ккл. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта
 Скачать 1.14 Mb.
|
6.2. Физико-химические методы воздействия на призабойную зону скважинПри эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах ПЛАСТ- СКВАЖИНА – КОЛЛЕКТОР, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой. Рассмотрим эти системы. При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет перепад давления на забое, которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением. Перепад давления = Рпл. – Рзаб.       rзал      График изменения давления в пласте Рпл Рзаб Призабойная зона пласта Радиус Индекс продуктивности – J или PI представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое. Индекс продуктивности может быть как для нефти, так и для пластовой жидкости. J = PI = qн / Рпл. – Рзаб. Движение жидкости в коллекторе исследовано и происходит по закону Дарси и определяется по формуле при стабильном состоянии скважины   7.08 · 10-3 ·kh (pпл – рзаб.) Qн = μн · βн ·(ln rзал./r скв.+ S) · при псевдо-стабильном состоянии скважины   7.08 · 10-3 ·kh (pпл – рзаб.) Qн = μн · βн ·(ln rзал./r скв.-0.75+ S) где μн - вязкость пластового флюида rзал – радиус скважины k – проницаемость S – скин βн – пластовый объемный фактор rзал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча h –мощность пласта        Зависимость дебита нефти от перепада давления на забое Перепад давления на забое Рзаб Потенциал пласта Рзаб Давление насыщения  Формула Вогеля для нефтяной скважины Формула для для пласта не имеющего нарушений и с добычей придавлении ниже давления насыщения. Основывается на теории работы залежи в режиме растворенного газа.       2 Qн pзаб pзаб Qmax pпл pпл - 0.8 =1- 0.2 Комбинированная формула Дарси- Вогеля для нефтяных скважин. Максимальный дебит по комбинированной формуле Дарси- Вогеля:   J · pнас Qmax = Qнас + 1,8 где pнас - давление насыщения Qнас – дебит при котором забойное давление равно давлению насыщения Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости. При движении жидкости по пласту наибольший перепад давления наблюдается в ПЗП зоне 1-2 метра перед зоной перфорации. В связи с этим наибольший ущерб пласту наступает именно в этой зоне. Характеристика вертикального лифта. Вертикальный лифт характеризуется изменением давления – рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности . На эффективность характеристики вертикального лифта влияет: размеры НКТ расход жидкости плотность флюида вязкость флюида газо-нефтяное отношение водо-нефтяное отношение прокачиваемость жидкости. Schlumberger- Dowell различают 5 методов стимуляции: гидроразрыв; очистка забоя; контроль песка; контроль воды; обработки призабойной зоны. гидроразрыв- различают кислотный разрыв, механический разрыв. очистка забоя - включает в себя химическую очистку и промывку, в обоих случаях жидкость закачивается в ствол скважины, но не в пласт. контроль песка служит при неукрепленных пластах и контролирует добычу чрезмерных количеств песка. Применяется резино- тканевый гравел- пак, экраны, хвостовики, расфасованные экраны. контроль воды - служит для исключения чрезмерной добычи воды, которая не помогает для добычи нефти. Достигается - системами на базе полимеров: - неорганические гели; - на базе резины; - на базе цемента; - закачки полимеров; - механическими методами. Давление закачек должно контролироваться и быть ниже давления гидроразрыва. Уменьшение притока жидкости на забое в ПЗП из-за низкой природной проницаемости пласта. На забое осадки закупорка песком загрязнение перфорации загрязнение парафином асфальтены подобные проблемы Призабойная Зона Пласта может быть засорена буровым раствором цементом жидкостью заканчивания при добыче, или илом, глиной. Сокращение природного притока применение разрыва для некоторых пластов в которых течение жидкости невозможно из-за низких коллекторских свойств пласта. Кислотная обработка применяется в песчаниках для очистки порового пространства, в известняках – как и для очистки порового пространства, так для создания новых каналов и увеличения размеров имеющихся. Скин –все причины, которые создают экран для течения жидкости. Суммарный скин- сумма всех скинов в скважине- всех ущербов в пласте и всех псевдо-скинов. Псевдо-скин – складываются все скины, которые возникают вне пласта при самом высоком значении продуктивности пласта. К ним относятся: турбулентный режим или нарушение лифта частичное проникновение частичная или забитая перфорация проблемы с погружным насосом штуцер освоение скважины Проведение кислотных обработок должно быть обязательно при освоении скважин после бурения, при подготовке скважин к проведению работ по программе ИДН. Реагенты, применяемые для приготовления кислотных растворов, условия хранения, влияние на организм человека. Товарная ингибированная соляная кислота (HCl) 31, 27, 24 % концентрации. Поставляется в цистернах. Перевозка и транспортировка производится специальными кислотными агрегатами. Хранение обязательно в гуммированных емкостях на площадках с обвалованием. Соляная кислота (HCl) - раствор хлористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары соляной кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров соляной кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает ожоги и раздражение. Плавиковая кислота (HF) 40 % концентрации, плотностью 1,15г/см3. Транспортировать и хранить плавиковую кислоту необходимо в пластмассовой таре. Плавиковая кислота - раствор фтористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары плавиковой кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров плавиковой кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает долго незаживающие ожоги. Бифторид фторид аммония (БФА) (NH4F*HF+NH4F), его кислотность в пересчете на плавиковую кислоту составляет 25%, плотность реагента 1,27 г/см3. Несмотря на то, что использование БФА требует повышенного расхода соляной кислоты для приготовления рабочего раствора (часть HCl участвует в реакции превращения БФА в HF), реагент особенно удобен в труднодоступных районах, т.к. может храниться и транспортироваться обычными методами. БФА поставляется в полиэтиленовых мешках, вложенных в четырех- пятислойные бумажные мешки, массой не более 36 кг. БФА хранят в крытых складских помещениях, предохраняя от попадания влаги. Продукт токсичен. При концентрации в воздухе выше предельно-допустимой нормы (0,2 мг/м3) может вызывать нарушение деятельности центральной нервной системы , заболевания костных тканей, глаз кожных покровов. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), обычно используются дисолван, сульфонол, превоцелл, прогалит. Сульфонол поставляется в двойных крафт-мешках, а остальные ПАВ перевозятся и хранятся в стальных бочках. Жидкие ПАВ (дисолван, превоцелл) растворены в этиловом спирте, поэтому являются токсичными легковоспламеняющимися веществами. Уксусная кислота (СН3-COOH). Для приготовления рабочих растворов при СКО используются: кислота уксусная синтетическая; кислота лесохимическая техническая очищенная(ГОСТ 6968-76), плотностью 1,049г/см3. Товарную уксусную кислоту перевозят и хранят в стальных гуммированных емкостях или в специальных алюминиевых емкостях или цистернах. Небольшие объемы кислоты перевозят и хранят в стеклянной таре. Уксусная кислота оказывает сильно раздражающее и прижигающее действие на дыхательные пути, слизистые оболочки, кожные покровы. Бензолсульфокислота (БСК) (C6H6=SO3H), с 92 % содержанием активной монобензолсульфокислоты. Плотность реагента - 1,3 г/см3. БСК - кристаллическая кислота, поставляется в оцинкованных бочках в количестве 115 кг, что соответствует 105 кг активной БСК. БСК оказывает раздражающее и прижигающее действие слизистые оболочки, кожные покровы. В местах хранения химреагентов необходимо установить, таблички с указанием соответствующих реагентов, и предупредительные знаки “Ядовито”. Все перечисленные выше вещества должны храниться в хорошо вентилируемых закрытых помещениях. Технические средства, необходимые для осуществления работ. Для проведения работ по приготовлению и закачке кислот необходимо следующее оборудование: насосный агрегат типа ЦА-320 в случае отсутствия кислотника. кислотный агрегат АзИНМАШ-30А. автоцистерна типа АЦН для подвоза технической воды. осреднительная емкость. Приготовление растворов кислот. Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке: В кислотный агрегат (АзИНМАШ-30А) заливается чистая техническая вода в объеме из расчета долива концентрированной кислоты для приготовления раствора требуемой концентрации. Концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом тонкой струей в емкость кислотника с водой. Если вместо соляной кислоты используется бензолсульфокислота, то в кислотник с определенным количеством чистой технической воды насыпается расчетное количество измельченной кристаллической бензолсульфокислоты и хорошо перемешивается насосом кислотного агрегата. При приготовлении глинокислоты в раствор соляной кислоты наливается расчетное количество плавиковой кислоты или высыпается измельченный бифторид аммония, все хорошо перемешивается насосом кислотника. В приготовленный раствор кислоты заливается требуемое количество ПАВ и уксусной кислоты. Рецептура подбирается согласно геолого-технических данных по скважине, плану-заказу. Составляется специальный план на кислотную обработку. Приготовленный раствор транспортируется на скважину в кислотном агрегате, из которого собственным насосом раствор кислоты закачивается в пласт. Закачка растворов кислот в скважину Работы по нагнетанию в скважину растворов кислот проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ. При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан. Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление. При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины. Перед закачкой кислоты в пласт закачать буфер-1- 1% водный раствор ПАВ в объеме равным 0.5м3 на метр вскрытой эффективной мощности. Для обработки коллекторов месторождений ОАО «Томскнефть» рекомендуется использовать глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (12%) и плавиковой кислот (3-5%). В композицию для предотвращения выпадения в осадок нерастворимых солей железа необходимо добавить уксусную (лимонную или муравьиную) кислоту (1%). В воду для растворения кислоты необходимо ввести ПАВ(1%). Возможно применение вместо плавиковой кислоты бифторид фторид аммония (10%), при этом происходит следующая реакция NH4HF2(Y-1) + х HCl 2HF + (x-1)HCl + NH4Cl Закачка раствора кислоты производится на минимальной скорости. При этом происходит одновременное растворение карбонатного и глинистого цементов в пласте. Время реакции в пласте ограничивается 6-8 минутами т.к. после основной реакции может продолжаться реакция с продуктами реакции которые образуют водонерастворимые продукты, блокирующие продуктивную зону пласта. Эти продукты прокачиваются за пределы критической зоны пласта (1.5-2.5м) буфером-2. Буфер-2 представляет собой 12% раствор соляной кислоты в воде, обработанной 1% ПАВ, его закачивают для предотвращения выпадения в осадок нерастворимых солей железа в призабойной зоне пласта ( зона пласта, где происходит наибольшее падение пластового давления при работе скважины – радиусом 1.5-2.5м от центра скважины. Объем 1-1.5куб.м На проведение кислотных обработок составляются акты по определе ным формам. Обработка коллекторов растворами только соляной кислоты не рекомендуется, опыт работ показал , что они не производят должного эффекта. Технологический процесс закачки композиции. Технологический процесс закачки композиции осуществляется насосным агрегатом в нагнетательную скважину. Цикл закачки включает в себя последовательную закачку в скважину следующих компонентов: - безводная нефть в объеме 2-4 м3 в зависимости от приемистости скважины в качестве буфера; - предварительно перемешанная в осреднительной емкости до однородной массы смесь УНИФЛОКА и безводной нефти. Отношение полимера к углеводородной жидкости для качественного перемешивания в осреднительной емкости должно быть расчетным; - безводная нефть в объеме 2 м3 в качестве буфера. Процесс закачки композиции ведется при постоянном контроле давления закачки, определяемому по манометру насосного агрегата. После окончания процесса закачки композиция продавливается в пласт продавочной жидкостью – сеноманской водой в объеме, равном объему НКТ плюс 20 м3. Скважина закрывается и оставляется на реакцию, дальнейшие работы должны производиться не ранее чем через 48 часов. После вывода скважины на режим проводят комплекс стандартных геофизических исследований. |