Технология повышения нефтеотдачи посредством гидродинамического воздействия на продуктивный коллектор (стр. 3 )

Нефть

    (7a)

Газ

    (7b)

Пример 1 - Нефтяная скважина дает 500 барр/день из песчаного пласта. Исследования на восстановление давления показали, что скин-фактор равен +10, Какой же будет теоретический дебит, если скин-фактор снизить до нуля?

барр/день

Пример 2 - Газовая скважина дает 12 млн. ст. куб. футов/день из карбонатного пласта. Исследования на восстановление давления показали, что общий скин-фактор равен +6. Если после кислотной обработки дебит увеличится до 18 млн. ст. куб. футов/день, какова будет величина скин-фактора.

  после воздействия

Особые моменты в загрязнении призабойной зоны

В дополнение к загрязнению призабойной зоны, возникающего в результате бурения, цементирования, заканчивания скважины, ремонтных операций, загрязнение пласта может встречаться и во время всего периода эксплуатации как газовых, так и нефтяных скважин. Эффективное удаление данного типа загрязнения требует знания состава загрязняющего материала и эффективности применения материалов, способных удалить этот тип загрязнения.

Основные типы загрязнения пласта во время добычи включают в себя:

• органические отложения

парафины  асфальтены

• минеральные отложения

растворимые в кислоте не растворимые в кислоте соли        

Органические отложения - парафины и асфальтены содержатся в различных количествах во всех типах сырой нефти. Из-за своих свойств органические отложения проявляют себя более негативно с течением времени при снижении дебитов скважин. Если парафины и асфальтены присутствуют, они должны быть приняты во внимание при планировании воздействия на пласт.

Парафины и асфальтены можно охарактеризовать следующим образом:

парафины и асфальтены являются компонентами нефти; их отложение сильно зависит от фазовых изменений (падения температуры и давления); парафины растворимы в органических растворителях, таких как ксилол или др., предлагаемых сервисными компаниями; асфальтены не растворяются (диспергируют) в органических растворителях; проблемы с отложениями асфальтенов и парафинов становятся острее с увеличением срока эксплуатации скважин (пластовое давление и дебиты снижаются).

парафины и асфальтены могут осложнять добычу вместе с минеральными отложениями. Так как для удаления минеральных отложений обычно необходима кислота, то для эффективного удаления обоих типов отложений применяется комбинированная обработка, которая включает в себя органические растворители и кислоту.

Минеральные отложения - минеральные отложения встречаются при добыче из пласта воды, содержащей минералы. Они отлагаются при изменении окружающих условий, образуя кристаллы минералов на стенках НКТ, в перфорационных отверстиях или в призабойной зоне пласта. Соли отлагаются, когда существуют благоприятные условия для их выпадения из раствора. Это может быть вызвано охлаждением газа при его расширении (эффект Джоуля-Томпсона) в призабойной зоне. В глубоких скважинах и на морских платформах, охлаждение пластовой жидкости при движении на поверхность может вызвать отложение солей.

По сути дела, существуют два типа минеральных отложений - растворимые и нерастворимые. Таблицы 1 и 2 содержат информацию, касающуюся нескольких типов минеральных отложений.

Таблица 1. Минеральные отложения, растворимые в кислоте

Тип отложения	Название минерала	Агент для удаления
Карбонат кальция	Кальцит	15%НС1
Карбонат железа	Сидерит	15%  НС1,  контроль железа
Оксид железа	•  Магнетит	15% НС1,  контроль железа
•  Гематит
Сульфид железа	Тролит	HCl/уксусная кислота

Таблица 2. Минеральные отложения, не растворимые в кислоте

Тип отложения	Название минерала	Агент для удаления
Сульфат кальция	•  Гипс • Ангидрит	Специализированные химикалии (преобразователи)
Сульфат бария	Барит	Специализированные химикалии;  промывка/ механическое удаление
Сульфат стронция	Целесит	Механическое  удаление; специализированные химикалии

В некоторых газовых залежах пластовая вода с высоким содержанием хлоридов (хлорида натрия) может вызвать образование отложений во время добычи. Такие отложения (все-таки растворимые в воде) ведут себя как другие минеральные отложения, ограничивающие течение. Когда происходит отложение хлорида натрия, его можно эффективно удалить с помощью циклических промывок 2% раствором КС1 (или чистой водой, содержащей ингибиторы, предотвращающие передвижение и набухание глин).

Вопросы для самоконтроля

1. Какие технологические процессы при нефтедобыче приводят к кольматации ПЗП?

2. В каких пределах меняется скин-фактор при кольматации ПЗП?

3. Почему в горизонтальных и наклонных скважинах скин-фактор имеет отрицательное значение?

4. Каким методом можно оценить величину  скин-фактора?

5. Как скин-фактор влияет на величину дебита скважины?

Глава 2. Гидравлический разрыв пласта, как один и эффективных методов повышающих проницаемость призабойной зоны пласта

2.1 Факторы, влияющие на эффективность ГРП

Нефть и газ добываются из разных типов резервуаров. На протяжении геологического времени и под действием тектонических сил углеводороды удерживаются в осадочных породах разного типа пористости, расположенных в различных частях земного шара. При бурении скважины через продуктивный пласт, находящиеся под большим давлением в поровом пространстве нефть и газ двигаются к скважине, а затем поднимаются на поверхность. Режим, при котором происходит приток жидкости к скважине, называется радиальным (рис.8)

Рисунок 8 – Радиальный приток к скважине

Когда скважина дает приток при радиальных условиях, ее производительность зависит от депрессии, создаваемой между пластом и скважиной ΔР, и пропускной способности пласта kh.

Приток добывающей скважины может быть значительно увеличен с помощью гидравлического разрыва пласта. При проведении ГРП в скважину закачивается жидкость при давлении выше давления разрыва породы. При дальнейшей закачке жидкости в пласт создается высокопроницаемая трещина. В песчаных коллекторах, а иногда и в карбонатных, созданная трещина расклинивается проппантом. В карбонатных коллекторах для растворения породы вдоль трещины может быть использована кислота. Использование кислоты увеличивает проницаемость трещины за счет создания вытравленных каналов, остающихся открытыми после закрытия трещины. Течение жидкости в трещине - линейное (рис.9).

Рисунок 9 –Линейное течение жидкости в трещине

Создание линейного потока ведет к увеличению темпов отбора жидкости из пласта. В трещине значительно снижаются дополнительные потери давления при течении жидкости из пласта к скважине.

Желаемые экономические показатели и интенсификация добычи пластовой продукции могут быть достигнуты с помощью ГРП. Ускорение темпов отбора жидкости из пласта означает, что балансовые запасы могут быть извлечены за более короткий период времени. ГРП может быть применен как в высокопроницаемых, так и в низкопроницаемых коллекторах.

Ясно, что ГРП часто используется для увеличения добычи из низкопроницаемых зон пласта. Площадной контакт высокопроницаемой трещины с пластом дает заметное увеличение притока из низкопроницаемого пласта, а также количество экономически рентабельных извлекаемых запасов углеводородов.

Экономический эффект от ГРП также ощутим в высокопроницаемых песчаных пластах при использовании высоких концентраций проппанта и относительно небольшого объема жидкости, т. е. так называемой технологии Frас & Рак. Кислотный ГРП также используется для поддержания стабильного уровня добычи высокодебитных газовых скважин, добывающих из среднепроницаемых карбонатных коллекторов. В высокодебитных скважинах ГРП обеспечивает не только первоначальное увеличение добычи, но и, благодаря наличию трещины, позволяет увеличить эффективность дренирования пласта путем создания линейного течения в трещине, обеспечивающего уменьшение потерь давления ΔР.

Индекс продуктивности PI является показателем эффективности проведения ГРП. Так как естественная проницаемость k - неизменный параметр, проницаемость пласта оказывает значительное влияние на дебит скважины. Чем меньше потери давления ΔР, тем эффективнее воздействие на пласт. Уравнение расчета индекса продуктивности J выглядит следующим образом:

    (8)

где:

  J - индекс продуктивности PI, ст. бар./день/psi

  q - объемный дебит, ст. бар./день

  Δр - пластовое давление, рr - забойное давление pwf

Геометрия трещины

Существует множество зависимостей в механике трещины, влияющих на характер развития трещины в реальных геологических условиях. Понимание этих взаимосвязей очень важно для моделирования трещины и компьютерного дизайна.

Ориентация трещины

На начальном этапе применения ГРП было сделано допущение, что создаваемая трещина горизонтальная, так как полагали, что наиболее вероятно развитие трещины между плоскостями напластования. Ранняя диагностика скважины, проводимая в начале 1960-х годов совместно с лабораторными исследованиями, показали, что большинство трещин вертикально. Напряжение горных пород определяет ориентацию создаваемой трещины, а также влияет на ее азимут.