управление продуктивностью. Ответы на 8 вопросов Управление продуктивностью. 1 вопрос Назначение и классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону пласта
 Скачать 45.71 Kb.
|
|
1 вопрос Назначение и классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону пласта. Основное назначение методов воздействия на ПЗП или интенсификацию добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложений в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а так же их расширении и создании новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважиной. По характеру воздействия на ПЗП все методы делятся на: химические; механические; тепловые; комплексные (физико-химичесские). В основе химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта, с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство и увеличение или уменьшение диаметров поровых каналов, увеличение нефтеотдачи, отсечение обводнившихся пропластков в добывающих скважинах, увеличение приемистости, выравнивание профилей приемистости в нагнетательных скважинах, повышение нефтеотдачи пласта в процессе заводнения при использовании системы ППД. Так же для очистки ствола скважины и ПЗП в результате засорения при цементировании ЭК., в процессе эксплуатации (набухание глин, отложений АСПО, отложений солей и др.) Наиболее распространенным методом химического воздействия на ПЗП является соляно-кислотная обработка. Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горной породы за счет расширения существующих или создание новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных низкопроницаемых коллекторах. К ним относят: гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка, гидроразрыв пласта). Тепловые методы призвании осуществлять прогрев ПЗП с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а так же снижения вязкости поступающих флюидов. Применяют на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относят: электропрогрев, закачка теплоносителя, паропрогрев. Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие. 2 вопрос 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. Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти. 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. 3 вопрос. Оценка состояния призабойной зоны скважины по данным гидродинамических исследований. Непосредственно с помощью ГДИ определяются парамеры: коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости, гидропроводность и пьезопроводность пласта. При изменении режима работы скважины происходит процесс перераспределения давления по пласту, продолжительность которого зависит от многих факторов: величины пластового давления, геометрических размеров продуктивного пласта, его проницаемости, вязкости пластовой жидкости и т.д. Исследования скважин и пласта проводятся при установившихся и при неустановившихся режимах работы. При установившихся режимах сущность метода состоит в нахождении зависимости дебита от величины депрессии пластового давления на забое скважины, тоесть разности между пластовым и забойным давлениями, путем последовательного изменения режима работы скважины и измерения при этом установившихся значений забойных давлений и соответствующих им значений дебитов нефти, воды, газа. По построенному графику «индикаторная линия» расчетным путем определяют продуктивность скважины, параметры пласта и параметры, характеризующие состояние ПЗП. При неустановившихся режимах определение параметров пласта и скважины основано на использовании процессов перераспределения забойного давления после пуска или остановки скважины. Этим методом исследуют скважины при любом способе эксплуатации. После мгновенного изменения установившего режима работы скважины (пуск или остановка скважины) замеряется скорость восстановления или падения забойного давления во времени. По этому графику или величине установившегося дебита скважины до начала исследования рассчитывают основные параметры пласта, характеризующие его фильтрационную способность. Исследования дают возможность качественно оценить изменение проницаемости или наличие непроницаемых включений в удаленных зонах пласта. 4 вопрос. Обработка скважины соляной кислотой. Кислотные ванны. Кислотная обработка под Р. Поинтервальная СКО. Термокислотные обработки ПЗП. Область применения, механизм воздействия. 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. При воздействии на известняк: 2HCl+CaCO3=CaCl2+H2O+CO2 При воздействии на доломит: 4Cl+CaMg(CO3)2=CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2 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. Температура замерзания 15% раствора HCl = - 32,8 градуса. 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. Для скважин с обсаженным забоем или перфорированным Кисл Ванны проводить не рекомендуют. 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 для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе. Обычно время выдержки составляет 16-24ч. Кислотная обработка под Р При простых СКО кислота проникает в хорошо проницаемые прослои. Плохо проницаемые пропластки остаются не затронуты. В связи с этим недостатком применяются КО под Р. 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. СКО под давлением обычно является третьей операцией после кисл ванн и простых СКО. Поинтервальная СКО. Применяется при вскрытии нескольких самостоятельных прослоях. Одноразовая СКО при общем фильтре в основном реагирует только с наиболее проницаемом прослое а прослои с худшей проницаемостью остаются практически незатронутыми. Поэтому применяют ПСКО. Проводят обработку каждого интервала по отдельности. Для этого намеченный интервал изолируют 2 пакерами, которые устанавливают у границ интервала. При обсаженном или перфорированном забое используют обычные шлипсовые пакеры типа ПШ5 или ПШ6. 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. Термокислотные обработки. Этот вид заключается в обработке забоя горячей кисл., гагрев которой происходит в результате термической реакции сол.кисл. с магнием или некоторыми его сплавами МЛ-1 или МА-1. В спец. Реакционном наконечнике расположенном на конце НКТ через который проливается рабочий раствор HCl. Происходит реакция: Mg+2HCl+H2O=MgCl2 +H2O+H2+461.8кДж Хлористый магний остается в растворе. При взаимодействии чистый HCl с магнием происходит полная нейтрализация раствора и выделяется 461,8 кДж тепловой энергии. 5 вопрос. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Область применения. Механизм воздействия. Особенность СКО терригенных коллекторов (ПЕСЧАНИКИ, АЛЕВРОЛИТЫ) 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 НСl. Соляная кислота практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы терригенного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также плавиковой. SiO2+4HF=2H2O+SiF4 Образуется фтористый кремний SiF4 далее взаимодействует с водой 3SiF4+4H2O=Si(OH)4+2H2SiF6 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 Глинокислота 4%HF+8%HCl применяется для обработки пород содержания карбонатов более 0,5%, так как она растворяет только цементирующие в-ва терригенных коллекторов. Количество определяется опытным путем, для избежания нарушения устойчивости породы в ПЗС. Удерживается в пласте 8-12ч. 6 вопрос. Теоретические основы проведения ГРП. Область применения механизм воздействия. Технология проведения ГРП. Применяемые технологические агенты. Жидкости разрыва и жидкости песконосители. Наполнители трещин (пески ипропанты). ГРП- называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещин. Один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин. Широко используется нефтяными компаниями в виду высокой рентабельности. Метод состоит в том что в продуктивном пласте на больших глубинах (ниже 500м от поверхности земли) создаются трещины облегчающих путь в пласт воде, которую закачивают в нагнетательные скважины или облегчают приток нефти из пласта в эксплуатационные скважины. При закачке в скважину рабочей жидкости с высокой скоростью на ее забое создается высокое давление. Если оно превышает горизонтальную составляющую горного давления, то образуется вертикальная трещина. В случае превышения горного давления формируется горизонтальная трещина. Сеть созданных трещин улучшает гидравлическую проводимость породы пласта и увеличивает зону дренирования скважины. Данный метод приводит к интенсификации выработки запасов, соответственно к достижению более высокой конечной нефтеотдачи и увеличению эффективности. Область применения гидравлического разрыва пласта: 1) нефтяные месторождения с осложненными условиями разработки (неоднородность пластов, низкая проницаемость и т.д.); 2) добывающие и нагнетательные скважины, продуктивность которых ниже потенциально возможной; 3) нагнетательные скважины, для изменения фильтрационных потоков; 4) широкий диапазон изменения и состава коллектора в разрезе, большое разнообразие геологического строения пласта; 5) может применяться при комплексном воздействии на целую залежь или участок месторождения. Вначале скважину исследуют на приток, определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Результаты исследования скважины позволяют определять количество жидкости и давления, необходимые для проведения разрыва, а также судить о качестве проведенного разрыва, об изменениях проницаемости призабойной зоны после разрыва. Забой скважины очищают от песчаной и глинистой пробок и отмывают стенки от загрязняющих отложений. В ряде случаев перед гидроразрывом целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. Эти мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность. Наилучшим из этих мероприятий является гидропескоструйная перфорация интервала, намеченного для разрыва. При этом все операции по гидропескоструйной перфорации проводятся теми же средствами и оборудованием, что и сам гидравлический разрыв. В промытую, очищенную и проверенную специальным шаблоном скважину спускают трубы диаметром 89—114 мм, по которым жидкость разрыва подается на забой. Трубы меньшего диаметра для гидравлического разрыва применять не следует, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления. 4 Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части. При этом давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера. При значительных давлениях, создаваемых в процессе гидравлического разрыва пласта, на пакер снизу вверх действуют большие усилия. Для предотвращения сдвига пакера по колонне при повышении давления на трубах устанавливают гидравлический якорь. При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршеньки в якоре, выдвигает их из гнезд и прижимает к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршеньки будут прижиматься к колонне. Кольцевые грани на торце 15 поршеньков, врезаясь в колонну, будут оказывать тормозящее действие на движение насосно-компрессорных труб. Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. 1. В подготовленной и оборудованной скважине производят гидропескоструйную перфорацию (если это предусмотрено планом работ); освобождают пакер, вымывают шариковый клапан гидропескоструйной насадки; производят вторичную посадку пакера. 2. В трубы закачивают нефть (при обработке нефтяной скважины) или воду (при обработке нагнетательной скважины) и создают максимально возможное давление. По отсутствию перелива жидкости через затрубное пространство судят о герметичности пакера. 3. При максимальном числе подключенных насосных агрегатов в скважину закачивают жидкость разрыва со скоростью превышающей скорость ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина. О разрыве пласта судят по резкому увеличению приемистости (поглотительной способности) скважины. Отсутствие резкого спада давления в насосах указывает на высокую проницаемость пласта или на существование в пласте естественных трещин, ширина которых постепенно увеличивается по мере нарастания давления. Резкий спад давления при разрыве пласта, сопровождающийся одновременным увеличением приемистости скважины, происходит при обработке пластов с малой проницаемостью при отсутствии в пласте естественной трещиноватости. 4. Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант или песок, переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей. Последняя порция проппанта в количестве 100— 150 кг должна содержать радиоактивные вещества, чтобы в дальнейшем можно было при помощи гамма-каротажа проверить - зоны поглощения расклинивающего материала. 6 5. Прокачивают в скважину продавочную жидкость при максимальных давлениях, обеспечивающих раскрытие трещин и введение в них расклинивающего материала. Для этого к скважине должно быть подключено наибольшее число насосных агрегатов, чтобы достигнуть максимальной скорости прокачки. Количество продавочной жидкости должно быть равно емкости колонны насосно-компрессорных труб. При прокачке излишнего количества продавочной жидкости она может оттеснить песок в глубь пласта: это приведет к тому, что после снятия давления трещина в непосредственной близости к скважине снова сомкнется и эффект от разрыва пласта будет сведен к нулю. 6. Прежде чем начать добычу из скважины, удалить жидкость разрыва и извлечь остаток расклинивающего материала с забоя (если он там имеется). Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей. На этом операции по гидравлическому разрыву пласта заканчиваются: скважину сдают в эксплуатацию. В неглубоких скважинах разрыв пласта обычно проводят без спуска насосно-компрессорных труб или с трубами, но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсадным трубам, во втором—по трубам и затрубному пространству. Такая технология проведения процесса позволяет значительно сократить потери давления в скважине при нагнетании жидкости с высокой вязкостью. Жидкость: Она должна быть совместима с материалом пласта Она должна обладать способностью удерживать во взвешанном состоянии пропант и доставлять его в глубь трещины -//-//-//- способностью за счет присущей ей вязкости развивать необходимую ширину трещины для приема пропанта Она должна иметь низкие потери на трение Приготовление должнр быть простыми лего выполнимым в полевых условиях Она должна обладать такой стабтльностью чтобы сохранять вязкость в процессе всей обработки Должна быть эффективной с точки зрения стоимости. Делится на 3 вида Жидкость разрыва (является рабочим агентом нагнетанием которого в ПЗП создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих) Жид-ть песконоситель (использ для транспорт песка с поверхности до трещиныи заполнения ее песком (пропантом). Она должна быть нефильтрующейся или обладать минимальным быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность). Ж-ть продавочная. (применяется для продавки из НКТ в плст жидкости разрыва и жидкости песконосителя). Пропант - спец-но расклинив-й высокопрочный сыпучий материал , который позволяет обеспечивать поддержку трещины в открытом состоянии после проведения операции ГРП. Создает гидродинамическую связь в системе пласт-скважина. Способность выдерживать давления закрытия трещины и сохранять ее со времнем. Зависит от его прочности, размера и концентрации в трещине. Поэтому выбор пропанта оказывает значительное влияние на результат ГРП. Природный песок Керамический пропант средней прочности Высокой прочности боксит 7 вопрос Тепловые методы воздействия на ПЗП Тепловые методы призваны осуществлять прогрев ПЗП с уелью расплавление и удаления из пласта тугоплавких структур а так же снижения вязкости поступающего флюида. Применяют на месторождениях с высоко вязкими нефтями содержащими большое количество смол парафинов асфальтенов. К ним относят: электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев. В области теплового воздействия на нефтяной пласт можно выделить следующие основные направления: нагревание забоя и призабойной зоны скважины для депарафинизации; замораживание призабойной зоны пласта для изоляции вод, повышения трещинной проницаемости для многократного гидроразрыва и пр.; нагнетание горячих вытеснителей в пласт для увеличения нефтеотдачи; воспламенение пласта; использование внутреннего тепла Земли. Сущность процесса в случае закупорки призабойной зоны пласта кристаллами парафина нагревание призабойной зоны скважины приводит к раскупорке пласта и может дать значительное повышение притока нефти Забой скважины нагревают электронагревателями и забойными горелками Приращение забойной температуры в процессе нагревания забоя может быть вычислено по следующей формуле:  где q0 – тепловая мощность нагревателя Вт/ч; h – мощность пласта, м; λ – теплопроводность пласта, Вт/м∙К; а – температуропроводность пласта, м 2 /с; r0 – радиус скважины, м; t – время нагревания, ч. Глубинные нагреватели с U-образными элементами представляют собой цилиндр длиной 2605 мм с максимальным диаметром 130 мм. Состоят они из двух основных частей: головной с корпусом головки и нагревательной с кожухом. Электронагреватель выполнен из нескольких Uобразных трубчатых элементов типа НММ длиной 3,1 м и общей мощностью 10,5 кВт (8 тыс. ккал/ч). Рассчитан он на напряжение 380 или 660 В Замораживание забоя скважины. Замораживать забой нужно для того, чтобы, например, создать ледяную пробку для разобщения пластов при испытании скважины, провести селективный гидроразрыв пласта в определенном узком интервале глубин, заморозить стенки водяного или продуктивного горизонтов, создать внутри пласта холодную зону и т. д. Внутрипластовое замораживание. В случае нагнетания в пласт газа с большим перепадом давлений возникают реальные возможности для образования внутри пласта холодного кольца заданного диаметра вокруг скважины при сохранении нормальной температуры стенок ствола скважины. Явление внутрипластового охлаждения при интенсивном нагнетании в пласт может оказаться в определенных условиях очень полезным, например, при необходимости устойчивого замораживания пластовых вод на определенном расстоянии от забоя скважины, для временной закупорки продуктивных зон, для создания «сухих» зон определенного диаметра при прохождении шахт, при проведении многократного гидроразрыва в отдаленных участках пласта и др. Для временной закупорки нефтяных или газовых горизонтов следует предварительно перед охлаждением закачать в призабойную зону пласта определенное количество воды или нефти, застывающей в низких температурах, чтобы создать условия для образования непроницаемой стенки в холодной зоне, после чего можно приступить к созданию зоны замерзания. Замерзание призабойной зоны пласта создает очень благоприятные условия для улучшения технологии гидроразрыва пласта. в замороженной зоне пласта должна образоваться система трещин разрыва, существенно повышающая проницаемость пласта Нагнетание горячих вытеснителей Применяемые теплоносители. Тепловая обработка промышленных площадей нефтяных залежей осуществляется путем конвективного переноса тепла в пласте различными теплоносителями. Наилучшие теплоносители среди технически возможных - вода и пар. отери в стволе скважины существенно ограничивают эффективные глубины залегания пластов для теплового воздействия: для воды 1000 - 1200 м и для пара 700 - 1000 м при максимально возможных темпах закачки теплоносителя. Тепловая эффективность воздействия на пласт оценивается отношением накопленной в объеме пласта теплоты Qп к общему количеству введенной теплоты Qв. Это отношение называют коэффициентом теплоиспользования Воспламенение пласта Создание подвижного фронта горения непосредственно в пласте сокращает потери теплоты и поднимает эффективность теплового воздействия. В пористой среде, насыщенной частично коксоподобными остатками нефти, возможно непрерывное горение при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах. При внутрипластовом горении в пласте формируется несколько зон. I. Выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса, в которой закачанный воздух нагревается теплотой, оставшейся в этой зоне после прохождения фронта горения. II. Зона горения, в которой максимальная температура достигает 300 - 500 °С. Теплота в этой зоне передается главным образом за счет конвекции. III. Зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг остаточной нефти в результате ее нагрева горячими газами, поступающими из зоны горения. Пластовая и связанная воды в этой зоне превращаются в пар сухой или влажный в зависимости от температуры и давления в пласте. IV. Зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров воды вследствие понижения температуры. Нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам несконденсировавшимися газами и газами, образовавшимися в результате горения, такими как СО2, СО и N2. V. Зона увеличенной водонасыщенности, содержащая все три компонента - нефть, воду и газы. VI. Зона увеличенной нефтенасыщенности, образующаяся в результате перемещения нефти из предыдущих зон и содержащая маловязкую нефть вследствие обогащения ее легкими фракциями углеводородов. Температура в этой зоне близка к первоначальной. VII. Невозмущенная зона, в которой пластовая температура практически остается первоначальной, а поэтому и вязкость вытесняемой нефти низкой. Воспламенение кокса в пласте происходит либо принудительно, либо самопроизвольно Различают прямоточный процесс внутрипластового горения и противоточный. При прямоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении нагнетаемого воздуха, т.е. от нагнетательной скважины к окружающим эксплуатационным. При противоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении, противоположном нагнетаемому воздуху, т. е. От эксплуатационных скважин к нагнетательной. Кроме того, различают сухое и влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение. Сухое горение осуществляется при подаче окислителя атмосферного воздуха, практически не содержащего водяных паров. При влажном горении на 1 м 3 воздуха добавляется около 1 л воды. При сверхвлажном горении содержание воды доводится до 5 л. Глубинные газовые горелки, используемые для возгорания нефти, содержащейся в нефтяном пласте, подразделяются следующим образом: 1) инжекционные — топливо и окислитель подаются к горелке раздельно, затем окислитель инжектируется в горелку в количестве, необходимом для полного сжигания газа; 2) смесительные — горючая смесь поступает в горелку в подготовленном виде; 3) беспламенные — горючая смесь сжигается в керамических насадках различной конструкции. 8 вопрос 8 вопрос Методика прогноза технологической эффективности от методов интесификации. Одним из вариантов оценки 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 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. Коэффициент продуктивности скважины до обработки:  где ks – проницаемость поврежденной скин-зоны, Rs – радиус скин-зоны. Максимально возможная степень восстановления продуктивности скважины:  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. Целевое значение коэффициента продуктивности ПЗП (после обработки):  Дебит скважины до обработки:  Рпл – пластовое давление на последнюю дату, МПа, Рзаб – забойное давление на последнюю дату, МПа. Дебит скважины после обработки  Дополнительная добыча за N месяцев длительности эффекта  |