Геологическая часть (стр. 6 )

В общем, проблема интенсификации добычи нефти лежит лишь в области увеличения проницаемости пласта и создания необходимой депрессии.

Естественная проницаемость пласта сохраняется лишь до его вскрытия в процессе бурения и зависит от физико-химического и гранулометрического состава минералов и пластового флюида. При идеальных условиях вскрытия пласта, т. е. сохранения естественной проницаемости, должно соблюдаться условие:

Рдеп.=>Ргс-Рпл (3.15)

где Рдеп. - депрессия на пласт, МПа;

Ргс. - гидростатическое давление, МПа;

Рпл. - пластовое давление, МПа.

Но в процессе вскрытия пласта в него поступает фильтрат промывочной жидкости. Его количество и глубина проникновения, при прочих равных условиях, определяется перепадом давления (репрессия) на пласт в процессе его вскрытия. Величина репрессии, по промысловым данным, может достигать 15...20 МПа. При этом, фильтрат бурового раствора, проникая в пласт вызывает набухание глинистых частиц, а также удерживается в пористой среде капиллярными силами и вытесняться из поровых каналов может лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины. При столь высоких репрессиях глубина зоны проникновения фильтрата может достигать до 10 и более метров.

Помимо фильтрата, твёрдая фаза также проникает в пласт, что приводит к его закупорке. Экспериментально установлено, что при проницаемости 0,38...0,6 мкм2 происходит наибольшая закупорка пор прискважинной зоны пласта и сильно затрудняет вымыв фильтрата и глинистых частиц из пласта в скважину при обратном потоке. Освободить пласт от загрязнения можно лишь при условии передачи на него большой депрессии, действие которой не должно быть кратковременным.

Тогда условие поступления флюида из пласта будет следующее:

Рдеп > Ргс +∆Рф – Рпл (3.16)

Рдеп - необходимая депрессия на пласт, МПа

Ргс - гидростатическое давление (жидкости, находящейся в скважине), МПа. ∆Рф - фильтрационный перепад давления, обусловленный степенью загрязнения призабойной зоны пласта и численно равный разнице между средним пластовым давлением на месторождении и замеренным на данной скважине, МПа

Рпл. - пластовое давление, замеренное на данной скважине, МПа.

Фильтрационный перепад давления ∆Рф, фактически показывает величину скин-эффекта, только выраженную не в отношении продуктивностей, а в виде разницы давлений – теоретически возможного и полученного на скважине.

Фильтрационный перепад давления ∆Рф можно уменьшить, изменив физико-химическое состояние порового пространства ПЗП, разрушив глинистые частицы и/или предотвратить их набухание, а также удалив рыхлосвязанную воду.

Большое значение в этом будет играть перфорационная жидкость. Её вид и состав должен соответствовать буровому раствору, на котором производилось вскрытие пласта. Если буровой раствор был на водной основе, то перфорационная жидкость также должна быть на водной основе и на оборот. В настоящее время в основном на месторождениях РФ первичное вскрытие пласта производится буровыми растворами на водной основе, следовательно, и перфорационные жидкости должны быть на водной основе т. к. в противном случае, в процессе перфорации, в поровом пространстве будут образовываться стойкие эмульсии, которые потребуют создания повышенной депрессии при вызове притока.

В специальной литературе вопросам специальных жидкостей для перфорации скважин уделено не так много внимания, но везде отмечается, что они должны иметь очень низкий показатель фильтрации. Это может быть справедливо только при совершенном вскрытии пласта, но в промысловых условиях такое не возможно. В большинстве случаев, освоение скважин занимает достаточно длительное время, особенно при низких пластовых давлениях. Поэтому, для снижения времени освоения, имеет смысл совместить перфорацию с обработкой ПЗП. Так как, как правило, ПЗП скважины загрязнена глинистыми частицами и фильтратом бурового раствора.

Теоретическое обоснование применения кислотного состава при перфорации скважин

Возможны два основных механизма адсорбции воды на глинистых частицах: адсорбция мономолекулярных слоёв воды на плоские поверхности кристаллических решёток частиц и осмотическое набухание, происходящее вследствие высокой концентрации ионов, удерживаемых электростатическими силами вблизи поверхности глинистых частиц.

В тех случаях, когда глинистые отложения, под действием вышележащих слоёв осадочных пород уплотняются, адсорбированная глинистыми минералами вода выжимается вместе с поровой водой. Количество остающейся воды зависит от глубины погружения, типа и объёмной доли глинистых минералов, присутствия обменных катионов и некоторых других факторов. При вскрытии глинистых отложений и обезвоженная глина начинает адсорбировать воду. Если развивающееся при этом давление набухания вызывает увеличение растягивающего напряжения до уровня, превышающего предел текучести, то ствол скважины дестабилизируется. Эта дестабилизация проявляется в виде пластичного течения породы, состоящей преимущественно из натриевого монтмориллонита.

Несколько иной механизм действия, но вызывающий аналогичные явления, может происходить при осмотическом набухании глин. Сущность его заключается в следующем. Вследствие поверхностной диссоциации глинистых частиц, а также растворения солей, находящихся в породе, между поровой водой, а также водой, взаимодействующей с глиной, возникают градиенты концентраций, которые вводят в процесс гидратации осмотические силы. Осмотическое набухание происходит в результате того, что концентрация катионов между слоями глин больше их концентрации в основной массе водного раствора. Поэтому вода втягивается в межслоевое пространство, в результате чего расстояние между слоями увеличивается и появляется возможность образования диффузионных частей двойных электрических слоёв.

Исходя из вышеизложенного, существуют два варианта воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения её проницаемости.

1. Растворение глинистых частиц. Для этого используют различные варианты кислотных и глинокислотных обработок, направленных на растворение глинистых частиц, однако данные составы воздействуют не только на саму глинистую частицу, а и на силикатные цементы.

2. Изменение обменного комплекса. Данные технологии предназначены для предотвращения пептизации и диспергации глинистых частиц, находящихся в пласте. Для этого используют водные растворы электролитов содержащих ионы К+, NН4⁺ которые предотвращают набухание глин. Концентрация электролитов в таком растворе должна превышать концентрацию электролитов, содержащихся в пластовой воде. Наиболее оптимально использовать данные составы для промывки скважин.

В процессе вторичного вскрытия под действием избыточного давления происходит фильтрация перфорационной среды из скважины в пласт, что может существенно ухудшить его проницаемость вследствие вторичного изменения коллекторских свойств в зоне проникновения фильтрата специальных жидкостей. При проведении по объекту В1 Казанского месторождения переводов скважин с других горизонтов, бурения боковых стволов и реперфорации скважин рекомендуется применение при перфорации кислых растворов, что позволит снизить время освоения скважины за счет совмещения перфорации с обработкой ПЗП.

Выводы

На объект В1 Казанского месторождения пробурено 46 добывающих скважин, 2 скважины возвращены с других горизонтов. По состоянию на дату анализа действующий добывающий фонд скважин составлял 12 единиц, 4 скважины пребывали в бездействии, 15 скважин числилось в пьезометрическом фонде, 2 скважины ликвидированы.

Действующий нагнетательный фонд скважин составлял 2 единицы.

Из 12 действующих добывающих скважин 7 скважин оборудованы ЭЦН, 4 – ШГН, 1 – ЭВН.

В процессе вторичного вскрытия под действием избыточного давления происходит фильтрация перфорационной среды из скважины в пласт, что может существенно ухудшить его проницаемость вследствие вторичного изменения коллекторских свойств в зоне проникновения фильтрата специальных жидкостей. При проведении по объекту В1 Казанского месторождения переводов скважин с других горизонтов, бурения боковых стволов и реперфорации скважин рекомендуется применение при перфорации кислых растворов, что позволит снизить время освоения скважины за счет совмещения перфорации с обработкой ПЗП.

Эксплуатация скважины № 000 осуществляется при забойном давлении ниже давления насыщения, что приводит к снижению продуктивности скважины по причине выпадения в призабойной зоне АСПО. Замена работающего в скважине насоса ЭЦН5-50-1800 на рассчитанный насос меньшей подачи ЭЦН5-30-1400 обеспечит эксплуатацию скважины при забойном давлении выше давления насыщения, что позволит увеличить срок стабильной эксплуатации оборудования и повысить межремонтный период скважины.

В главе приведены теоретические положения по эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов, рассмотрены мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

При эксплуатации скважин возникают следующие осложнения в работе оборудования:

-  формирование парафиновых и асфальто-смолистых отложений;

-  формирование солеотложения;

-  осложнения, связанные с глушением скважин.

Предлагаются следующие мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин:

-  применение ингибиторов АСПО;

-  применение ингибиторов солеотложений;

-  промывка забоя после ремонта.

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1  Цель и сущность экономического обоснования технологического мероприятия

В данном разделе проводится экономическое обоснование технологического мероприятия (водоизоляционные работы) по интенсификации процесса разработки эксплуатационного объекта.

4.2  Характеристика итогового показателя экономического эффекта

В качестве результирующего показателя, по которому производится оценка экономической целесообразности реализации технологического мероприятия, используется величина годового прироста прибыли (∆П) от реализации технологического мероприятия на эксплуатационном объекте (ЭО).Формула определения ∆П имеет вид:

(4.1)