WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Продолжительность эффекта, мес.

Тэф.

11 – 108

Результаты обработки данных ГКО скважин, эксплуатирующих турнейский ярус, по программе «Statistica» (с помощью модуля «Множественная регрессия»), представлены в виде уравнений регрессии (1) – (6) и коэффициентов корреляции. Коэффициенты при параметрах показывают степень их влияния на результат обработки.

Qдоп.н = 8806,00 -593,34·Vх.к. +87,14·Pх.к. +478,30·Vг. +171,80·Pзак.г. - -239,10·Vс.к. -12,18·Pзак.с.к. +192,67·Vп.в. +5,64·Pзак.п.в. -673,79·qд.о. - -115,39·Wд.о. -37,98·hпл.перф. +2050,49·kпрод. -29,53·Pпл. +36,43·Tэкспл.скв.

(1)

R2 = 0,931

qп.о. = 8,923 +0,530·Vх.к. +0,718·Pх.к. +0,709·Vг. +0,154·Pзак.г. -1,559·Vс.к. - -2,019·Pзак.с.к. +0,632·Vп.в. +1,455·Pзак.п.в. +1,926·qд.о. +0,035·Wд.о. - -0,065·hпл.перф. -0,116·kпрод. -1,492·Pпл. +0,212·Tэкспл.скв.

(2)

R2 = 0,930

qп.о./qд.о = 20,823 -0,255·Vх.к. +0,232·Pх.к. +1,200·Vг. +0,316·Pзак.г. - -1,988·Vс.к. -1,202·Pзак.с.к. +0,142·Vп.в. +0,629·Pзак.п.в. -0,102·qд.о. - -0,061·Wд.о. +0,005·hпл.перф. +0,068·kпрод. -0,873·Pпл. +0,269·Tэкспл.скв.

(3)

R2 = 0,906

Wп.о = 95,561 -14,913·Vх.к. +0,701·Pх.к. +13,340·Vг. -1,416·Pзак.г. +2,481·Vс.к. + +3,817·Pзак.с.к. +7,964·Vп.в. +0,268·Pзак.п.в. -3,526·qд.о. -0,523·Wд.о. –

-1,227·hпл.перф. +3,428·kпрод. -2,877·Pпл. +0,214·Tэкспл.скв.

(4)

R2 = 0,922

Wд.о./Wп.о. = -2,119 +0,581·Vх.к. -0,121·Pх.к. -0,559·Vг. +0,026·Pзак.г. + +0,040·Vс.к. -0,067·Pзак.с.к. -0,379·Vп.в. -0,013·Pзак.п.в. +0,146·qд.о. +0,050·Wд.о. + +0,053·hпл.перф. -0,155·kпрод. +0,120·Pпл. -0,021·Tэкспл.скв.

(5)

R2 = 0,906

Тэф. = -78,442 -2,507·Vх.к. +1,629·Pх.к. +0,716·Vг. +8,443·Pзак.г. +24,552·Vс.к. + +6,205·Pзак.с.к. -2,274·Vп.в. -12,237·Pзак.п.в. -9,079·qд.о. -0,842·Wд.о. - -5,980·hпл.перф. +13,565·kпрод. +4,767·Pпл. -0,660·Tэкспл.скв.

(6)

R2 = 0,934

Анализ полученных уравнений показывает, что достоверно эффективность ГКО может быть охарактеризована по дополнительной добыче нефти от мероприятия (Q), промежуточная эффективность может характеризоваться продолжительностью эффекта (Тэф), а успешность ГКО сразу после проведения мероприятия – по степени увеличения дебита по нефти и степени снижения обводненности (qп.о./qд.о. и Wд.о./Wп.о.).

Для определения структуры уравнений регрессии построены таблицы, характеризующие связь между зависимыми переменными и факторами, влияющими на эффективность ГКО скважин, эксплуатирующих турнейский ярус Копей-Кубовского месторождения. Для определения связи между факторами, влияющими на эффективность ГКО скважин, эксплуатирующих этот ярус, построена корреляционная матрица зависимых переменных.

В результате проведенного многофакторного регрессионного анализа выявлено, что эффективность ГКО зависит от двух групп факторов: от качества блокирования водопроводящих каналов и от качества солянокислотного воздействия на поровую нефтенасыщенную часть коллектора. Однако эффективность солянокислотного воздействия во многом зависит от полноценного проведения водоизоляционных работ, а изолирующий материал должен обладать устойчивыми прочностными свойствами для препятствования попадания кислоты в водопроводящие каналы.

Проведение большого количества ГКО позволило отработать технологию приготовления и закачки применяемых жидкостей. Для совершенствования технологии ГКО и образования качественной гелевой системы рекомендованы расчеты по уравнениям (7) и (8) с коэффициентами корреляции R2=0,977 и R2=0,967 соответственно для определения объема полимера (Vпол., м3) и доли коагулянта (ДК, % масс.) от общего объема гелеобразующих реагентов при давлении их закачки (8 МПа) в зависимости от приемистости скважины (kпрм.).

ДК = 0,018 · kпрм. + 16,44; (7)

Vпол. = 0,0102 · kпрм. + 0,6166. (8)

После обобщения результатов проведения ГКО разработана методика подбора оптимального соотношения количества гелеобразующих компонентов (гивпана и хлористого кальция). Наиболее устойчивые гелевые системы получаются при смешении полимера концентрацией 16 – 17 % (здесь и далее % масс.) с раствором хлорида кальция концентрацией 20 – 30 %. Для лучшего перемешивания реагентов и образования качественной гелевой системы рекомендуется использовать раствор хлорида кальция по объему в 1,5 – 2,0 раза больше объема полимера.

Технология ГКО постоянно совершенствуется, что позволяет улучшить технико-экономические результаты от их проведения. Совершенствование идет по пути применения новых реагентов и проведения ГКО с учетом особенностей геолого-физического строения и текущего состояния продуктивных пластов. В качестве одного из перспективных направлений повышения надежности изолирующих составов рекомендуется использование пластифицированного полимера, а в роли сшивателя – раствора хлористого кальция. Были проведены лабораторные исследования с использованием растворов различных соотношений и концентраций: полимера «гивпан», реагентов класса ацеталей типа 4,4-диметил-1,3-диоксан (ДМД) и коагулянта (раствор хлористого кальция). Для сопоставления проведены контрольные опыты без использования ацеталей.

В результате проведенных лабораторных исследований предложено:

- применение ДМД в качестве добавок в состав полимера для придания свойств пластичности и увеличения доли осадка после коагуляции. Применение добавок 0,1 – 0,5% ацеталей типа ДМД в объем полимера позволит придать ему пластические свойства и увеличить объем осадка, в среднем на 8%, что позволит достичь более качественное перекрытие водопроводящих каналов;

- для расширения границ применимости полимера «гивпан» при пониженных температурах (для снижения температуры кристаллизации), предложено в состав гивпана добавлять до 10% хлористого натрия. Обработка результатов проведенных экспериментов позволила определить уравнения связи вязкости 20% водного раствора гивпана и температуры, которая в экспериментах изменялась от –15 до +25С (таблица 4);

- добавление в состав соляной кислоты 0,1 - 0,5% ДМД позволяет снизить поверхностное натяжение на границе нефть – раствор соляной кислоты в среднем на 60%, что обеспечит проникновение кислоты к поверхности породы.

Таблица 4 – Уравнения связи вязкости гивпана от температуры

Состав раствора гивпана

Уравнение связи вязкости гивпана (мПа·с) от температуры (С)

Достоверность аппроксимации (R2)

20% водный раствор гивпана

г = -0,35·t + 18,24

R2 = 0,998

20% водный раствор гивпана + 10%NaCl

г = -0,28·t + 13,66

R2 = 0,999

Применение рассмотренных реагентов в качестве добавок в состав гивпана и соляной кислоты позволит существенно повысить общую эффективность гивпанокислотного воздействия.

В четвертой главе приведены результаты по разработке технологии гивпано-термокислотной обработки (ГТКО) высокообводненных гидрофобизированных карбонатных коллекторов.

При снижении пластового давления ниже давления насыщения происходит выделение из нефти газа и, вследствие эффекта Джоуля-Томсона, снижение пластовых температур в ПЗП. В целом закачка в пласт холодной воды и выделение из нефти газа приводят к изменению термобарических условий в ПЗП, что ведет к увеличению концентрации тяжелых углеводородов, вязкости нефти и росту толщины граничных гидрофобных слоев на стенках поровых каналов, что дополнительно усиливает гидрофобизацию поверхности порового пространства. Известно, что граничные слои образуются вследствие действия ориентационных сил на жидкость: кристаллическая структура поверхности твердой фазы ориентирует определенным образом молекулы жидкости. Получается структурированная в приповерхностном слое фаза – граничный слой. Процессы образования граничных слоев идут в основном в ПЗП, где снижение давления и температуры происходят наиболее интенсивно.

Обобщение и анализ результатов применения ГКО скважин показали, что они не всегда эффективны из-за влияния гидрофобных слоев на поверхности каналов фильтрации пород ПЗП, так как гидрофобные граничные слои препятствуют взаимодействию соляной кислоты с породой. Особенно это проявляется в скважинах, эксплуатация которых проходила с забойными давлениями ниже давления насыщения в течение длительного времени.

Для определения влияния на эффективность ГКО гидрофобных слоев, образующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения, были рассмотрены особенности эксплуатации скважин Копей-Кубовского месторождения, в которых проводились ГКО с различной эффективностью. Эксплуатация ряда скважин на месторождении осуществляется продолжительное время (более 30 лет) с забойными давлениями не выше 3,9 - 4,4 МПа, при среднем давлении насыщения по горизонтам 5,2 МПа. В скважинах с дебитом нефти 0,3-2,1 т/сут и обводненностью 48-99 %, где соотношение давления насыщения и забойного давления (рнас/рзаб) составляет 1,0 – 2,4, проведение ГКО оказалось малоэффективным (11-90 т дополнительной добычи нефти). В скважинах, с соотношением рнас/рзаб, равным 0,6 – 0,9, дополнительная добыча от ГКО составила 149 – 564 т.

На рисунке 1 приведена зависимость дополнительной добычи нефти от соотношения давления насыщения к забойному давлению по скважинам, где проводилась ГКО.

Рисунок 1 – Зависимость дополнительной добычи нефти после ГКО от соотношения забойного давления и давления насыщения

Из зависимости видно, что дополнительная добыча нефти от ГКО закономерно снижается с ростом соотношения давлений. На полученной кривой точка А является общей для условно выделенных двух участков кривой, описываемых уравнениями.

Отторжение гидрофобных углеводородных слоев с поверхности породы в объем пор будет способствовать увеличению площади реагирования и более эффективному взаимодействию соляной кислоты с породой. Практически это осуществимо применением горячей соляной кислоты. В высокообводненных скважинах, осложненных наличием высокомолекулярных соединений в ПЗП, сотрудниками УГНТУ и НГДУ «Октябрьскнефть» предложено проводить термокислотное воздействие с предварительным проведением водоизоляционных работ в виде единого комплексного мероприятия.

Автором разработана временная инструкция «Технология гивпано-термокислотной обработки скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью», где изложены основные положения технологии, технологическая схема размещения оборудования для закачки соляной кислоты через реакционный наконечник с магнием при ГТКО (рисунок 2), сведения о свойствах реагентов, требования, предъявляемые к объекту воздействия и к техническим средствам и материалам, последовательность выбора и количество необходимых реагентов для проведения технологического процесса, мероприятия по подготовке скважины к проведению технологического процесса, требования безопасности при использовании химических реагентов.

К 2009 г. в Октябрьском УДНГ, с использованием разработанной технологической схемы размещения оборудования, проведено 20 ГТКО в скважинах с высокообводненной продукцией. Суммарная дополнительная добыча нефти по обработанным скважинам составила 5257 т, дополнительная добыча нефти на 1 обработку - в среднем 222 т, снижение обводненности происходило в среднем в 1,5 раза. Продолжительность эффекта по дополнительной добыче нефти в среднем 8,5 месяцев. Проведенные обработки позволили снизить добычу попутно добываемой воды на 11337 т, в среднем 567 т на одну обработку. Из приведенных показателей видно, что ГТКО являются эффективными и их проведение перспективно в скважинах с гидрофобизированными, высокообводненными трещиноватыми карбонатными коллекторами.

(технической) водой

Рисунок 2 – Технологическая схема размещения оборудования для закачки соляной кислоты через реакционный наконечник с магнием при ГТКО

Анализ эффективности ГТКО, проведенных на месторождениях Октябрьского УДНГ, показал, что по сравнению с гивпанокислотным воздействием, ГТКО скважин, эксплуатирующихся продолжительное время с давлениями ниже давления насыщения, более эффективны.

Основные выводы и рекомендации

1 Проведено изучение текущего состояния разработки основных эксплуатационных объектов месторождений западного Башкортостана. С учетом выбора технологии солянокислотного воздействия, на примере месторождений Октябрьского УДНГ, проведено обобщение и разработана классификация карбонатных пород по сочетанию литолого-коллекторских свойств, состава и свойств цемента и видов пористости. Установлено, что по настоящее время основным методом интенсификации притока нефти остаются различного вида солянокислотные обработки скважин.

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»