WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Автором дана оценка эффективности применения соляно-кислотных обработок различного вида на месторождениях, разрабатываемых ООО НГДУ «Октябрьскнефть». Эффективность кислотных обработок характеризует увеличение дебита нефти после обработки (qп.о.) по сравнению с дебитом до обработки (qд.о.) и изменение содержания воды после обработки (Wп.о.) по сравнению с обводненностью продукции скважины до обработки (Wд.о.).

Для определения эффективности обработок был собран промысловый материал по 465 кислотным обработкам различного вида. Статистическая обработка представительной выборки промысловых данных позволила установить связь дебита и обводненности скважины после проведения кислотной обработки с дебитом и обводненностью до обработки.

Для карбонатных объектов разработки месторождений ООО НГДУ «Октябрьскнефть» такие связи аппроксимируются линейными уравнениями с высокой степенью точности. Полученные уравнения, приведенные в табл. 1, справедливы для определенных интервалов изменения дебитов и обводненности скважин.

Таблица Зависимости дебита и обводненности скважин после обработки от дебита и обводненности до обработки для различного вида кислотного воздействия Вид кис- Уравнение связи уве- Интервал изменения Достоверность Величина лотной личения qп.о. и измене- дебитов (т/сут) и об- аппроксимации выборки обработки ния Wп.о. водненности (%) (R2) 0,2 – 30 0,qп.о.= 1,56 + 1,21qд.о.

СКО 2 – 40 0,Wп.о.= 1,13 + 0,93Wд.о.

0,2 – 14 0,qп.о.= 1,03 + 1,17qд.о.

ПКО 2 – 45 0,Wп.о.= 1,64 + 0,87Wд.о.

0,2 – 14 0,qп.о.= 1,74 + 1,17qд.о.

НКО 5 – 65 0,Wп.о.= 0,36 + 0,87Wд.о.

0,2 – 10 0,qп.о.= 0,48 + 1,69qд.о.

ГКО 25 – 100 0,Wп.о.= -3,98 + 0,96Wд.о.

Из табл. 1 видно, что для карбонатных коллекторов проведение любого вида кислотного воздействия позволяет увеличить дебит скважин после обработки. После проведения СКО, ПКО обводненность обычно увеличивается, а после НКО это увеличение незначительно. Проведение ГКО способно существенно снижать обводненность продукции после обработки. Уравнения, полученные в результате анализа, можно использовать для предварительного прогноза дебитов и обводненностей после кислотного воздействия, но при этом следует учитывать интервалы изменения этих параметров.

Анализ промысловых данных позволил также определить области эффективного применения кислотных обработок обводненных скважин.

Технологическую эффективность обработок можно дополнительно характеризовать успешностью их проведения, степенью увеличения дебита нефти после обработки по сравнению с дебитом до обработки (qп.о./qд.о.) и суммарным количеством дополнительно добытой нефти от обработки.

Анализ результатов статистической обработки промысловых данных позволил выделить области эффективного применения различного вида кислотного воздействия на ПЗП карбонатных коллекторов в зависимости от обводнения скважин. Так, СКО наиболее эффективно проводить в скважинах с обводненностью до 18 %, а ПКО в интервале обводненности скважин 18 – 38 %. НКО целесообразно применять при обработке скважин с обводненностью 12 – 60 %. ГКО эффективно проводить при обводнении от 47 % до полного обводнения скважин. Сведения об эффективности кислотных обработок различного вида приведены в табл. 2.

Таблица Эффективность кислотных обработок по интенсификации притока нефти к скважинам Вид кис- Количество Успешность Интервал обводСреднее значение на лотной обработок обработок, нения скважин одну обработку обработки скважин % (%) для эффекстепень дополнитивного примеувеличения тельная нения дебита, добыча qп.о./qд.о. нефти, т СКО 229 89,7 0 – 18 2,23 ПКО 122 87,5 18 – 38 2,32 НКО 109 94,1 12 – 60 2,06 ГКО 124 92,4 47 – 99 2,82 Анализ успешности кислотных обработок скважин показал, что многие СКО и ПКО проведены в высокообводненных скважинах и поэтому результаты их проведения оказались неудачными. Учет обводненности скважин, в которых предусматривается проведение кислотных обработок, позволит повысить успешность обработок.

Правильный выбор скважины для обработки и соблюдение технологии проведения обеспечивают высокую успешность кислотного воздействия. Работы по интенсификации притока нефти за счет кислотного воздействия позволяли в среднем обеспечить увеличение дебита скважины в 2,06…2,82 раза и получить дополнительно 387…886 т нефти на одну обработку. Эти показатели можно увеличить выше средних, если при выборе скважины для кислотного воздействия будут учитываться дебит и обводненность скважины, а также области эффективного проведения обработок в зависимости от обводнения скважин.

С увеличением количества высокообводненных скважин в ближайшие годы на месторождениях западного Башкортостана перспективно проведение обработок, позволяющих не только увеличить дебит, но и снижать обводненность добываемой продукции. Этим условиям в большей мере удовлетворяет проведение гипано-кислотных обработок.

Технология гипано-кислотных обработок скважин разработана и широко внедрена на месторождениях ООО НГДУ «Октябрьскнефть», объектами разработки которых являются неоднородные, обводненные карбонатные коллектора. Сущность гипано-кислотной обработки (ГКО) заключается в селективной изоляции водопроводящих каналов с последующим солянокислотным воздействием на поровую нефтенасыщенную часть коллектора.

Технология ГКО состоит в закачке раствора хлорида кальция в ПЗП.

Он имеет малую вязкость и поэтому заполняет высокопроницаемую часть коллектора. Затем закачивается разделяющая жидкость (буфер пресной воды объемом до 0,5 м3) и полимер. В качестве полимера используется гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) или гиролизованный волокнистый полиакрилонитрил (гивпан). Объемы и концентрации применяемых реагентов рекомендовано определять с учетом приемистости скважины непосредственно перед обработкой.

По мере прокачки гипана в ПЗП обычно происходит постепенный рост давления на устье и уменьшение приемистости скважины, что объясняется насыщением высокопроводящих каналов гипаном и началом образования осадка, после чего в скважину вводится до 1 м3 пресной воды. Образующийся при взаимодействии гипана с хлоридом кальция осадок закупоривает в пласте высокопроницаемые пропластки и трещины и создает условия для проведения соляно-кислотного воздействия на малопроницаемые пористые нефтенасыщенные матрицы.

После закачки расчетного количества кислоты производится её продавка минерализованной водой в ПЗП. Затем скважина закрывается на 12 – 16 часов до завершения осадкообразования и растворения карбонатов в пористой среде, после чего промывается и вводится в эксплуатацию.

Анализ результатов ГКО позволил установить влияние геологофизических и технологических факторов на эффективность проведения гипано-кислотной обработки. Основой для исследования послужили результаты 215 гипано-кислотных обработок скважин ООО НГДУ «Октябрьскнефть». После предварительной статистической обработки и проведения регрессионного анализа были получены следующие зависимости (уравнения 1 и 2), в которых коэффициенты при параметрах показывают степень их влияния на результат обработки. В табл. 3 представлены параметры, входящие в регрессионный анализ.

Таблица Геолого-физические и технологические параметры, входящие в регрессионный анализ Единица Обозначение Наименование параметра измерения в модели Входные параметры Нефтенасыщенная толщина пласта хм Пористость коллектора доли ед. хПроницаемость коллектора мкм2 хНефтенасыщенность доли ед. хВязкость нефти мПа·с хКратность обработок ед. хДавление закачки начальное МПа хДавление закачки конечное МПа хОбъем гипана (гивпана) м3 хОбъем хлористого кальция м3 хУдельный объем соляной кислоты на 1 м нефте- хм3/м насыщенной толщины пласта Дебит скважины до обработки т/сут хОбводненность продукции до обработки доли ед. хВыходные параметры Отношение дебитов после и до обработки ед. yОтношение обводненностей после и до обработки ед. yy1 = 2,065 + 0,435 x1 - 0,026 x2 + 0,088 x3 + 0,461 x4 - 0,132 x5 + 0,019 x6 (1) - 0,216 x7 + 0,029 x8 + 0,039 x9 - 0,053 x10 + 0,354 x11 - 0,235 x12 - 0,066 x R2 = 0,y2 = 2,382 - 0,206 x1 - 0,029 x2 - 0,011 x3 - 0,107 x4 + 0,026 x5 + 0,007 x6 + (2) + 0,077 x7 - 0,026 x8 - 0,023 x9 + 0,003 x10 - 0,199 x11 - 0,044 x12 - 0,074 xR2 = 0,Выявлено, что основными значимыми факторами, положительно влияющими на увеличение дебита после обработки, являются: нефтенасыщенная толщина, нефтенасыщенность и удельный объем закачиваемой соляной кислоты на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта. На уменьшение притока воды в скважину дополнительно влияет объем закачки полимера. Отрицательно влияют следующие факторы: на увеличение дебита – вязкость нефти, начальное давление закачки и дебит скважины до обработки; на снижение притока воды – вязкость нефти и начальное давление закачки.

В третьей главе проведен анализ динамики пластового и забойного давлений при эксплуатации карбонатных объектов разработки месторождений западного Башкортостана, который показал, что при малоэффективном заводнении и естественном режиме работы залежи забойные давления в скважинах поддерживаются на уровне 0,7 – 1,1 от величины давления насыщения и давление в ПЗП в отдельных случаях может снижаться ниже давления насыщения до 3,2 м по радиусу от центра скважины. Снижение давления в ПЗП ниже давления насыщения может привести к выпадению асфальтенов, смол и парафинов на стенках поровых каналов, что дополнительно гидрофобизирует поверхность порового пространства. Протекающие процессы гидрофобизации затрудняют контакт соляной кислоты с поверхностью породы и снижают эффективность проводимой обработки.

Обеспечение доступа кислоты к поверхности породы будет способствовать увеличению площади реагирования и более эффективному кислотному воздействию. Практически это возможно только при отторжении гидрофобных углеводородных слоев с породы в объем пор. Одним из путей разрушения этой гидрофобной пленки может быть применение горячей соляной кислоты.

Для определения оптимальных параметров осадкообразования гивпана с различными коагулянтами (CaCl2, AlCl3, MgCl2) проведены лабораторные исследования получения осадков при различных концентрациях и температурах (20 и 85 С) при соотношениях полимер : коагулянт от 1:1 до 4:1. Результаты опытов показали, что по сравнению с CaCl2 и AlCl3 лучшим коагулянтом является смесь хлорида магния с соляной кислотой, нагретой до 85 С. Объемная доля осадка при этом составляет через 1 час – 0,5, что выше, чем при использовании хлористого кальция, в 1,67 раза или 1,92 раза, чем при использовании алюмосодержащей жидкости.

Разработана технология гипано-термокислотной обработки (ГТКО) скважины, сущность которой заключается в изоляции обводненных пропластков с последующей термокислотной обработкой нефтенасыщенной части. Высокая температура способствует разрушению гидрофобных слоев на поверхности пор, что улучшает реакцию соляной кислоты с породой, а образующийся в результате реакции хлорид магния является дополнительным коагулянтом для гивпана. Были обоснованы объемы закачки реагентов для гипано-термокислотной обработки.

Технология ГТКО опробована на малодебитных высокообводненных скважинах Копей-Кубовского месторождения. При выборе скважины для обработки учитывалась продолжительность её эксплуатации при давлениях ниже давления насыщения, что способствует образованию плотной углеводородной пленки и гидрофобизации поверхности пор карбонатного пласта. ГТКО позволила получить технологический эффект, который образуется за счет создания более качественного перекрытия водопроницаемых каналов, более эффективного воздействия нагретой соляной кислоты, что выражается увеличением коэффициента продуктивности и снижением обводненности.

В табл. 4 приведены результаты обработки 5 скважин КопейКубовского месторождения, на которых была проведена гипанотермокислотная обработка.

Таблица Показатели эксплуатации скважин до и после проведения ГТКО № Дата Дебит нефти, Обводнен- Коэффициент продуктивности, скв. завершет/сут ность, % т/(сут*МПа) ния до после до после по жидкости по нефти ГТКО обра- обра- обра- обрадо после до после ботки ботки ботки ботки обра- обра- обра- обработки ботки ботки ботки 2105 20.09.2000 0,2 1,7 85,6 78,1 0,135 0,739 0,019 0,2106 26.09.2000 0,4 1,3 87,1 71,8 0,335 0,481 0,043 0,2112 08.10.2000 0,8 2,7 88,6 73,6 1,073 1,316 0,122 0,2121 03.10.2000 0,8 2,4 85,3 65,5 0,622 0,718 0,091 0,2140 19.10.2000 0,8 1,7 82,7 75,7 0,613 0,657 0,106 0,22-29 октября 2001 г. в скв. № 956 была проведена ГТКО с отбором проб на содержание АСПО до и после обработки. До обработки среднее содержание парафинов в нефти составило 5,34 %, асфальто-смолистых веществ – 17,4 %, а суммарное содержание АСПВ – 22,74 %. После обработки содержание парафинов и асфальто-смолистых веществ в добываемой продукции сначала увеличивалось (парафина – 9,92 %, асфальтосмолистых веществ – 14,79 %, суммарное содержание АСПВ – 23,71%), а затем стало снижаться и через 25 дней достигло уровня, предшествовавшего ГТКО. Повышенная концентрация АСПВ объясняется разрушением гидрофобных слоев тяжелых углеводородов и постепенным их выносом в составе добываемой нефти.

Анализ результатов опытных ГТКО показывает, что суммарная дополнительная добыча нефти за весь период действия эффекта по обработанным скважинам составила 2238 т, что составляет в среднем на одну обработку 373 т. Средняя продолжительность эффекта по дополнительной добыче нефти около 16,5 месяцев. Основное количество дополнительно добытой нефти приходится на первые 12 месяцев после ГТКО. Так, за первый год эксплуатации скважин дополнительная добыча нефти составила 67% от суммарной дополнительно добытой нефти за весь период действия эффекта по добыче нефти. По анализируемым результатам ГТКО также рассчитано уменьшение притока воды. Суммарная добыча воды по этим скважинам снизилась на 1333 т, что составляет в среднем 222 т на одну обработку. Средняя продолжительность эффекта по снижению притока воды составила 17,3 месяцев. Основное дополнительное снижение добычи воды приходится на 12 месяцев эксплуатации скважин после ГТКО, что составило 89,3 % от суммарного объема снижения добычи воды.

В четвертой главе рассмотрено влияние кислотных обработок призабойных зон скважин на показатели разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах (на примере разработки кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения). Рассмотрена геолого-промысловая характеристика месторождения и динамика основных показателей разработки кизеловского горизонта. С 1988 г. ведутся работы по интенсификации притока нефти к скважинам и снижению добычи воды. Автором обобщены результаты проведения 80 ГКО скважин с учетом дополнительно добытой нефти.

Pages:     | 1 || 3 |






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