Кислотное воздействие на горные породы (стр. 7 )

На основе обобщенного уравнения притока жидкости из пласта в скважину выбор воздействия на призабойную зону осуществляется путем управления Кц. Rnp, либо другими параметрами (процессами), с ними связанными.

Несмотря на кажущуюся простоту определения свойств пласта и прискважинной зоны на основе формул (1.11) - (1.12), приходится наталкиваться на существенные трудности, связанные с неопределенностью части параметров, входящих в уравнение фильтрации: работающей толщины пласта, радиуса контура питания, приведенного радиуса скважины, показателя степени, характеризующего режим течения жидкости. Естественно, это не обеспечивает достаточно обоснованного выбора скважины и вида воздействия на ПЗП и, соответственно, их высокую эффективность.

В условиях, когда не имеется достаточной геологопромысловой информации для выбора скважин и способа воздействия на ПЗП, используют и результаты статистической обработки [23, 24, 25 и др.].

В работе [23] и для анализа качества технологий заканчивания скважин на месторождениях Западной Сибири использовали статистическую оценку относительной продуктивности скважин (определенной как соотношение фактической и потенциальной продуктивности скважин), полученной по результатам ГДИ.

и [24] для оценки добывных возможностей действующего фонда скважин Сахалина и Западной Сибири предлагали использовать динамику падения темпа дебита нефти. При этом они отметили, что оценка темпа изменения дебитов скважин (увеличение или уменьшение) зависит от большого количества прямой и косвенной информации. В работе [13] приведена методика выбора скважин для обработки призабойной зоны пластов, учитывающая текущую и накопленную обводненность добываемой продукции в зависимости от величины дренируемых текущих (остаточных) извлекаемых запасов нефти. В работе [25] предлагается дальнейшее развитие этого подхода, связанное с комплексным учетом пластовых и забойных давлений в добывающих скважинах при текущем состоянии разработки пластов.

Использование данных статистической обработки накопленных результатов реализации методов воздействия на ПЗП не учитывает особенностей геологического строения месторождений, условий эксплуатации скважин, на которых были проведены или планируется проведение мероприятий. Поэтому такой подход к выбору скважин и вида воздействия на ПЗП может быть применен только для месторождений с однородной структурой коллекторов и условий эксплуатации скважин.

Квитенсенция анализируемого материала сводится к следующему:

Скважина является основным сооружением гидродинамичес-кой связи, доступным для исследования характеристик флюидов, параметров пласта, и служит для извлечения нефти из недр на дневную поверхность. Призабойная зона скважин - наиболее уязвимое место системы пласт скважина. Поэтому от ее проводимости в значительный мере зависит дебит скважин. В течении всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию скважин и до истощения возможно нарушение по тем или иным причинам гидродинамической связи пласта со скважиной, что уменьшает не только продуктивность, но и нефтеотдачу пласта. При эксплуатации скважин начинают действовать факторы, ухудшающие фильтрационные характеристики ПЗП. Их условно можно разделить на три группы: гидромеханические, термохимические и биологические. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр зависит от технологических процессов, протекающих в ПЗП с момента вскрытия пласта бурением и до завершения разработки месторождения. Ее фильтрационные характеристики обусловлены как природными свойствами (параметрами) коллектора, так и техногенными процессами. Поэтому как при вскрытии продуктивного пласта, так и на всех стадиях разработки месторождения необходимо сохранят, восстанавливать или повышать естественную проницаемость ПЗП. В зависимость от механизма воздействия методы повышения гидродинамической связи скважины с пластом подразделяются на химические (обычные кислотные растворы, поверхностно активный кислотный раствор, пенокислотная обработка, кислотноструйная обработка и др.), физические (механизм упругих колебаний, волновое воздействие, акустическое воздействие, виброволнвое воздействие, кавитационно - волновые методы, ударно депрессионные методы и др.) тепловые (паротепловая обработка, циклическая паротепловая обработка. В заключение необходимо отметить, что более 80% остаточных запасов нефти и газа содержится на залежах приуроченных к карбонатным коллекторам, перспективы открытия новых месторождений углеводородов также, в определенной мере, связаны с этими отложениями. Это обстоятельство создает условия для широкого применения кислотного воздействия на ПЗП на месторождениях Узбекистана. Эффективность применения данного метода далека от желаемого, несмотря на определенные достигнутые результаты. Кроме того, не следует упускать из виду, что по мере эксплуатации нефтепромысловых объектов изменяются термобарические условия их функционирования изменяется характеристика коллекторов и пластовых флюидов. Всё это предполагает внесение корректив в технологии реализуемых вариантов кислотных  обработок, а также разработку их новых модификаций, соответствующих изменившимся геолого-промысловых условиям.

Литература к главе 1

Иннавационная технология вскрытия продуктивных пластов // Узбекский журнал нефти и газа. Специальный выпуск, май 2016, С.40-42. Вскрытие пластов и крепление скважин в условиях АВПД. –Ташкент: Фан, 1980, С. 145. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. – Ростов-на-Дону: Феникс, 2016, С. 605. , ,  Интенсификация добычи нефти. // М.: Наука, 2000, С. 414. Бойко B. C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учебное пособие длявузов. // М.: Недра, 1990, С. 427. , Кинетика поражения пласта в процессе разработки залежи // Нефтяное хозяйство. Москва,  2009, № 97. С. 100-104. Динамика изменения фактической продуктивности добывающих скважин на завершающей стадии разработки скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. Москва, 2007,  № 12. С. 20-22. , , Термогазохимическое воздействие на малодебитные и осложненные скважины - М.: Недра, 1986, С. 150. , Совершенствование процедуры интерпретации кривых восстановления давления при исследовании скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. Москва, 2010, № 11. С. 16-20. Оценка влияния пластовых и техногенных факторов на продуктивность скважины  // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождении. 2008, №7. С. 47-51. , C., К достоверной интерпретациирезультатов гидродинамических исследований скважин // Геология, геофизика и  разработка нефтяных и газовых месторождений. Москва,  2010, № 10. С. 33-37. ,  , Ага-заде О. Оценка параметров пласта на основании  скин-эффекта // Нефтепромысловое дело. – Москва, 2011,  № 5. С. 18-21. , Файзуллин         И. Н.,  и др. Выбор скважины для проведения водоизоляционных работ и обработок призабойных зон // Нефтепромысловое дело. Москва, 2002, № 1. С. 23-25. , Искандеров  Д. А., Байрамов        М. М. О влиянии состояния призабойной зоны на дебит скважин при различных        режимах разработки месторождений // Нефтепромысловое дело. Москва,  2011, №1. С. 13-16. , , Анализ технологических причин снижения дебитов скважин Русского месторождения. // Нефтепромысловое дело. Москва, 2011, № 5. С. 21-28. , Оценка степени воздействия буровых растворов на фильтрационные свойства призабойной зоны пласта  // Бурение и нефть. Москва, 2010, №5. С. 23-25. Horne         R. N., Modern        will        testanalysis:        acomputer-aidedapproach. Secondedition. Petroway. Jnc. PaloALTO, 2000, P. 160. Шагиев P. Г., Шагиев P. P. Значение скин-фактора при выборе скважин для обработок //  Нефтяное хозяйство. Москва,  2002, №5. С. 108-109. Исследование малопродуктивных скважин по методу восстановления давления // Нефтепромысловое дело. Москва, 2003, № 6. С. 32-41. Слишком мала доля гидродинамически исследованных скважин  // Нефтепромысловое дело. Москва, 2008,  № 4. С. 4-6. Самыми экономически эффективными мероприятиями при разработке нефтяных месторождений являются гидродинамические исследования скважин Нефтепромысловое дело. Москва, 2006,  № 9. С. 5-8. , Методика оперативной оценки гидродинамического состояния призабойной зоны нефтяных скважин  // Нефтепромысловое дело. Москва, 2011, № 3. С. 12-15. , Анализ качества технологий заканчивают скважин на месторождениях Западной Сибири методом статистической оценки //Строительство скважин. Москва, 1999,  № 5. С. 41-45. A. Анализ эффективности применяемых методов интенсификации притока нефти // Бурение и нефть. Москва, 2010, № 12. С. 29-31. , ,  и др. Комплексный учет энергетики пласта и текущего состояния его разработки при выборе скважин для проведения работ по стимуляции добычи нефти // Нефтепромысловое дело. Москва, 2003, №7. С. 33-36.

2 Кислотное воздействие

При контакте соляной кислоты с карбонатными породами имеет место химическая реакция, в результате которой образуется хлористый кальций, углекислый газ и вода:

2HCl+CaCO3>CaCl2+H2O+CO2^                                (2.1),

Известно что в 1 м3 15 % соляной кислоты растворяется 220 кг известковой породы (0,081 м3). В результате реакции выделяется примерно 52,5 м3 углекислого газа (в расчете на атмосферные условия) и образуется около 244 кг хлористого кальция, а также 39,75 л воды. Смешиваясь с водой, использованной для приготовления кислотного раствора, полученная соль хлористого кальция растворяется; плотность этого раствора достигает 1,181 г/см3. Зависимость количества известковой породы, которое может быть растворено кислотным раствором разной концентрации отражена на рис. 2.1.

Рис. 2.1 Растворимость известняка в соляной кислоте

Растворенный хлористый кальций увеличивает вязкость отреагировавшего кислотного состава.