Выявление уровня жидкости, интервалов солевых и парафиновых отложений

 

Положения уровня жидкости в эксплуатационных скважинах через насосно-компрессорные трубы устанавливают с помощью методов радиометрии (НГМ, ННМ-Т и ГГМ). Они позволяют выявлять уровень жидкости по разному содержанию ядер водорода в единице объема жидкости и газа и различной плотности этих сред.

Уровень жидкости выделяют по резкому увеличению интенсивности регистрируемого излучения.

Участки пенообразования выявляются также с помощью нейтронных методов и гамма-гамма-метода. По отношению к показаниям в жидкости участки пенообразования выделяются повышенными интенсивностями J_ng, J_nт и J_gg.

Отложения парафина часто встречаются в механизированных скважинах, в которых на устье межтрубное пространство оборудовано обратным клапаном. При срабатывании клапана с резким падением давления начинается разгазирование нефти и по этой причине в межтрубном пространстве отлагается парафин. Границы его отложения не изменяются при перемещении уровня жидкости в межтрубном пространстве.

Измерение толщины парафиновых отложений позволяет контролировать накопление парафина и устанавливать оптимальные интервалы времени депарафинизации труб. О появлении парафиновых отложений судят по снижению дебита.

Для определения парафиновых отложений в межтрубном пространстве на основе нейтронных методов разработан специальный способ. Первый замер СНМ проводится в момент, когда межтрубное пространство заполнено водой и нефтью. Изменение регистрируемой интенсивности по стволу скважины будет отражать только литологию окружающих пород, поскольку нефть, вода и парафин имеют близкие нейтронные характеристики. Затем, с помощью компрессора устанавливается уровень жидкости в межтрубном пространстве ниже интервала отложений парафина, замер НМ по стволу скважины повторяется. Интенсивность радиоактивного излучения теперь будет зависеть как от литологии пород, так и от количества парафина, отложившегося на обсадной колонне и НКТ. Путем сопоставления двух диаграмм НМ определяют толщину парафиновых отложений.

Лучше всего использовать замеры плотности надтепловых нейтронов (ННМ-НТ) и вторичного гамма-излучения (НГМ), поскольку для этих методов справедливо допущение идентичности нейтронных характеристик парафина, нефти и воды, а зависимость регистрируемой интенсивности от толщины парафиновых отложений прямолинейна. Профили парафиновых отложений, полученные по данным радиометрии и дифференциальному измерителю диаметра труб, после подъема их на поверхность хорошо согласуются между собой.

При эксплуатации нефтяных скважин в наземном и подземном оборудовании происходит отложение солей. Наиболее часто солеотложение связано с вторичными методами добычи нефти, в частности с применением закачки воды в продуктивные пласты, которая по своему химическому составу отличается от состава пластовых вод. Нарушение солевого равновесия системы закачиваемая вода – погребенная вода как в горной породе, так и в глубинном оборудовании вызывает выпадение минеральных солей.

Контрольные вопросы

1. Как можно определить уровень жидкости в скважинах?

2. Какие методы и способы опеределения парафиновых отложений?

 

Методы интенсификации притоков нефти

 

Разработан ряд методов повышения нефтеотдачи пластов с применением различных физико-химических воздействий на горную породу – химических, тепловых, барических, акустических, их сочетаний и др. К таким методам относятся: соляно-кислотная обработка прискважинной части пласта, внутрипластовое горение, паротепловое воздействие, термозаводнение, гидравлический разрыв пласта, термобарохимическое воздействие с применением пороховых генераторов давления, акустическое воздействие, комбинированное воздействие, электрообработка нефтяных скважин мощными импульсными источниками тока.

Соляно-кислотная обработка коллекторов на водной основе применяется с целью повышения фильтрационных свойств прискважинной части пластов, представленных карбонатными породами или песчаниками с карбонатным и железистым цементом.

Различают тепловые методы воздействия на объект эксплуатации, при которых тепло вводится в пласт с поверхности и методы, обеспечивающие образование тепла непосредственно в пласте за счет внутрипластовых экзотермических реакций окисления углеводородов, например внутрипластовое горение.

Паротепловое воздействие. В паронагнетательных скважинах с помощью данных термометрии определяют:

1) герметичность колонны;

2) интервалы приемистости пара и его распределения в них;

3) изменение температуры и влажности пара в скважине со временем и с темпом нагнетания;

4) количество тепла, внесенного в пласт и тепловые потери во вмещающие породы.

Метод внутрипластового горения (ВГ) заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны (около 200° С и выше), которая при нагнетании окислителя (воздуха) перемещается от нагнетательной скважины к эксплуатационным. После инициирования горения в нагнетательную скважину закачиваются в определенном соотношении воздух, кислород которого служит для поддержания ВГ, и вода, которая, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего возникают обширные зоны прогрева за счет насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Гидравлический разрыв пласта заключается в создании в коллекторе серии горизонтальных и вертикальных трещин с помощью закачки вязкой жидкости в пласт под высоким давлением.

Для повышения проницаемости прискважинной зоны горных пород применяются пороховые генераторы давления. Эффект повышения проницаемости проявляется за счет механического, теплового и химического воздействий пороховых газов.

Метод акустического воздействия на водо-нефтегазонасыщенные породы способствует интенсификации притока флюида из пласта в скважину за счет увеличения проницаемости коллектора в прискважинной его части, дегазации и кавитации поровой жидкости, снижения вязкости нефтей и возрастания массопереноса жидкости в породе.

Комбинированное воздействие на пласты с целью интенсификации притока флюидов состоит в применении двух и более методов воздействия с различной физико-химической природой. Такое сочетание методов воздействия на горную породу способствует повышению эффективности их использования для увеличения притока флюидов.

Электрообработка нефтяных скважин мощными импульсными источниками тока в принципе возможна, имеет под собой физико-химическую основу, есть аналоги использования, а эффективность данного вида обработки может быть существенна повышена.

 

Контрольные вопросы

1. Какие существуют методы интенсификации притоков нефти?

2. Дайте краткую характеристику методов интенсификации притоков нефти.

 

Интенсификация притока и приемистости пласта с помощью

Соляно-кислотной обработки

 

Контроль процесса солянокислотной обработки прискважинной части пласта на водной и ацетоновой основе производится радиоактивными методами и расходометрией.

Солянокислотная обработка коллекторов на водной основе применяется с целью повышения фильтрационных свойств прискважинной части пластов, представленных карбонатными породами (известняками, доломитами) или песчаниками с карбонатным и железистым цементом. Раствор соляной кислоты, воздействуя на карбонатный скелет или цемент породы, частично растворяет их; образующиеся при этом продукты химической реакции – хлориды кальция, магния, железа, вода, углекислый газ – удаляются вместе с нефтью или газом при работе пласта. В итоге фильтрующие каналы расширяются, возрастает проницаемость прискважинной части коллектора и увеличивается приток флюида из пласта.

Солянокислотная обработка призабойной части горной породы на ацетоновой основе производится с целью увеличения нефтеотдачи пласта путем улучшения проницаемости коллектора за счет растворения соляной кислотой карбонатных и железистых минералов, диспергирования ацетоном проникших в поры коллектора глинистых частиц промывочной жидкости и глинистого цемента и “осушения” ацетоном остаточной воды.

Контроль над процессом солянокислотной обработки пласта осуществляется с помощью метода меченых атомов, для чего в раствор добавляют радиоактивный изотоп, например йод-131. Кривые ГМ, зарегистрированные до и после закачки активированной кислоты, позволяют установить интервалы ее проникновения по превышению показаний Iy и повторного замера над первоначальным.

Интервалы поглощения раствора соляной кислоты могут быть также установлены по данным замеров импульсным нейтрон-нейтронным методом по снижению показаний повторного замера ИННМ в сравнении с фоновым замером за счет повышения их хлоросодержания.

Эффективность солянокислотной обработки прискважинной части пласта может быть определена с помощью данных расходометрии.

 

Контрольные вопросы

1. Дайте краткую характеристику соляно-кислотной обработке пласта?

2. Как осуществляется соляно-кислотная обработка?