Что такое опз в нефтянке

Термин «ОПЗ»

ОПЗ – это сокращение обозначает такое понятие как очистка призабойной зоны. Также к нему относят и обработку призабойной зоны. Она проводится на всех этапах в ходе процесса разработки месторождения нефти с целью восстановления и улучшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта для роста производительности скважин, а также приемистости скважин. Способ проведения обработки выбирается после изучения причин, которые ведут к низкой продуктивности скважины. При этом в обязательном порядке учитывают физико-химические характеристики породы пласта-коллектора, а также насыщающих их флюидов. Проводятся специальные геофизические и гидродинамические исследования, которые позволяют оценить фильтрационные свойства призабойной зоны пласта.

Все работы по обработке призабойной зоны проводят исключительно в исправных скважинах, а также при герметичности эксплуатационной колоны, цементного кольца. Это всегда подтверждается проведением дополнительных исследований. Периодичность и способ воздействия на призабойную зону пласта на каждой скважине обосновывают технологические и геологические подразделения нефтегазодобывающего предприятия, при этом учитывается общий проект работ на месторождении и инструкции по работам с учетом их эффективности. Многократное или однократное воздействие на призабойную зону проводят только в однократных пластах, которые не разделяются перемычками и имеют толщину до десяти метров. В случае коэффициенты охвата нагнетание более 0,5, действуют на такую зону единожды. Когда отбором охватываются не все пропластки, а коэффициент охвата составляет ниже 0,5, то проводят многократное воздействие с применением временно изолирующего оборудования или материалов. Для всех способов обработки зоны всегда предварительно происходит обеспечение требуемым оборудованием, инструментом. Также проводят подготовку ствола скважины, забоя и фильтра. В тех скважинах, где нельзя провести ОПЗ, сначала подземное оборудование поднимают и уже потом спускают туда колонны насосно-компрессорных труб. Призабойную зоны пласта и фильтр скважины чистят кислотными ваннами, растворами ПАВ, промывкой пеной, гидроимпульсным воздействием.

Компании, в новостях которых есть ОПЗ: Одесский НПЗ, Варьеганнефть

Источник

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

Обработка пластовых зон проводится на нефтяных и газовых месторождениях, с целью обеспечения дополнительного притока добываемого продукта в скважинах и создания преград для проникновения пластовых вод и глинистого раствора в капилляры и поры разрабатываемых участков пласта.

Существует несколько технологических процессов обрабатывания пластовых зон:

Но химическая обработка эксплуатируемых скважин является основной и наиболее эффективной в этой сфере деятельности. Она очень тесно связана с технологическим процессом подачи в места расположения скважин кислотных растворов, которые создают в забойных зонах кислотные ванные, предотвращающие попадание в поровое пространство загрязняющих материалов. Сами технологии обработки пластиковых зон очень многообразны и во многом зависят от геологических условий разрабатываемых участков, поэтому не имеют заранее приготовленных рецептов.

Первый этап проведения работ по обработке пластовых зон предусматривает подготовку ствола скважины, а также забойных участков к химической очистке для освобождения обсадной колонны от различных примесей, окислов и осадков. Для этих целей, внутри скважин устанавливается необходимое оборудование предназначенное для работы под определенным давлением и обеспечивающее продуктивность работы скважины.

На втором этапе производится закачка буфера – газового конденсата, который будет продавливать инертным газом химический кислотный состав в рабочую зону пласта. Кислотные составы закачиваются в разрабатываемые пласты под необходимым давлением и в определенных объемах. После закачки, скважина для выполнения всех процессов реагирования оставляется на заданный период времени.

Третьим этапом является очистка – вынос всех продуктов химической реакции из пластов с помощью циркуляции и создания депрессии на обрабатываемую пластовую зону, что происходит после каждой новой закачки кислотного состава.

Обработки пластовых зон ведутся таким способом уже многие десятилетия, над созданием новых технологий и химических составов работают инженеры и ученые. Многие их разработки помогают и облегчают труд, предоставляют новые возможности в сфере добычи газа и нефти из земных недр.

Источник

Обработки призабойной зоны продуктивного пласта (ОПЗ)

ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП) с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Выбор способа ОПЗ 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. ОПЗ прово­дят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной геофизи­ческими исследованиями. Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающих управлений в соответствии с проектом раз­работки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и заключается в обеспечении необходимым оборудованием и инструмен­том, а также в подготовке ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает про­ведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, про­изводят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

После проведения ОПЗ исследуют скважины методами установив­шихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соот­ветствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различ­ных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

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.

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.

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

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Работы по интенсификации добычи нефти

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

ОПЗ 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 ОПЗ 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.

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 ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

o в однородных пластах, не разделенных перемыч­ками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят одно­кратное воздействие;

o 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 ОПЗ обязательно и включает в своем соста­ве

· обеспечение необходимым оборудованием и инст­рументом, а также

· подготовку ствола скважины, за­боя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудова­ния и спуск колонны НКТ, а также другого необхо­димого оборудования.

После проведения ОПЗ исследуют скважи­ны методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствую­щих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

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;

· ОПЗ 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 %-ным 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:

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 от 0,3 до 0,4 м3 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 ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Объем кислоты, м3 (из расчета 15%-ной концентрации)

на 1 м вскрытой толщины пласта

Примечание.1. Продолжительность выдерживания кислотного ра­створа зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С — 2 ч, от 30 до 60 °С — от 1 до 1,5ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламенти­ровано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активно­сти) кислоты.

Термохимические и термокислотные об­работки производят в коллекторах в интервале темпе­ратур от 15 до 40 °С.

Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или не­которых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состо­ящего из термохимической и обычной кислотной об­работок под давлением.

Для кислотных обработок используют спе­циальный насосный агрегат типа Азинмаш-30. Кисло­ты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном ин­тервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в услови­ях поглощения жидкости пластом.

Различают два варианта ГПП —

При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществ­ляют при движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характери­стики коллектора.

При осуществлении ГПП используют:

§ насосные агрегаты, пескосмесители,

§ емкости для жидкости,

§ сальниковую катушку или превентор, а также

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий кол­лектор. При работах в интервале непродуктивного пла­ста используют пресную воду или промывочную жид­кость. Концентрация песка в жидкости-носителе дол­жна составлять от 50 до 100 г/л.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

§ при диаметре насадки 6мм — от 10 до 12 МПа;

§ при диаметре насадки 4,5 мм — от 18 до 20 МПа. 4.9.1.3.9. Процесс ГПП осуществляют при движе­нии НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при об­ратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вы­мывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, под­нимают перфоратор и оборудуют скважину для освое­ния и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

§ в скважинах с загрязненной ПЗП;

§ в коллекторах, сложенных низко­проницаемыми породами, содержащими глинистые минералы;

§ в литологически неоднородных коллекто­рах с воздействием на низкопроницаемые пропластки;

§ перед химической обработкой;

§ перед ГРП или дру­гими методами воздействия на ПЗП.

Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

Для проведения технологического процес­са в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гид­равлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

Величину гидравлического импульса опре­деляют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керо­син и их смеси. Количество кислоты и керосина опре­деляется из расчета 2—3 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта.

Термообработку ПЗП проводят в коллек­торах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пла­стовых температурах, близких к температуре кристал­лизации парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в кол­лектор осуществляют:

§ при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теп­ла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева);

§ при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

Выбор метода теплообработки осуществ­ляют в зависимости от конкретных геолого-промыс­ловых условий:

§ метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Тем­пература нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, пос­ле извлечения из скважины эксплуатационного обо­рудования, опускают на кабеле-тросе в интервал про­дуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. Продол­жительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

§ при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагре­ватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

§ при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в сква­жинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, со­держащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с. Перед проведением процесса сква­жину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуата­ционной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.

Воздействие давлением пороховых газов

Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепле­ния трещин в плотных низкопроницаемых коллекто­рах (песчаниках, известняках, доломитах с проницае­мостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в кол­лекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мерге­лей, алевролитов с солитовыми известняками, а так­же песками и слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием

§ пороховых генераторов корпусных типа АСГ или

§ герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и

§ негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ 105 К применяют в обса­женных скважинах с минимальным проходным диа­метром 122 мм при температуре до 80 °С и гидроста­тическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130мм при температуре до 200 °С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС — до 100 «С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гид­ростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС — 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газо­жидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвиж­кой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях — лубрикатором.

§ Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу.

§ Замеря­ют гидростатическое давление и забойную температуру.

§ Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

§ После спуска генератора на заданную глу­бину каротажный кабель закрепляют на устье сква­жины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м произво­дят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный при­бор, который прикрепляют на кабеле около кабель­ной головки.

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) при­меняют для воздействия на плотные низкопроницае­мые коллекторы, а также при большом радиусе заг­рязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологи­ческих характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных тре­щин определенной протяженности: от 10 до 30—50 м.

Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин про­изводят в коллекторах с проницаемостью менее 50 ×10-3 мкм2.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего мате­риала необходимо определить оптимальную длину тре­щины в зависимости от проницаемости пласта с уче­том радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проница­емости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L не­обходимо учитывать радиус зоны дренирования сква­жины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

В коллекторах толщиной свыше 30 м про­цесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на от­дельные объекты применяют селективный ГРП.

С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

В качестве закрепляющих трещин материа­лов на глубинах до 2400 м используют фракциониро­ванный песок по ТУ 39-982—94, свыше 2400 м — искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02—92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565—91 рас­клинивающие материалы (проппанты).

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах.

Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта

Источник