WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Нефть объектов первой группы невязкая, и значения ее составляют всего 4, мПа с относительно среднего значения. Объекты второй группы характеризуют наиболее высоковязкие нефти.

Таким образом, можно сказать, что тектонико-стратиграфический фактор является определяющим при формировании особенностей геологического строения исследуемых залежей и эти особенности необходимо учитывать при анализе разработки. Необходимо отметить также, что в пределах выделенных групп объект характеризуется однотипными коллекторами.

Далее по выделенным однородным группам был приведен анализ динамики приемистости нагнетательных скважин, жесткость системы заводнения и по параметру QЗ/QЗ.МАХ (текущая приемистость к потенциальной).

Анализ показал, что в результате постоянного разукрупнения блоков, а также широкого развития очагового заводнения доля нагнетательных скважин в эксплуатационном фонде постоянно возрастала и составляет от 20 до 35%, т.е. на каждую нагнетательную скважину приходится от 1,8 до 5 добывающих по первой группе объектов и до 47% - по второй. Приемистость нагнетательных скважин первой группы объектов при таком ужесточении системы заводнения снижается, хотя дебиты добывающих скважин возрастают. Жесткость системы заводнения для второй группы объектов с самого начала была большей, в отличие от объектов первой группы, и составляла 3,5-5. Приемистость нагнетательных скважин этой группы, несмотря на высокую проницаемость, намного меньше и не превышает в среднем 300 м3/сут. редко 500 м3/сут. Для этих залежей характерна слабая изменчивость приемистости при увеличении доли нагнетательных скважин.

Для второй группы снижение приемистости отмечается по ряду объектов при достижении соотношения между числом добывающих и нагнетательных скважин, равным 3 и менее (Арланская площадь, Новохазинская площадь и Кузбаевское месторождение). Анализ данных приемистости с учетом дебитов добывающих скважин показал, что в целом картина такая же по объектам второй группы.

По Арланской площади дебит скважин выше приемистости, в результате чего восполнение отборов закачкой воды не достигается. Такая картина объясняется проявлением активных водонапорных режимов пласта CVI перечисленных объектов.

По некоторым объектам второй группы наблюдается рост приемистости (Арланская площадь ТТНК) или стабилизация ее на длительное время (Манчаровское ТТНК), что объясняется активным водонапорным режимом при интенсификации системы заводнения на этих объектах.

Анализ отношения текущей приемистости к максимальному его значению по всем объектам 1-й и 2-й группы объектов показал, что ни по одному объекту не была восстановлена потенциальная приемистость, несмотря на увеличение числа нагнетательных скважин.

Известно, что при проектировании разработки нефтяных месторождений важно знать характер и динамику приемистости, характер и степень охвата пластов закачкой не только на стадии выхода месторождений из разведки, но и в процессе разработки при отсутствии широкомасштабных промысловых исследований. В этих случаях задача решается посредством использования геолого-статистических моделей, построенных по аналогичным объектам.

С этой целью нами построены геолого-статистические модели по наиболее информативным геолого-физическим, физико-химическим и технологическим факторам для прогнозирования потенциальной приемистости нагнетательных скважин для выделенных в работе характерных групп объектов (табл. 1) Таблица Статистические модели, описывающие изменения приемистости нагнетательных скважин по выделенным группам объектов Параметры достоверности P(x) Статистическая модель R F Расчеч- Таблич- Решение тное ное 1 2 3 4 5 Первая группа объектов Y=4293.6+4.4T+23.2KJ-18.7Pпл60.7Tпл+12.3h+217.6m- 0,71 41,5 0,0001 1,4 Значимо 605.3Sн+3976.1Kп+195.8Kp Y=-0,5T+25,7KJ-7,3Pпл14,1Tпл+0,6h+6,3,2m- 0,94 290 0,001 1,3 Значимо 1003,1Sн+1792,8Kп+375,2Kp Вторая группа объектов Y= 57.7-9h+17.6m- 30.195.7Sн+100.3Kп-9.6Kp-27.5Kпс- 0.64 0.0001 0.48 Значимо 5.3Pпл+4KJ-1.1T Y= 6.9h+19.1m392.

203.5Sн+395.1KPr-4.9Kp-26.8Kпс- 0.95 0.0021 0.47 Значимо 5.1Ppl-6.2Tpl+4.1KJ Примечание. Y- приемистость, м3/сут, KJ- жесткость системы заводнения,д.е., PPl- пластовое давление, МПа, Тpl- пластовая температура, С0, h- эффективная толщина пласта, м, m- пористость, д.е., Sн- нефтенасыщенность, д.е.,Kп- проницаемость, мкм2, Т- жизнь скважины, год, Kp, Кпс – расчеленненость и песчаненность, д.е., R- коэффициент корреляции, P(X) - априорная вероятность, F- отношение Фишера.

Мы считаем, что расчеты по этим моделям будут надежны, если геологофизические и технологические факторы анализируемого объекта находятся в пределах изменения подобных факторов для соответствующей группы. При расчетах по приводимым моделям размерность геолого-физических и технологических факторов берется аналогично.

По графическим и статистическим обработкам промыслового материала можно сделать вывод о том, что наибольшее влияние на приемистость скважин оказывают геологические факторы (проницаемость, пористость, расчлененность и т.д.), вид насыщения ПЗП и жесткость системы заводнения.

Мы считаем, что для качественного и количественного восстановления и регулирования приемистости и охвата пластов заводнением необходимо иметь комплексный и системный подход, заключающийся в увеличении проницаемости низкопроницаемых участков ПЗП и уменьшении ее в высокопроницаемых. Это, очевидно, приведет к вовлечению в работу низкопроницаемых пропластков и регулированию подвижности фронта вытеснения.

В третьем разделе приведены результаты лабораторных исследований разработанных и модифицированных нами технологий для воздействия на нагнетательные скважины вскрывших несколько пластов с целью восстановления их приемистости в низкопроницаемых пропластках и выравнивания профилей вытеснения в высокопроницаемых. Такие схемы объектов разработки встречаются на большинстве месторождений северо-западного Башкортостана и способствуют совместной разработке терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) и турнейского яруса.

Для восстановления приемистости нагнетательных скважин вскрывших пластов со значительным количеством карбонатных составляющих и подвергающих закачкой сточных вод нами предложена композиция КСЗД-(комбинированный состав замедленного действия) на основе 15%-го раствора соляной кислоты (в дальнейшем HCI) и 5%-го химического реагента, получившего временный индекс ДИМ-1. Оптимальная концентрация реагента ДИМ-1 в 15%-м растворе HCI установлена лабораторным путем оценкой остаточной кислотности раствора при взаимодействии с мраморной пластинкой (рис.5). Далее были проведены серии лабораторных исследований по изучению растворяющей способности состава КСЗД-1, которая оценивалась по следующим параметрам: скорость реакции, растворимость и изменение концентрации (рис.2,3,4).

Лабораторными исследованиями показано, что введение в 15%-й раствор соляной кислоты реагента ДИМ-1 в количестве 5 % позволяет понизить скорость взаимодействия с карбонатной породой в 3 раза и повысить температуру состава до 70 С0, причем выделение тепла получается в результате взаимодействия между HCI и ДИМ-1, а не за счет разбавления (установлено титрованием). С такой точки зрения нами предложен способ обработки нагнетательных скважин, заключающийся в закачке расчетного количества раствора ДИМ-1 в скважину под давлением в 2-3 раза меньше давления разрыва пласта, в результате чего раствор ДИМ-1 незначительно поглощается пластом. Далее за оторочкой раствора ДИМ-закачивается расчетное количество 15%-го раствора HCI под давлением, причем давление нагнетания необходимо постепенно увеличивать, не доводя до значения давления гидравлического разрыва пласта, что обеспечивает равномерное перемешивание соляной кислоты с ДИМ-1 в ПЗП.

Таким образом, обработка нагнетательных скважин, подвергающихся закачке сточных вод составом КСЗД-1 вышеизложенным способом, позволяет: 1) увеличить (углубить) радиус воздействия за счет торможения реакции кислоты с породой; 2) растворить пленки нефти, покрывающие поверхность породы за счет повышения температуры в ПЗП, что приводит к увеличению поверхностной площади реакции (увеличение эффективности обработки); 3) интенсивно растворить продукты коррозии в ПЗП за счет повышения температуры Далее в работе приведено обобщение лабораторных работ по торможению реакции HCI с мрамором, результаты которых подтверждают преимущества реагента ДИМ-1 как замедлителя реакции (рис.6).

HCI HCI+0,5 уникол HCI+2%CHCOOHHCI+нитробензол HCI+3%CHCOOH10 HCI+5%ДИМ-Т, сек 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Рис. 6. Изменение концентрации HCI в процентах к начальной при введении в нее различных ингибиторов При данном способе обработки нагнетательных скважин повышается агрессивность кислоты по отношению к оборудованию и вопрос защиты металла оборудования от коррозии растворами горячей кислоты является весьма актуальным. Разрушение металла такими растворами происходит несколько интенсивно даже за короткие промежутки времени, что приводит к большим издержкам производства, а иногда является прямым препятствием к применению эффективных методов интенсификации добычи нефти. В этой связи нами проведены серии лабораторных исследований по изучению реагента ДИМ-1 в качестве ингибитора коррозии весовым и электрическим методами.

По весовому методу изучалось действие 15%-го раствора HCI, 15%-го раствора HCI, подогретого до 70 С0, и раствора КСЗД-1 на металл (пластинки, специально вырезанные из насосно-компрессорных труб, размерами 20 60 мм, толщина которых после полной зачистки поверхности составила 4 мм).

Величина коррозии определялась по потере веса пластинки за время выдерживания ее в кислоте и пересчитывалась на величину потери железа в граммах с 1-го м2 поверхности (рис. 7), а степень активности реагента ДИМ-характеризовалась остаточным коррозионным действием, т.е. величиной коррозии убыл кгнцентрации, % 10 15% HCI и 5% ДИМ-15%HCI 0 2 4 6 8 10 12 14 0 концентрация реагента ДИМ-время реакции, мин Рис. 2 Зависимость остаточной кислотности кислотных Рис. 3. Динамика изменения концентрации кислотныхсоставов составов от концентрации реагента ДИМ-во времени 3,15 % раствор HCI 2,15 % раствор HCI и 5 % 15% HCI и 5% ДИМ-1,15%HCI 0,0 0 Т, минвремя реакции, мин 0 Рис. 5. Изменение обшей кислотности кислотных составов в Рис. 4. Зависимость скорости реакции составов с мрамором во реакции с мрамором времени % потерь концентрации, % Остаточная кислотность, г / см 2* час потерь концентрации, % скорость реакции, раствором соляной кислоты с ДИМ-1, выраженной в процентах от величины коррозии раствором соляной кислоты без добавки реагента. В работе также приводится изучение реагента Дим-1 в качестве ингибитора коррозии электрическим методом.

15 % HCI при Т = 15 HCI при Т=15 % HCI +5 % ДИМ-(Т=70) 0 0,5 1 1,5 Т, ч. Рис.7. Коррозионная активность различных составов на основе HCI при различных температурах При изучении интенсивности коррозии исследуемых жидкостей электрическим методом использовалась установка для изучения контактной коррозии металлов. Металлом (анод) в наших опытах служила сталь марки 40ХН, изготовленная в виде прямоугольника размером 9920 мм.

Торможение реагентом ДИМ-1 обеих реакций коррозионного процесса (анодной и катодной) вызвало поляризацию соответствующей реакции, а следовательно, увеличение наклонов поляризационной кривой (рис.8).

----КК ----------А Аiкор1 01 iкор Плотность тока, мА/смРис.8. Поляризационные кривые в полулогарифмических координатах: А - анодные, К - катодные, 1- для 15-го раствора HCI, 2- КСЗД-Экстраполяция линейных участков поляризационных кривых до значений соответствующих стационарным потенциалам дала точки коррозии металла в перешедшего в раствор количество железа в гр.

Потенциал, В среде без ДИМ-1 (iкор) и с ДИМ-1 (iкор1). Полученные таким образом данные позволили определить эффективность действия (Z) реагента ДИМ-1 и коэффициент торможения (J) по следующим формулам:

iкор iкор - iкорZ = 100 (1) J =, (2) и iкор iкоргде iкор1, iкор – плотность тока коррозии соответственно с реагентом Дим-и без него Из рис. 8 и по формулам (1),(2) эффективность действия реагента ДИМ-составляет - 90, а коэффициент торможения коррозии - 10.

Таким образом, в результате этих исследований установлено, что реагент ДИМ-1 является замедлителем реакции соляной кислоты с карбонатными составляющими горной породы и превосходит по замедляющей способности многие известные аналоги, а также является хорошим ингибитором коррозии металла горячей кислоты. Реагент ДИМ-1 может быть рекомендован для непосредственного внедрения в практику обычных кислотных обработок нагнетательных скважин при оптимальной его дозировке в количестве 5 % к количеству раствора соляной кислоты с содержанием 15 % HCI.

Далее были проведены серии лабораторных исследований экспресс- методом по восстановлению проницаемости специально подобранных естественных кернов из карбонатных отложений северо-запада Башкортостана (турнейский ярус, Манчаровское месторождение, ТТНК, Таймурзинское месторождение), Западной Сибири (Юрские отложения, Кирско-Коттинское месторождение) и керны из месторождений западного Аяда Йеменской Республики (Юрские отложения). Методика заключается в насыщении исследуемых образцов сточной водой, определении проницаемости, затем прокачке через них 1 о.п. КСЗД (оторочками), выдержке (2-4 ч) и определении проницаемости. Эффективность от воздействия фиксировалась по изменению фильтрационного сопротивления кернов, которое определяется по формуле:

К - К П Д = 100, (3) К П где КД, КП – коэффициенты проницаемости соответственно до и после обработки, мкм2.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






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