Управление продуктивностью - копия - копия. 1. Классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону пласта. Назначение методов и их общая характеристика
 Скачать 100.4 Kb.
|
|
1. Классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону пласта. Назначение методов и их общая характеристика. Метод интенсификации добычи нефти – комплекс мероприятий, имеющих цель, с одной стороны, сокращение сроков разработки и эксплуатации нефтяных залежей и с другой стороны наиболее полное извлечение нефти из пластов МИДН подразделяют на две группы: 1 Метод поддержания Р, имеющие цель наиболее активный и полный отбор нефти из нефтесодержащих пластов 2 Вторичные методы, направленные к извлечению дополнительных количеств нефти из залежей, пластовая энергия в которых истощена или близка к истощению в результате первичной стадии их эксплуатации. Особняком стоит группа методов интенсификации притока нефти и газа к скважине , направленных на увеличение проницаемости ПЗС при помощи кислотной обработки, термохимической обработки или торпедной перфорации ПЗП Классификация технологий воздействия на залежь: на проницаемость – СКО на давление забойное – отбор на вязкость – тепловые методы, закачка растворителей на радиус контура питания – дополнительное разбуривание, зарезка боковых стволов на радиус скважины – перфорация, радиальное бурение Группа технологий воздействия на залежь: 1. Механические методы. - ГРП - зарезка, бурение боковых стволов. - глубокопроникающая перфорация (гидропескоструйная, щелочная, радиальное бурение) влияние на околоскважиную зону проницаемость – слабо, вязкость – непосредственно нет (но перераспределяется давление, выделяется газ, вязкость повышается), Рзаб – нет, радиус контура питания – меняется, радиус скважины – да, скин-фактор – да. 2. Физико-химические методы - кислотный обработка (терригенный коллектор - глинистая кислота, карбонатный – СКО , муравьиная кислота, уксусная. ) - воздействие растворителями, как нефте так и водорастворимыми . обработка раствором ПАВ - закачка ингибиторов отложения веществ (гидратообразование, образование органический солей, парафинов , АСПО) - воздействие на пласт растворами полимеров - закачка эмульсий, суспензий влияние на околоскважиную зону прон цаемсоть – да (на фазовую химического вещества, на общую кислотки) вязкость – да, Рзаб технологии которы перераспределяют фильтрационные потоки(полимерная корка убралась, новые зоны разработки), радиус скважин приведенный да( выщелачивание, увеличивается пористость и проницаемость) 3. Термичесике методы - электропрогрев пласта - паротепловая обработка - нагнетание пара - закачка горячей вода - внутрипластовой горение импульсно-дозированное тепловое воздействие влияние на околоскважинную зону вязкость(чем большее температура, тем в больней степени она снижается) Рпл если непрерывная закачка воды, пористость в некоторой степени 4. Газовые методы - закачка УВ газов - не УВ газов(СО2 , N2, СО, дымовые газы) - закачка пен(например при барьерном заводнении) - водогазовое воздействие влияние на колоскважинную зону вязкость – да , пористость – в некоторой степени 2. Коэффициент продуктивности и факторы, его определяющие. Условия притока жидкости к скважинам. Виды гидродинамического несовершенства скважин. Коэффициент продуктивности добывающей скважины – отношение дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту – показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу. Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как  [1]  Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент – [2]  коэффициент приемистости нагнетательной скважины; Qв – расход воды, закачиваемой в данную скважину. Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины. Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 1). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.  Рис. 1 Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости: 1- установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации. Искривление индикаторной линии в сторону оси DP (рис. 1, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами: 1) Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при которых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр) 2) Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб<Рнас. Чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области. 3) Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб. Искривление ИД в сторону оси Q (рис. 1, кривая 3) объясняется двумя причинами: - некачественные измерения при проведении исследований; - неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков. Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт. [3]  Целесообразно выделить следующие три вида гидродинамического несовершенства скважин: 1) по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю толщину; 2) по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытую боковую поверхность скважины, а только через перфорационные отверстия в обсадной колонне; 3) по характеру и степени вскрытия; 3. Понятие о призабойной зоне пласта. Основные причины снижения проницаемости в процессе эксплуатации скважин. Параметры, характеризующие состояние ПЗП. Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта. Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом. 4. Технология проведения исследования и методики обработки результатов исследования скважин на установившихся режимах работы. Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: гидродинамические, дебитометрические, термодинамические и геофизические. Гидродинамические методы подразделяются на: исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм); исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД); исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание). Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с помощью уравнения Q = K(Pпл – Pзаб)n, где Q – дебит скважины; К – коэффициент продуктивности; Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давления, соответственно; n – коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n меньше1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления; n больше 1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления. При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров. 5. Технология проведения исследования и методики обработки результатов исследования скважин на неустановившихся режимах работы. Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: гидродинамические, дебитометрические, термодинамические и геофизические. Гидродинамические исследования. Гидродинамические методы подразделяются на: исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм); исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД); исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание). Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП). 6. Обработка скважин соляной кислотой (СКО). Кислотные ванны. Кислотная обработка под давлением. Поинтервальная или ступенчатая Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий. В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции. [1]При воздействии на известняк  [2] При воздействии на доломит  Хлористый кальций (CaCL2) и хлористый магний (MgCL2) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO2) также легки удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде. Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НСL в пределах 10 - 15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит, время выдержки составляет 16-24 часа. Для устранения недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера - высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты. Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением соляно-кислотная обработка под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10 - 12%-ного раствора НСL и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами, например окисленный мазут, кислый газойль. Эмульсия обычно составляется из 70 % по объему раствора НСL и 30 % нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости, вплоть до 10 Па-с. При продолжительном перемешивании достигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вязкости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки в проницаемые прослои определяются объемом пор пласта в пределах предполагаемого радиуса закачки R, толщиной проницаемых прослоев h и их пористостью m по формуле [1] Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5 - 2,5 м3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор НСL объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора НСL без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию. При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала всегда положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т.е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора соляной кислоты по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала. 7. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Область применения, механизм воздействия. Особенность СКО терригенных коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глубину, как в карбонатных и тем более трещиноватых коллекторах. В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. Однако радиус такого контура проникновения по толщине пласта будет различный в зависимости от проницаемости и пористости прослоев, которых в данном интервале может быть несколько. Если известны проницаемости, пористости, толщины и карбонатность отдельных прослоев в слоистонеоднородном пласте, то приближенно можно рассчитать глубину проникновения кислоты в пласт по прослоям при закачке данного объема раствора или наоборот, задаваясь глубинами проникновения кислоты по прослоям, можно определить необходимый объем растворов НС1. Другой особенностью СКО является то, что в карбонатных коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего лишь несколько процентов от общего объема породы. Поэтому фронт нагнетаемого раствора растворяет эти карбонаты и нейтрализуется, а последующие порции раствора, двигаясь по порам, в которых карбонаты уже удалены, сохраняет свою первоначальную активность. Это приводит к тому, что при последующем дренировании из скважины сначала поступает концентрированный раствор НСL, а за ним нейтрализованная кислота. Соляная кислота практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы террпгепного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также плавиковой. [1]Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей реакции:  [2]Образующийся фтористый кремний SiF4 далее взаимодействует с водой  [3] Кремнефтористоводородная кислота H2SiF6 остается в растворе, а кремниевая кислота Si(ОН)4 по мере снижения кислотности раствора может образовать студнеобразный гель, закупоривающий поры пласта. Для предотвращения этого фтористая кислота употребляется только в смеси с соляной кислотой для удержания кремниевой кислоты в растворе. Рабочий раствор кислоты для воздействия на терригенные коллекторы обычно содержит 8 - 10 % соляной кислоты и 3 - 5 % фтористоводородной. Фтористоводородная кислота растворяет алюмосиликаты согласно следующей реакции:  Образующийся фтористый алюминий ALF3 остается в растворе, а фтористый кремний SiF4 далее взаимодействует с водой, образуя кремниевую кислоту. [4] Количественная оценка реакции дает следующие соотношения:  8. Критерии выбора скважин кандидатов для проведения ОПЗ. Для проведения ОПЗ из всего фонда скважин выбирают следующие скважины: - вводимые в эксплуатацию новые объекты (без ГРП) при недостижении проектных показателей по дебиту жидкости подвергают КО Цель обработки – очистка ствола скважины, перфорационных каналов, ближайшей призабойной зоны от глинистых частиц и фильтра буравого раствора. Объект воздействия - кольматирующее вещество, скелет породы - снизившие продуктивность по причине притока жидкости в ходе эксплуатации из-за уменьшения проницаемости ПЗП в результате миграции глинистых частиц и обломочного материала горной породы. Цель – увеличение проницаемости ПЗП Объект - кольматирующее вещество, скелет породы - снизившие продуктивность в результате отложения солей в ПЗП, эксплуатационной колонне и насосном оборудовании. Цель – удаление отложений, восстановление продуктивности. Объект – солевые отложения - снизившие продуктивность в результате отложений АСПО в призабойной зоне, ЭК и насосном оборудовании Цель – удаление отложений. Объект – АСПО - снизившие продуктивность после проведения ТКРС Цель – восстановление проницаемости ПЗП, устранение набухания глин и водной блокады Объект - кольматирующее вещество, скелет породы, водная блокада - не вышедшие на заданный режим работы после ГРП Цель – разрушение заглушенной жидкости , очистка каналов между зернами пропанта от геля. Объект- полисахаридный гель. - выводимые из бездействия Цель увеличение проницаемости ПЗП Объект – скелет породы 9. Теоретические основы проведения гидравлического разрыва пласта. Область применения, механизм воздействия. Мини-ГРП как предварительный этап ГРП. ГРП- называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещин. Назначение ГРП заключается в создании высокопроводимого канала - увеличение производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. - повышение нефтеотдачи пластов из добывающих скважин, восстановление рабочих характеристик, невосстановимых традиционными методами. Область применения - нефтяные месторождения с осложненными условиями разработки (неоднородность пластов, низкая проницаемость) - добывающие и нагнетательные скважины, продуктивность которых ниже потенциально возможных - нагнетательные скважины, для изменения фильтрационных потоков - широкий диапазон изменений и состава коллектора в разрезе, большое разнообразие геологического строения пласта - может применяться при комплексном воздействии на целую залежь или участок месторождения ГРП (внутреннее напряжение в породе) под действием давления, создаваемого закачкой в пласт флюида, порода разрывается по плоскостям минимальной прочности. Возникает связь с системой естественных трещин невскрытых скважин, и с зоной повышенной проницаемости. Образованные в пласте трещины, открывшиеся, расширившиеся и имеющиеся, соединяясь с другими , становятся проводником нефти и газа, связывающими скважины с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность может достигать несколько сотен метров. Образовавшиеся в породе трещины заполняются расклинивающим материалом. Фильтрационные сопротивления в ПЗП, имеющие такие трещины , приближается к нулю, что обуславливает увеличение производительности скважины после ГРП в несколько раз. Самый важный тест на месте проведения работ перед основным ГРП известен как Мини ГРП, или испытание для калибровки трещин. Минифрак – это тест с нагнетанием и закрытием скважины на забое, при котором используются полномасштабные скорости нагнетания и относительно большие объемы жидкости, порядка тысяч галлонов(несколько кубометров). Информация собираемая при минифраке, включает давление смыкания, эффективное давление, условие входа в пласт (трение в перфорации и околоскважинной зоне) а также возможно признаков ограничения роста трещин в высоту. Проектирование минифрака должно проводится вместе с начальным проектированием основной обработки. Цель дизайна минифрака состоит в том, чтобы он был насколько возможно представительным для основного ГРП. Чтобы достичь этой цели, должны быть создана достаточная геометрия, отражающая реальную геометрию основных трещин, а также должно быть получено различимое давление смыкания по кривой спада давления. Наиболее представленный минифрак был бы иметь теп нагнетания и объем жидкости такие же, как при основном ГРП, но зачастую это не осущуствимо. На самом деле нужно найти баланс между несколькими противоречивыми критериями дизайна, включая объем минифрака, создаваемую геометрию трещины, повреждение пласта, разумное время вскрытия, а также затраты на материал и персонал. Ключевые показатели - Разрыв пласта - Распространение трещин - Мгновенное давление при закрытом устье - Давление смыкания из спада давления - Повторное открытие трещин - Давление смыкания на откачку - Асимптотическое давление пласта - Давление смыкания по обратному ходу 10. Критерии выбора скважин для ГРП. Технология проведения ГРП. Применяемые в процессе технологические агенты. Жидкости разрыва и жидкости-песконосители. Наполнители трещин (пески и проппанты). Для проведения ОПЗ из всего фонда скважин выбирают следующие скважины: - вводимые в эксплуатацию новые объекты (без ГРП) при недостижении проектных показателей по дебиту жидкости подвергают КО Цель обработки – очистка ствола скважины, перфорационных каналов, ближайшей призабойной зоны от глинистых частиц и фильтра буравого раствора. Объект воздействия - кольматирующее вещество, скелет породы - снизившие продуктивность по причине притока жидкости в ходе эксплуатации из-за уменьшения проницаемости ПЗП в результате миграции глинистых частиц и обломочного материала горной породы. Цель – увеличение проницаемости ПЗП Объект - кольматирующее вещество, скелет породы - снизившие продуктивность в результате отложения солей в ПЗП, эксплуатационной колонне и насосном оборудовании. Цель – удаление отложений, восстановление продуктивности. Объект – солевые отложения - снизившие продуктивность в результате отложений АСПО в призабойной зоне, ЭК и насосном оборудовании Цель – удаление отложений. Объект – АСПО - снизившие продуктивность после проведения ТКРС Цель – восстановление проницаемости ПЗП, устранение набухания глин и водной блокады Объект - кольматирующее вещество, скелет породы, водная блокада - не вышедшие на заданный режим работы после ГРП Цель – разрушение заглушенной жидкости , очистка каналов между зернами пропанта от геля. Объект- полисахаридный гель. - выводимые из бездействия Цель увеличение проницаемости ПЗП Объект – скелет породы технология проведения ГРП ГРП (внутреннее напряжение в породе) под действием давления, создаваемого закачкой в пласт флюида, порода разрывается по плоскостям минимальной прочности. Возникает связь с системой естественных трещин невскрытых скважин, и с зоной повышенной проницаемости. Образованные в пласте трещины, открывшиеся, расширившиеся и имеющиеся, соединяясь с другими , становятся проводником нефти и газа, связывающими скважины с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность может достигать несколько сотен метров. Образовавшиеся в породе трещины заполняются расклинивающим материалом. Фильтрационные сопротивления в ПЗП, имеющие такие трещины , приближается к нулю, что обуславливает увеличение производительности скважины после ГРП в несколько раз. Жидкости применяемые при ГРП Для достижения успешной обработки жидкость гидроразрыва должна удовлетворять определенным физическим и химическим свойствам - должна быть совместима с материалом пласта - должна обладать способностью удерживать во взвешенном состоянии пропант и транспортировать его в глубь скважины - должна легко удаляться из пласта после обработки - должна иметь низкие потери на трение - приготовление жидкости должно быть простым и легко выполнимым в полевых условиях - должна обладать такой стабильностью, чтобы сохранять вязкость в процессе всей обработки - эффективной с точки зрения стоимости Жидкость разрыва является рабочим агентом, нагнетанием которого в ПЗП создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих. Жидкость – песконоситель используется для транспортировки песка с поверхности до трещины и заполняя ее песком (пропантом). Должна быть нефильтрующийся или обладать минимальной, быстро снижаемой фильтруемость и иметь высокую пескоудерживаемую способность. Продавочная жидкость применяется для продавки из НКТ в обрабатываемый пласт жидкость разрыва и жидкость песконосителя. Пропант – специальный расклинивающий высокопрочный сыпучий материал, использование которого обеспечивает поддержку трещин ГРП в открытом состоянии после проведения операции ГРП. Пропант создает гидродинамическую связь в системе пласт – скважина. Выбор пропанта оказывает значительное влияние на результат после ГРП. В настоящее время в промышленности существуют три основные группы пропанта - природный песок - керамический пропант средней прочности - высокопрочный боксит 11. Интенсификация работы нагнетательных скважин (циклическая обработка ПЗП, направленная кислотная обработка, комплексная обработка ПЗП, пенокислотная обработка ПЗП). ИТЕНСИФИКАЦИЯ РАБОТЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Проницаемость ПЗП существенно снижается в процессе бурения или глушения скважины при капитальном ремонте. В условиях недостаточной подготовки закачиваемой в пласт воды, в ПЗП нагнетательной скважины поступает значительное количество илистых и глинистых частиц (при закачке пресной воды), остаточной нефти (при закачке подтоварной воды). ЦИКЛИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ПЗП Базовый вариант технологии проведения ОПЗ нагнетательных скважин.Предусматривает последовательную закачку КС и продавочного раствора ПАВ. Закачку следует проводить в два-три этапа. При этом в качестве первой пачки проводится закачка небольших объёмов СКО (12%), что позволяет удалить из ПЗП карбонатный материал. Для второго и третьего циклов используется ГКО, при этом концентрация соляной кислоты выдерживается в интервале 8-11%, концентрация плавиковой - не выше 3%. Содержание плавиковой кислоты зависит от периода проведения ГРП на скважине, с целью исключения разрушения пропанта. В случае если ГРП на скважине проводилось менее года, до предполагаемого проведения работ по закачке кислотного состава, применение плавиковой кислоты необходимо исключить. Объемы при циклической ОПЗ нагнетательной скважины зависят от геолого-технической характеристики скважины, рассчитываются индивидуально в каждом конкретном случае, и зависят от перфорационной мощности пласта. В случае достижения заданных параметров по приемистости скважины, проведение последующих циклов можно исключить. Приготовление КС для каждого цикла производится отдельно. Обработка начинается на малой скорости закачки при максимальном давлении. Для 2-го и 3-го циклов скорость закачки должна быть максимально возможной при соблюдении требования не превышения насосным агрегатом давления опрессовки эксплуатационной колонны. Повышение приемистости скважин по циклической обработке достигается в 95% случаев. Кроме того, при применении приема деления на циклы отмечается некоторое изменение профиля приемистости скважины. Раствор ПАВ, особенно ПАВ-гидрофобизатор изменяя обработанную первой порцией кислоты поверхность, вызывает незначительное отклонение каждой новой порции кислоты в новые интервалы, либо, проникая в новые интервалы и очищая поверхность, увеличивает вероятность проникновения кислоты в них. НАПРАВЛЕННАЯ КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА Кислота в значительной степени интенсифицирует работу традиционно принимающих, водопромытых интервалов и пропластков, обладающих значительной проницаемостью. Увеличение закачки воды в такие интервалы способствует опережающему продвижению по ним фронта закачиваемых вод, росту обводненности продукции. Технологию направленной КО следует использовать в случаях, когда на основании рассмотрения материалов расходометрии, имеется информация о значительной неравномерности профиля приемистости. Первым циклом направленной кислотной обработки (в случае малой приемистости скважины - вторым циклом) следует применять отклоняющий состав, в качестве которого возможно использование: водонефтяная эмульсия; нефтекислотная эмульсия; раствор полимера в кислоте. Приготовление водонефтяной эмульсии: Для обработки используется обратная эмульсия на основе нефти и эмульгатора. Объем эмульсии рассчитывается исходя из нормы расхода 0,5м3/м перфорационной мощности пласта. Приготовление нефтекислотной эмульсии: Производится по такой же схеме, только вместо воды используется раствор кислоты с заданными свойствами. Приготовление раствора полимера в кислоте: Перед добавлением в расчетный объем воды товарной соляной кислоты, производится растворение в ней полимера в количестве, обеспечивающем конечную концентрацию его в растворе кислоты 0,2%. Отклоняющий состав применяется c целью блокирования традиционно принимающих интервалов и перенаправления кислоты в слабопроницаемые пропластки. Значительный срок существования эмульсии в пласте не опасен для нагнетательных скважин. Подобная обработка эффективно применяется на средне и высокопроницаемых, расчлененных пластах. На низкопроницаемых коллекторах эмульсия является слишком жёстким отклоняющим составом. При отклонении кислотного состава в низкопроницаемые, нефтенасыщенные прослои контакт кислоты с породой оказывается осложнен наличием нефтяной пленки. КОМПЛЕКСНАЯ ОБРАБОТКА ПЗП Данная технология применима для обработки ПЗП нагнетательных скважин низкопроницаемых месторождений. Отличительной особенность от циклической обработки ПЗП является закачка пачки растворителя, перед проведением 2-го цикла. В период проведения первого цикла восстанавливается приемистость традиционно принимающего пропластка. Растворитель, закачиваемый перед вторым циклом, попав в водопромытый, традиционно принимающий интервал испытывает сопротивление, обусловленное низкой фазовой проницаемостью по отношению к углеводороду. Интервал частично (на незначительное время) блокируется, некоторый объем растворителя, попав в нефтенасыщенную часть пласта, отмывает нефтяную пленку, открывая доступ кислоте к поверхности породы. ПЕНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПЗП Для наиболее глубокого проникновения соляной кислоты в пласт применяют пенокислотные обработки. При этом в скважину закачивают аэрированный раствор поверхностно активных веществ в виде пены. Применение кислотных пен имеет ряд преимуществ перед обычной кислотной обработкой: Замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт – в результате приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ранее не охваченные процессом фильтрации. Малая плотность кислотных пен (около 400 кг/м3) и их повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта. Улучшаются условия очистки ПЗП пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отработавшей соляной кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения. Для образования пены используют устройство – аэратор, при активном перемешивании раствора кислоты с воздухом (азотом). Степень аэрации, или объем воздуха обычно принимается в пределах 10-15 м3 на 1м3 кислотного раствора. Обработку начинают с подачи в скважину раствора кислоты заданной концентрации, содержащей ПАВ на небольшой скорости. Затем начинают подачу воздуха (азота), выводя компрессор на заданную производительность. Объем закаченной композиции оценивают по объему вытесненной жидкости через затрубное пространство скважины. Когда пена заполнит весь объем НКТ, при закрытой затрубной задвижке, начинается продавкапенокислоты в пласт оставшейся соляной кислотой и продавочной жидкостью. 12. Методика прогноза технологической эффективности раскольматации ПЗП. Расчет технологических показателей по снижению значения скин-фактора Одним из вариантовоценки влияния раскольматации ПЗП на технологические показатели работы скважины является использование классического уравнения Дюпюи для установившегося радиального притока нефти к забою скважины с учетом фильтрационных сопротивлений в ПЗП:  где Q – дебит скважины, м3/сут; k –проницаемость продуктивного пласта, мД; h – вскрытая толщина пласта, м; Рпл и Рзаб – давление пластовое и забойное давление в стволе скважины, соответственно, атм; Bн – объемный коэффициент нефти, м3/м3; н – вязкость нефти, сПз; Rк и rс – радиус контура питания и ствола скважины соответственно, м; Sскин-фактор. Второй вариант вычисления значений S состоит в знании величин коэффициента нарушенной (пониженной) проницаемости ks радиусом Rs от ствола скважины и естественной проницаемости k в удаленной зоне пласта:  Прирост дебита скважины прогнозируется при снижении скин-фактора до 0 при обработках с удалением кольматирующего вещества (восстановление продуктивности) и до -5 при кислотных обработках карбонатных коллекторов (стимуляция матрицы). Расчет технологических показателей с учетом изменения проницаемости 1. Расчет максимально возможного значения коэффициента продуктивности (для «незагрязненного» пласта):  где k – проницаемость «незагрязненного» пласта, h – толщина пласта, пл –вязкость пластовой продукции, Rк – радиус контура питания, rс - радиус скважины. 2. Коэффициент продуктивности скважины до обработки:  где ks – проницаемость поврежденной скин-зоны, Rs – радиус скин-зоны. 3. Максимально возможная степень восстановления продуктивности скважины:  4. Целевое значение уровня восстановления продуктивности (расчет требуемого восстановления продуктивности по экономической целесообразности или экспертно):  где nэкс – коэффициент снижения прироста добычи, рассчитываемый по экономическим показателям или экспертно. 5. Целевое значение коэффициента продуктивности ПЗП (после обработки):  6. Дебит скважины до обработки:  Рпл – пластовое давление на последнюю дату, МПа, Рзаб – забойное давление на последнюю дату, МПа. 7. Дебит скважины после обработки  8. Дополнительная добыча за N месяцев длительности эффекта:  |