Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 108
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта
Методы вскрытия продуктивных пластов
Разновидности оборудования для перфорирования
Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса
Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом
Общие сведения о поршневых насосах
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. |
-
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.
-
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.
-
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.