Что такое пзп скважины
Термин «призабойная зона пласта»
Призабойная зона пласта – так называют участок пласта, который примыкает к стволу скважины в пределах которого изменяются фильтрационные свойства продуктивного пласта на этапе строительства, ремонта или же эксплуатации скважины.
Есть ряд причин, которые влияют на изменение характеристик пласта:
— это перераспределение напряжений в районе приствольной части нефтяной скважины;
— это физико-химические или гидродинамические воздействия различных технологических жидкостей и бурового раствора на пластовые флюиды и породу;
— это такие физико-химические процессы, которые возникают в результате технологии или режимов эксплуатации скважины.
Размеры, конфигурация, а также гидродинамические характеристики призабойной зоны пласта меняются во время всего периода существования скважины. Они определяют гидравлическую связь нефтяной скважины с пластом. Кроме того, они сильно влияют и на производительность скважины. Конфигурация призабойной зоны пласта с измененными гидродинамическими характеристиками в приствольной зоне скважины не имеет особой геометрической формы, которую можно четко описать. Её морфология очень сложна и многообразна, особенно в трещиновато-поровых коллекторах. Качественную, а также количественную характеристику физических и геологических свойств пласта, гидравлического сопротивления дают проводимые гидродинамические исследования скважин.
В ходе таких исследования получают не фактические размеры призабойной зоны пласта, а размер равной по гидравлическим свойствам круговой зоны. Габариты призабойной зоны пласта могут колебаться и измеряться от долей до десятков метров. Иногда возможно полное разобщение зоны пласта и скважины в период строительства, при ремонте, эксплуатации – то есть это возможно на любых этапах. В результате этого при опробовании объекты не дают никакой продукции. Для предупреждения возможного снижения фильтрационных свойств призабойной зоны проводят ряд мероприятий, которые снижают давление на пласт в ходе бурения, крепления, ремонте скважин. Кроме того, применяют технологические жидкости, композиционные составы, которые совместимы с породой пласта и насыщающими его флюидами. Действуя различными методами на призабойную зону пласта при помощи гидроразрыва, кислотной обработки и других методов, повышают или восстанавливают фильтрационные характеристики. Самым эффективным методом считается, когда проводится комплексное воздействие на призабойную зону пласта.
Компании, в новостях которых есть призабойная зона пласта: 
Газпром нефть шельф, 
Варьеганнефтегаз
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)
Что такое солянокислотная обработка призабойной зоны и для чего она проводится. Часть 1
Сегодня я решил написать несколько статей нефтегазовую тему. Ее я уже касался, все же это мой хлеб. А начну я с солянокислой обработки скважин, что это такое, для чего это делается и как она проходит.
Для начала определимся с терминологией и некоторыми понятиями.
Скважина состоит из трех частей – устья, ствола и забоя. Забой – это дно скважины. И, как правило, забой заходит в продуктивный пласт, откуда и идет добыча нефти и газа.
Графическое изображение забоя
Скважина после бурения может быть закончена несколькими способами и иметь разную конструкцию. В большинстве случаев после пробуривания скважины в нее опускаются специальные обсадные трубы (обсадная колонна, а потом, между обсадной колонной и окружающей породой, производится тампонаж – заливка цементом.
Схема скважины с обсаженной колонной и перфорацией
Т. е. после ввода новой скважины она представляет собой «стакан», никак не связанный с окружающей породой. Для того, чтобы соединить скважину с окружающей средой и получить приток жидкости и газа производят перфорацию. Для этого спускают на насосно-компрессорных трубах или канате перфоратор и потом с помощью кумулятивных зараядов простреливают обсадные трубы и цемент. После этого можно добывать нефть, газ, воду или наоборот, закачивать в нее.
Перфоратор системы Скорпион перед испытаниями (слева)
Графическое изображение призабойной зоны и перфорации
Т е. через ПЗП протекает вся жидкость, которую мы добываем. Или вся жидкость, которую мы закачиваем. Естественно, что фильтрационные характеристики ПЗП меняются в любой работающей скважине.
Пласт представляет собой пористую породу – коллектор. При движении флюида в скважину происходит разрушение скелета породы, мельчайшие частицы породы забивают поры пласта (кольматируют) и фильтрующая способность резко ухудшается. Когда мы закачиваем в скважину жидкость, то вместе с ней в поры также попадают частицы и происходит также кольматация и ухудшение фильтрующих характеристик. Особенно сильно кольматации подвержены ПЗП скважин поддержки пластового давления. Это нагнетательные скважины, в них закачивают воду под большим давлением для поддержания давления в пласте. Не смотря на то, что требования к закачиваемой воде жестко регламентированы, она все равно содержит небольшое количество кольматирующих частиц, что со временем может привести к полной потере приемистости скважины.
Чтобы уменьшить фильтрационные сопротивления, которые обязательно возникают на работающей скважине, периодически необходимо проводить обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта. ОПЗ улучшает или полностью восстанавливает фильтрационные свойства ПЗП. Существует множество видов ОПЗ, по характеру фактора, воздействующего на ПЗМ их можно разделить на несколько групп: химические, механические, тепловые, комбинированные и пр.
Как следует из названия, солянокислая обработка относится к химическим методам ОПЗ. Суть ее заключается в том, что в паст под давлением подается «коктейль» из разбавленной соляной кислоты с другими компонентами. Попадая в пласт, соляная кислота растворяет кольматирующие частицы и фильтрационные свойства пласта улучшаются. Кроме того, если пласт сложен из карбонатных пород, кислота разъедает его скелет, вымывает в нем полости и трещины, тем самым увеличивая площадь фильтрации, что приводит к повышению дебета (приемистости) скважины.
Если же пласт имеет основу из силикатов, например песчаника, то соляная кислота растворяет только кольматирующие частицы. Для растворения скелета к соляной кислоте добавляют небольшое количество (обычно 3%)фтороводородной (плавиковой кислоты), которая может растворять силикаты. Такая смесь кислот называется глинокислотой, соотвественно обработка глинокислотная.
Теперь давайте разберемся с пространствами в скважине. Для получения флюида или воздействия на пласт в скважину спускают колонну из насосно-компрессорных труб. Пространство внутри трубы называется трубным, пространство между внешней границей НКТ и обсадной трубой – затрубное пространство.
Обычно кислоту качают по НКТ (по трубному пространству). Но в некоторых случаях и закачивают по затрубу. Например когда спущенную в скважину трубу и инструмент прихватывает осевшим снаружи шламом. Или солями. Или при бесподходной СКО, т. е. во всех случаях, когда закачка по НКТ невозможна, или требуется обработать затрубное пространство.
В следующей части я напишу, что как делают солянокислый состав и что в него добавляют. Если статья понравилась – ставьте плюс, если нет – то ничего не ставьте))). На вопросы отвечу в комментариях и следующих статьях
Наука | Научпоп
6.1K пост 68.8K подписчиков
Правила сообщества
ВНИМАНИЕ! В связи с новой волной пандемии и шумом вокруг вакцинации агрессивные антивакцинаторы банятся без предупреждения, а их особенно мракобесные комментарии — скрываются.
Основные условия публикации
— Посты должны иметь отношение к науке, актуальным открытиям или жизни научного сообщества и содержать ссылки на авторитетный источник.
— Посты должны по возможности избегать кликбейта и броских фраз, вводящих в заблуждение.
— Научные статьи должны сопровождаться описанием исследования, доступным на популярном уровне. Слишком профессиональный материал может быть отклонён.
— Видеоматериалы должны иметь описание.
— Названия должны отражать суть исследования.
— Если пост содержит материал, оригинал которого написан или снят на иностранном языке, русская версия должна содержать все основные положения.
Не принимаются к публикации
— Точные или урезанные копии журнальных и газетных статей. Посты о последних достижениях науки должны содержать ваш разъясняющий комментарий или представлять обзоры нескольких статей.
— Юмористические посты, представляющие также точные и урезанные копии из популярных источников, цитаты сборников. Научный юмор приветствуется, но должен публиковаться большими порциями, а не набивать рейтинг единичными цитатами огромного сборника.
— Посты с вопросами околонаучного, но базового уровня, просьбы о помощи в решении задач и проведении исследований отправляются в общую ленту. По возможности модерация сообщества даст свой ответ.
— Оскорбления, выраженные лично пользователю или категории пользователей.
— Попытки использовать сообщество для рекламы.
— Многократные попытки публикации материалов, не удовлетворяющих правилам.
— Нарушение правил сайта в целом.
Окончательное решение по соответствию поста или комментария правилам принимается модерацией сообщества. Просьбы о разбане и жалобы на модерацию принимает администратор сообщества. Жалобы на администратора принимает @SupportComunity и общество пикабу.
О, интересный пост на пикабу. Без помогити, котята, депутаты. Познавательно. Только сложновато, как на лекции)
А из чего состоят кольматирующие частицы в силикатной породе? Каков их состав? Что растворяет соляная кислота?
Классный пост. Спасибо за информативную статью. Я только начинаю разбираться в реагентах. Вопросов много, но думаю справлюсь
Прикол, а я всегда думал, что обсадную трубу сразу перфорированную опускают, а тут оказывается вононочё!!
А ещё про хлор интересно))
Оборудование для добычи нефти)
Вобщем это УЭЦН (установка электро центробежного насоса).
Если можно так выразиться,это модульная конструкция,которая позволяет добывать от 16 до 1800 тон жидкости в сутки.(в зависимости от конфигурации,параметров скважины и пожеланий заказчиков).
Сравнительно ШГН (Штанговый Глубинный Насос,та самая «качалка» вдоль дороги,добывает не более 15 тон в сутки.)
Автор пишет, что от писем с рацпредложениями в нефтяные компании нет никакой реакции. Вполне возможно, что в Татнефти письма таки читают. =)
Следом идет патентная заявка от АО Татнефть от 28.02.2019 ( https://i.moscow/patents/RU2713287C1_20200204 ).
Я технически в этом ничего не понимаю, но разделы Реферат и Формула изобретения совпадают слово в слово.
Интересно услушать комментарии юристов по патентному праву.
Правда ли, что нефть образовалась из останков динозавров?
Нередко пишут о том, что в образовании «чёрного золота» важнейшую роль сыграли продукты разложения древних обитателей нашей планеты — динозавров. Мы проверили, так ли это.
(Для ЛЛ: существуют разные теории, но. нет)
Об этом занимательном факте можно прочитать на экономическом портале «Кто в курсе», в учебном курсе для начальных классов «Рыбы, ископаемые и топливо» от Общества инженеров-нефтяников, в повести Виктора Пелевина «Македонская критика французской мысли» и многих других источниках. Распространено подобное мнение и на Западе, где упоминается в образовательных блогах. И в российских, и в зарубежных источниках приводятся свидетельства того, что эта информация долгое время преподавалась в средних школах.
Также в Сети распространён мем:
Учёные до сих пор не пришли к единому мнению о том, как образовалась нефть. Существуют две принципиально разные теории её происхождения. Согласно первой — органической, или биогенной, — основой для нефти стали останки древних организмов и растений, которые на протяжении миллионов лет осаждались на дне морей или покрывались слоями на континенте. Затем, после переработки микроорганизмами и под воздействием температуры и давления, они сформировали богатые органическим веществом нефтематеринские (способные рождать нефть) породы.
Породы эти могут стать основой для нефти в так называемом нефтяном окне — зоне на глубине 1,6–4,6 км с температурой от 60 до 150 °C. В верхней его части температура недостаточно высока, и нефть получается «тяжёлой»: вязкой, густой, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Внизу же температура пластов поднимается настолько, что молекулы органического вещества дробятся на самые простые углеводороды — образуется природный газ. Затем под воздействием различных сил углеводороды мигрируют из нефтематеринского пласта в выше- или нижележащие породы.
Из этого короткого описания может сложиться ложное ощущение скоротечности процесса образования нефти из органических останков. На самом деле он, по расчётам учёных, занимает в среднем от 10 до 60 млн лет.
❗️ Другое дело — искусственные условия: если для органического вещества создать соответствующий температурный режим, то на его переход в растворимое состояние с образованием всех основных классов углеводородов достаточно часа. Подобные опыты сторонники органической гипотезы толкуют в свою пользу: преобразование органики в нефть налицо.
В пользу биогенного происхождения нефти есть и другие аргументы. Так, большинство промышленных скоплений нефти соседствуют с осадочными породами. Мало того, живая материя и нефть сходны по элементному и изотопному составу. В частности, в большинстве нефтяных месторождений обнаруживаются биомаркеры — например, пигменты хлорофилла, широко распространённые в живой природе. Ещё более убедительным можно считать совпадение изотопного состава углерода в биомаркерах и других углеводородах нефти. Всё это делает органическую теорию происхождения вещи значительно более популярной в современной науке.
Однако и сторонники неорганической теории приводят ряд аргументов в пользу своей точки зрения. Версий неорганического происхождения нефти в недрах земли и других космических тел много, но все они опираются на одни и те же факты.
Во-первых, многие (хотя и не все) месторождения связаны с зонами разломов. Через эти разломы, по мнению сторонников неорганической концепции, нефть и поднимается с больших глубин ближе к поверхности Земли. Во-вторых, месторождения нефти встречаются не только в осадочных, но и в магматических и метаморфических горных породах (хотя они могли оказаться там и в результате миграции). Кроме того, углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов. Наконец, третий, наиболее весомый аргумент в пользу неорганической теории состоит в том, что углеводороды есть не только на Земле, но и в метеоритах, хвостах комет, атмосферах других планет и рассеянном космическом веществе. Так, присутствие метана отмечено на Юпитере, Сатурне, Уране и Нептуне. На Титане, спутнике Сатурна, есть реки и озёра из смеси метана, этана, пропана, этилена и ацетилена. А поскольку считается, что за пределами Земли на данный момент нет жизни, сторонники неорганической теории этим доказывают, что углеводороды вполне обходятся и без органики.
Очевидно, что посильный вклад динозавров в образование нефти может рассматриваться только в рамках первой теории — органической. Однако против этого есть два серьёзных аргумента.
1. Согласно господствующей сегодня концепции, нефть существовала в течение львиной доли времени существования нашей планеты (4 млрд лет). В пользу этого, помимо технических выкладок, говорят многочисленные находки. Например, в 1998 году в Австралии крошечные капли нефти были обнаружены внутри скальных пород, возраст окончательного образования которых доходит до 3,8 млрд лет. В то же время динозавры (кроме так называемых птичьих) просуществовали с отметки примерно в 250 млн лет назад до отметки в 66 млн лет назад. Иными словами, если всю историю существования нефти разбить на 16 равных отрезков, то динозавры попадут в последний, 16-й. Без них нефть вполне удачно образовывалась, хотя немалая часть существующих запасов нефти и появилась в последний отрезок.
2. Животные не составляют и 1% от общей биомассы Земли. Таков расклад сейчас, таким он был, если верить специалистам, и миллионы лет назад. По мнению ученых, исходным материалом для образования нефти служили и продолжают служить микроорганизмы, населяющие прибрежные морские воды, — планктон, 90% которого составляет фитопланктон. Иными словами, нефть — это в первую очередь результат разложения растений, а во вторую (или даже десятую) — животных, и то преимущественно мелких, но почти обязательно морских.
Таким образом, официальная наука не позволяет говорить о каком-то мало-мальски заметном участии динозавров в образовании нефти. В то же время опровергнуть наличие хотя бы микроскопической роли этих животных в процессе тоже невозможно.
Откуда же вообще возникло всеобщее заблуждение «нефть — из динозавров»? Современные исследования говорят о том, что оно могло стать результатом обширной рекламной кампании нефтяной корпорации Sinclair Oil, начавшейся в 1930-е годы в США. Корпорация спонсировала археологические раскопки динозавров, отправляла гигантские модели этих созданий на Всемирные выставки в Чикаго и Нью-Йорке, не говоря о всевозможной символике и сувенирах.
И по сей день динозавр Дино украшает логотип корпорации, в чём-то способствуя жизни этого мифа.
Тепловая обработка призабойной зоны скважины
Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью
Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов.
Оно предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти.
Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, т. к. повышается температура нефти и снижается ее вязкость; также уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках НКТ и в выкидных линиях.
Обработка паром и горячей водой
Устье оборудуют фонтанной запорной арматурой АП 60-150, лубрикатором ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС.
Для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.
Этот способ проще и дешевле чем предыдущий, однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть значительную зону (в радиусе до 1м).
Состоит из 3 х электронагревателем с кабель-тросом, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП с лебедкой и трех прицепов.
На каждом прицепе монтируют станцию управления и автотрансформатор.
Электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом.
В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом.
Температура на забое стабилизируется через 3- 5 сут. непрерывного прогрева и нагретая зона распространяется примерно на 20-50 м вверх и на 10-20 м вниз от места установки нагревателя.