вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
Управление продуктивностью скважин и интенсификация добычи нефти 43. Классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону пласта. Назначение методов и их общая характеристика. По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом: 1. Тепловые методы: • паротепловое воздействие на пласт; • внутрипластовое горение; • вытеснение нефти горячей водой; • пароциклические обработки скважин. 2. Газовые методы: • закачка воздуха в пласт; • воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); • воздействие на пласт двуокисью углерода; • воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. 3. Химические методы: • вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); • вытеснение нефти растворами полимеров; • вытеснение нефти щелочными растворами; • вытеснение нефти кислотами; • вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.); • микробиологическое воздействие. 4. Гидродинамические методы: • интегрированные технологии; • вовлечение в разработку недренируемых запасов; • барьерное заводнение на газонефтяных залежах; • нестационарное (циклическое) заводнение; • форсированный отбор жидкости; • ступенчато-термальное заводнение. 5. Группа комбинированных методов. С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее. 44. Коэффициент продуктивности и факторы, его определяющие. Условия притока жидкости к скважинам. Виды гидродинамического несовершенства скважин. Продуктивность - это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. Коэффициент продуктивности - это отношение дебита скважины к депрессии. Проводится для определения коэффициента продуктивности скважины. Не менее четырех раз меняется режим работы скважины (дебит) с помощью штуцерной колодки. При каждом значении дебита замеряют величину забойного давления. Величину пластового давления, замеряют в остановленной скважине.  Строят индикаторную диаграмму в координатах (рис.1)  (рис. 1) На индикаторной линии берут любую точку Р определяют её координаты и находим коэффициент продуктивности скважины: Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации проводят для определения гидродинамических характеристик пласта Строят кривые восстановления давления КВД (в остановленной скважине) и КПД (кривая падений давлений в скважине запущенной в работу). Кривые строятся в координатах для построения кривой прослеживают во времени изменения забойного давления: Где - Давление на любой момент времени. - Давление на забой до остановки скважины.  (рис.2) Исследование скважин - комплекс работ по: установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне отбору глубинных проб нефти измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца Виды индикаторных диаграмм  (рис. 3) Индикаторная линия прямая выходит из начала координат, если движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси то скорость движения жидкости в пласте прямо пропорционально перепаду давлений и обратно пропорционально перепаду давлений. Выпуклая линия – движение жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси. Вогнутая линия – скважина не вышла на режим или неправильно произведены замеры. Линия не из начала координат для тяжелых вязких нефтей. Целесообразно выделить следующие три вида гидродинамического несовершенства скважин (рис.4.1): 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 качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницаемости пласта.  45. Основные причины снижения проницаемости в процессе эксплуатации скважин. Выбор скважин для обработки призабойной зоны пласта. Основные причины снижения продуктивности скважин. Понятие скин-эффекта. Снижение продуктивности скважин в процессе разработки газоконденсатных месторождений связано с проявлением различных геолого-промысловых факторов. Основными из них являются: изменение состояния призабойных зон этих скважин (ПЗС), а именно, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в этой области пласта; осложнение в эксплуатации скважин из-за ухудшения технического состояния ствола скважин; накопление жидкости в стволе скважины вследствие изменения фазового состояния углеводородной смеси или прорыва к скважине воды. Проявление каждого из перечисленных факторов может быть обусловлено различными физико-химическими процессами, происходящими в пласте и в скважине. Различными оказываются и последствия от их воздействия. Наиболее значительное изменение продуктивности вызывают изменения состояния призабойных (прискважинных) зон пласта. Проблеме снижения продуктивности скважин вследствие изменения фильтрационных параметров коллектора в призабойной зоне скважин следует уделять особое внимание. Прискважинные зоны — это особая часть пласта, не только определяющая дебиты скважин, но и во многом влияющая в целом на извлечение из залежи газа и конденсата. В зоне нескольких метров вокруг скважины возникают основные фильтрационные сопротивления при притоке к ней флюидов. Поэтому даже незначительное ухудшение фильтрационных свойств коллектора в этой зоне сопровождается существенным уменьшением продуктивности скважин. Фильтрационные процессы в прискважин-ной зоне осложняются проявляющимися в этой области пласта различными локальными эффектами, связанными с особенностями распределения полей давления, температуры, напряжений и насыщенности коллектора жидкостью и газом. Изменение продуктивности скважин из-за ухудшения фильтрационных параметров прискважинной зоны пласта обычно отражается в понятии скин-эффекта. Впервые оно было введено в нефтегазодобыче Van Everdingen и Hurst, которые отметили несоответствие замеряемых на скважине депрессий вычисленным их значениям. Примечательно, что Van Everdingen и Hurst использовали понятие скин-эффекта только для случая ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта. Известно, что основной причиной снижения продуктивности скважин является отложение набухающих глин и асфальтосмолистых веществ, выпадающих как в стволе скважины, так и в призабойной зоне ее, что может наблюдаться и иметь место как в процессе бурения с кольматацией в виде глинистой корки, так и в естественных пластовых коллекторах с глинистыми включениями, например монтмориллонита и бентонита. Общеизвестно, что снижение проницаемости прискважинной зоны продуктивного пласта обусловлено рядом основополагающих факторов: 1. Снижением проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, обусловленным касательными кольцевыми сжимающими напряжениями, возникающими при бурении скважин в результате действия горного давления; 2. Осаждением в прискважинной зоне коллектора твёрдой фазы технологических жидкостей (глушения, промывки, буровых растворов и т.п.) и иных твердых осадков. 3. Образование пробок в перфорационных отверстиях за счет выноса частиц породы из пласта, выпадения продуктов реакции в результате широко применяемых обработок призабойной зоны пласта химическими реагентами и выпадения АСПО. 4. Кольматация капиллярной системы продуктивного пласта вследствие закупорки поровых каналов коллоидно-дисперсной системой, образующей пространственную сетку. Перечисленные факторы снижают добычу нефти и приемистость нагнетательных скважин. Загрязнение продуктивного пласта проявляется, прежде всего, пониженным дебитом скважины. Для того чтобы эффективно бороться с загрязнением продуктивного пласта, в том числе при проведении вторичного вскрытия и ремонтных работах в скважине, необходимо знать его причины.Важнейшими факторами, влияющими на снижение продуктивности скважины, являются: - несовершенство вскрытия перфораций, - несовершенство заканчивания, - влияние искривления скважины, - влияние операций по повышению продуктивности скважины, - неоднородность пласта, - влияние многофазного потока, - влияние перфорационных, каналов, заполненных песком и гравием, - эффекты, связанные с естественной проницаемостью и др. Загрязнение пласта, приводящее к уменьшению проницаемости породы, может происходить несколькими методами: - Закупорка пор твердой фазой бурового раствора, жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважины. - Гидратация и диспергирование глинистых минералов, находящихся в порах пласта. - Взаимодействие между несовместимыми жидкостями в скважине и пласте: образование эмульсий, осадков. -Изменение вязкости пластовых флюидов под влиянием полимеров. Выбор скважин для обработки ПЗП Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗПП) ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП. ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями . 46. Понятие о призабойной зоне пласта. Параметры, характеризующие состояние ПЗП. Призабойная зона пласта (ПЗП) – околоскважинная область пласта, состояние которой определяет основные эксплуатационные качества скважины. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и уровень затрат пластовой энергии на преодоление гиродинамических сопротивлений потоку флюидов. Очень важно сохранить ПЗП в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗП, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. ПЗП характеризуется зонами проникновения твёрдой и жидкой фазами технологических растворов. 47. Обработка скважин соляной кислотой (СКО). Кислотные ванны. Область применения, механизм воздействия 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, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные 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 - 24 ч. Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для её 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. При воздействии на известняк 2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H2O + CO3 . (3.1) При воздействии на доломит 4HCl + CaMg(CO3)2 = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2 . (3.2) Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах снижает проницаемость. К числу этих примесей относятся следующие компоненты: - хлорное железо (FeCl3), образующее в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fe(OH3)] выпадающего в виде объёмистого осадка; - серная кислота в растворе при её взаимодействии с хлористым кальцием образует гипс, который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов; - некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозийных добавок (ингибитор ПБ - 5). Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой HCl в пределах от 10 до 15 %, так как при большом её содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. 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 (CH3COOH) и плавиковую кислоты, а так же ряд других (лимонная, винная и др.). Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванны, простые кислотные обработки под давлением, термокислотные обработки, кислотные обработки через гидромониторные насадки, серийные поинтервальные кислотные обработки. 48. Кислотная обработка под давлением. Поинтервальная или ступенчатая солянокислотная обработка призабойной зоны пласта. 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.  Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах призабойной зоны скважины (ПЗС) образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин. 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. Поинтервальная или ступенчатая ско 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. При обсаженном и перфорированном забое используют обычные шлипсовые пакеры типа ПШ5 или ПШ6. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора НСL по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств, используемых в испытателях пластов. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала. |