вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки

• Название: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
• Анкор: вопросы гос
• Дата: 27.01.2023
• Размер: 1.89 Mb.
• Имя файла: GOS_2021_voprosy.docx
• Тип: Документы; #908188
• страница: 17 из 27

Выбор скважин-кандидатов для обработки призабойных зон

Для проведения ОПЗ из всего фонда скважин выбирают следующие скважины:

• 
  вводимые в эксплуатацию новые объекты (без ГРП) при недостижении проектных показателей по дебиту жидкости подвергаются кислотной обработке. Цель обработки – очистка ствола скважины, перфорационных каналов, ближней призабойной зоны от глинистых частиц и фильтрата бурового раствора. Объект воздействия – кольматирующее вещество, скелет породы;
  
• 
  снизившие продуктивность по причине ухудшения притока жидкости в ходе эксплуатации из-за уменьшения проницаемости ПЗП в результате миграции глинистых частиц и обломочного материала горной породы. Цель обработки – увеличение проницаемости ПЗП. Объект воздействия - кольматирующее вещество и скелет породы;
  
• 
  снизившие продуктивность в результате отложения солей в призабойной зоне, эксплуатационной колонне и насосном оборудовании. Цель обработки – удаление отложений, восстановление продуктивности скважины. Объект воздействия – солевые отложения;
  
• 
  снизившие продуктивность в результате отложения АСПО в призабойной зоне, эксплуатационной колонне и насосном оборудовании. Цель обработки – удаление АСПО, восстановление продуктивности скважин. Объект воздействия – АСПО;
  
• 
  снизившие продуктивность после ТКРС в результате поглощения больших объемов воды. Цель обработки - устранения эффектов капиллярного защемления, набухания глин и водной блокады. Объект воздействия – кольматирующее вещество;
  
• 
  не вышедшие на заданный режим работы после проведения ГРП. Цель обработки - разрушение загущенной жидкости-песконосителя, очистка каналов между зернами проппанта от геля. Объект воздействия – полисахаридный гель;
  
• 
  выводимые из бездействия. Цель обработки – увеличение проницаемости ПЗП. Объект воздействия - скелет породы.
  

Рис. 1 Схема выбора скважин-кандидатов для ОПЗ

Алгоритм выбора состоит из следующих этапов:

Этап 1. Рассматривается весь фонд добывающих скважин и выделяются:

• 
  скважины «безусловные кандидаты»;
  
• 
  скважины по которым имеет место падение коэффициента продуктивности более чем на 30% от первоначального состояния (рис. 3) (критерий уровня падения коэффициента продуктивности на 30% оценивается исходя из погрешностей возникающих при измерениях пластового и забойного давления, а также дебита жидкости. Суммарная погрешность измерений этих параметров не превышает 25%-30%).
  

Этап 2. Рассматриваются скважины по которым имеет место падение коэффициента продуктивности более чем на 30% от первоначального состояния и выделяются скважины «безусловные НЕ кандидаты»:

• 
  находящиеся в периоде выхода на режим (новые или после ГТМ);
  
• 
  на которых имеет место снижение пластового давления (участки с низкой компенсацией, краевые зоны, недоформированные ячейки);
  
• 
  снижение дебита на которых связано со снижением производительности насосов;
  
• 
  снижение дебита на которых связано с интерференцией (интенсификация отборов на соседних);
  
• 
  на которых имеет место снижение перфорированной толщины продуктивного пласта и снижение абсолютной проницаемости за счет изменения структуры коллектора (например, для скважин с аномально высоким пластовым давлением).
  

	Критерии
Безусловные кандидаты	Вводимые в эксплуатацию новые объекты (без ГРП) при недостижении проектных показателей по дебиту жидкости.
	Выводимые из бездействия с недостижением требуемого уровня продуктивности.
	Солеотлагающие скважины.
	Склонные к выпадению в призабойной зоне пласта АСПО и встающие на ремонт в текущем месяце.
	Переводимые из добывающего фонда в нагнетательный.
	Не вышедшие на расчетную производительность после ГРП (соблюдение дизайна).
	Не вышедшие на расчетную производительность после ТКРС.
	На основании данных анализа техрежима или по результатам ГДИ установлен высокий скин-фактор.
Безусловные НЕ кандидаты (снижение продуктивности)	Находящиеся в периоде выхода на режим (новые или после ГТМ)
	Имеет место снижение пластового давления (низкая компенсация, краевые зоны, недоформированные ячейки).
	Интерференция (интенсификация отборов на соседних).
	Имеет место снижение перфорированной толщины продуктивного пласта и снижение абсолютной проницаемости за счет изменения структуры коллектора (например, для скважин с аномально высоким пластовым давлением и трещиноватых коллекторов).
	Отмечается снижение производительности насосов.
Обоснование выбора кандидатов (условные кандидаты)	Обводненность – в зависимости от типа ОПЗ (например, при КО обводненность невысокая).
	Прогнозируемая дополнительная добыча не менее величины порога экономической рентабельности обработки.
	Показатели добычи нефти ниже средних по площади при удельных текущих извлекаемых запасах нефти в области дренирования (на 1 скв.) выше, чем в среднем по площади.
	Текущие извлекаемые запасы нефти выше, чем в среднем на одну скважину по площади и обеспечивающие технологическую и экономическую эффективность, а текущая обводненность и накопленный водожидкостной фактор ниже, чем в среднем по площади.
	Пластовое давление в добывающей скважине выше среднего по площади.
	Скважины, склонные к выпадению асфальтенов (таблица 3).
	Скважины склонные к выпадению солей в ПЗП (содержание ионов кальция в пластовой воде, величины депрессии и давления насыщения).
	МРП ниже среднего значения МРП по месторождению.
	Эффективность ОПЗ по результатам ретроспективного анализа проведенных ранее обработок.

4. 
   Понятие о призабойной зоне пласта. Параметры, характеризующие состояние ПЗП.
   

Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине. Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт.. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия. Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется: литологическим составом пород, плотностью упаковки частиц породы; механическими напряжениями в породе; гидродинамическим влиянием трещин; загрязнением пород и физико-химическими процессами, протекающими в коллекторе; фильтрационным движением жидкостей, распределением давления и температуры в пласте. В силу неоднородности минерального строения коллекторов, распределение нефти и воды в капиллярах может быть весьма хаотичным.

5. 
   Обработка скважин соляной кислотой (СКО). Кислотные ванны. Область применения, механизм воздействия.
   

Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий. СКО основана на способности НСl растворять карбонатные породы по реакции с известняками и доломитами.

При воздействии на известняк 2HCl+CaCO3= CaCl2+CO2+H2O

При воздействии на доломит 4HCl+CaMg(CO3)2=CaCl2+MgCl2+2CO2+2H2O

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 %-ного раствора НСL равна минус 32,8 °С.

Предназначена для воздействия на ПЗП с целью увел-я ее проницаемости. Процесс ведется с обязательной задавкой кислоты в пласт. Давление задавки не превышает 15 МПа. Объем рабочего р-ра к-ты для малопрон пород-0,4-0,6м3 на 1 м, при втор обработках на 20-40% повышают концентрацию.

Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НСL добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации. В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7 - 8 раз; уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25 - 0,5%), снижающую коррозионную активность в 30 - 42 раза.

2. Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение па границе нефти - нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7,.

3. Стабилизаторы - вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НСL с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

В этом случае раствор НСL перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (BaCL₂). Образующийся сернокислый барий (BaSO₄) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы - уксусную (СН₃СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, и др.).

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и др. Объем рабочего раствора составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит.

6. 
   Кислотная обработка под давлением. Поинтервальная или ступенчатая солянокислотная обработка призабойной зоны пласта. Область применения, механизм воздействия.
   

Предназначена для глубокого проникновения кислоты в пласт, увеличения и выравнивания профиля приемистости, для полного охвата кислотным воздействием. Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера. При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления. Давление задавки 15-30 МПа.

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 СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев п 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. ГрозНИИ рекомендует добавлять амины, диаминдиолеат и другие вещества.

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 Vk=gt=nhm(Rпзп^2-rc^2) g-темп закачки время закачки

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.