контура, применив законтурное заводнение, можно приблизить контур к залежи и поддерживать в нем достаточное давление, тем самым повысить темп отбора.

Внутриконтурное – разрезание залежи рядами нагн. скважин на отдельные площади, тем самым более полно ввести залежь в разработку, увеличить текущий дебит и сократить срок разработки залежи. Благоприятными условиями для внутриконтурного заводнения является наличие подошвенной воды и монолитность пласта.

Блоковое - на крупных м-ях создают несколько рядов нагн. скважин, разрезая залежь на блоки, в которых по несколько рядов доб. скв. (до 4-5 рядов). Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое з. часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала раз-ки применяют в основном блоковое заводнение.

Площадное - на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.

а) Линейное – скважины в шахматном порядке; б) Четырехточечное; в) Пятиточечное; г) Семиточечное; д) Девятиточечное

Избирательное - м-е буриться по треугольной или квадратной сетке. На основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД.

Очаговое - Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение м-я и цвыявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. нагн. скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.

Барьерное - На м-ях с газовой шапкой нагн. скв. располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной, что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.

2. Кислотные обработки прискважинной зоны пласта. Виды, технологии проведения.

Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения.

Различают несколько видов обработки скважин соляной кислотой: кислотные ванны, простые кислотные обработки, обработки под давлением, обработка углекислотой, термокислотная обработка, кислотные обработки через гидромониторные насадки, пенокислотные обработки.

На промыслах наиболее широко применяются первые три.

Кислотные ванны применяются в скважинах с открытым стволом для очистки забоя и стенок от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, смолистых веществ, парафина, продуктов коррозии и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуется. Объем кислотного раствора принимают равным объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала. Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам ее концентрации в отработанном растворе. Обычно для 15 — 20% концентрации кислоты оно составляет 16 — 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке с доспуском труб до забоя скважину очищают от загрязняющих веществ и продуктов реакции.

Простые кислотные обработки являются наиболее распространенным видом химического воздействия и осуществляются с обязательной продавкой кислоты в пласт. Они предназначены для химического воздействия на поровое пространство ПЗП и очистки его от загрязняющего материала. Простые кислотные обработки, как правило, проводятся в тщательно промытых и подготовленных скважинах без применения повышенных температур и давлений. При открытом забое такая обработка выполняется только после кислотной ванны.

Три этапа обработки: 1) промывка скважины и заполнение ее жидкостью; 2) закачка расчетного объема солянокислотного раствора; 3) продавка раствора в пласт продавочной жидкостью в объеме, равном объему НКТ и ствола скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала.

Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-кислотных обработках кислота проникает преимущественно в высокопроницаемые пропластки, увеличивая и без того хорошую их проницаемость. Низкопроницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, обусловленного слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под давлением. Для этого четко выраженные высокопроницаемые пропластки, перед закачкой кислоты временно изолируются пакерами или блокируются высоковязкими эмульсиями типа кислота в нефти. При последующей закачке кислотного раствора под давлением происходит глубокое проникновение кислоты в пласт и достигается более полный охват кислотным воздействием низкопроницаемых пропластков и участков, повышая, тем самым, эффективность обработки. Давление нагнетания или продавки кислоты в пласт повышается в таких случаях до 15 — 30 МПа.

Схема расположения оборудования при соляно-кислотной обработке под давлением аналогична приведенной выше. Сначала на скважине проводятся подготовительные работы, включающие удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляцию обводнившихся интервалов, изучение продуктивного разреза для выявления местоположения высокопроницаемых (поглощающих) интервалов.

В зависимости от способа и времени перемешивания эмульсий можно регулировать их вязкость. Объем нефтекислотной эмульсии для закачки в высокопроницаемые пропластки устанавливают обычно равным 1,5 — 2,5 м³ на 1 м толщины пласта.

Обработка скв углекислотой применяется на скв, продуктивные пласты кт содержат карбонаты кальция и магния. Углекислотная обработка улучшает ф-ционные хар-ки коллектора ПЗП при наличии осадков из асфальтосмолиетых в-в. Данная обработка применяется на нефтяных и в нагнетательных скв. Значительно увеличивается дебит нефтяных и повышается приемистость нагнетательных скв.

Термокислотная обработка (с нагревом к-ты до 80-90⁰С) - для плотных кабонатных пород с целью ускорения реакции; обработка н-кислотными эмульсиями - для увеличения глубины проникновения в ПЗП.

Наряду с обычными соляно-кислотными обработками и обработками под давлением применяют ступенчатую или поинтервальную обработку. Для этого всю толщину пласта разбивают на интервалы 10 — 20 м и поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают каждый интервал самостоятельно. Изоляцию обрабатываемых участков осуществляют с помощью пакеров, различных химических изолирующих веществ.

Для воздействия на открытые забои скважин с целью разрушения плотных цементных корок и других загрязнений, создания направленных каналов для последующего гидравлического разрыва пласта, интенсификации формирования каналов растворения применяют кислотно-струйные обработки или обработки через гидромониторные насадки с каналом профиля сжатой струи. Гидромонитором может служить пескоструйный перфоратор с предварительной заменой цилиндрических или конических насадок на насадки с каналами профиля сжатой струи, которые обеспечивают максимальную скорость выходящей струи.

При значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях применяют пенокислотные обработки. При этом в пласт закачивают аэрированный раствор кислот ПАВ в виде пены.

Пенокислотная обработка имеет ряд преимуществ перед обычной обработкой: кислотная пена значительно медленнее растворяет карбонатные породы, способствуя более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; кислотная пена обладает меньшей плотностью (400 — 800 кг/м³) и большей вязкостью, чем обычная кислота, что позволяет повысить охват воздействием по толщине пласта; присутствие ПАВ и сжатого воздуха в кислоте способствует улучшению условий притока нефти (снижается поверхностное натяжение на границе отработанный раствор - нефть) и значительно облегчается освоение скважины (при понижении давления после обработки сжатый воздух увеличивается в объеме).

Эфф-ть СКО зависит от кол-ва р-ра приходящегося на ед.объема породы и от скорости реакции кислоты с породой. Скорость реакции зависит от минереалог.состава пород, Рпл, т-туры. Результативность СКО опр-ся по изменению коэф-та продуктивности добывающих скв. Кпр=Q/(Pпл-Рзаб); Q= Кпр(Pпл-Рзаб)

3. Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.

Гидравлический предохранительный клапан (рис. 1) пред­назначается для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве при отказе дыхательного клапана, а также при недостаточном сечении его. Предохранительные клапаны рассчитаны на несколько большие давление и вакуум, чем дыха­тельный клапан: на избыточное давление 588 Н/м² и разрежение 392 Н/м². Гидравлический предохранительный клапан устанавли­вают в комплекте с огневым предохранителем. На рис. 97, а показан момент, когда давление в газовом пространстве резервуара выше расчетного и газ сбрасывается в атмосферу через предохранитель­ный клапан. На рис. 97, б изображено положение, когда дыхательный клапан не сработал и образовавшийся в газовом пространстве резервуара вакуум стал настолько большим, что поступление воздуха в резервуар происходит через предохранительный клапан. На рис. 97, в показан случай, когда давление в газовом про­странстве резервуара и атмосферного воздуха одинаково.

Огневые предохранители устанавливают на резервуарах в ком­плекте с дыхательными и предохранительными клапанами и они предназначаются для предохранения газового пространства ре­зервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапан.

В практике эксплуатации резервуаров процесс вытеснения паров нефтепродуктов из газового пространства или, наоборот, вход воздуха извне в резервуар принято называть "дыханием". Это происходит во время заполнения или опорожнения резервуара (большое дыхание) и в результате суточных изменений температуры стенок резервуара и, следовательно, нефтепродукта (малое дыхание).

Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества хранимого в них продукта. Важным инструментом в вопросе предотвращения потерь нефтепродуктов является применение дыхательных клапанов, предназначенных для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и поддержания давления в этом пространстве в заданных пределах, для уменьшения потерь хранимого продукта вместе с испарениями, а также для защиты от проникновения пламени в резервуар.

Дыхательные клапаны (рис. 2) рассчитаны на избыточное давление или вакуум в газовом пространстве резервуара 20 • 9,81 Па (20 мм вод. ст.). Дыхательный клапан работает следующим об­разом.

При повышении давления внутри резервуара клапан 3 Поднимается, и лишний газ выходит в атмосферу, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан 2, и в резервуар поступает воздух. Клапан 2 и 3 могут быть отрегулированы на опрелделенное давление и подниматься только в том случае, когда давление или разряжение внутри резервуара достигнет определенной величины. Над клапанами имеются съемные люки, через которые вынимают клапаны для осмотра и ремонта.

Размер дыхательных клапанов выбирают в зависимости- от допускаемой пропускной способности их.

Дыхательный клапан:

1 — корпус;

2 — клапан для подачи воздуха;

3 —клапан для выхода лишнего газа