Воздействие на призабойную зону скважин

Рубежный Контроль

«Воздействие на призабойную зону скважин»

ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИ3АБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

Воздействие на прозабойвую зону может преследовать две совершенно различные цели. Во—первых, это рост производительности или приемистости скважин при увеличении или сохранении коэффициевта нефтеотдачи власта. Во-вторых, крепление призабойной зоны, предотвращение ее разрушения. В то время, как вторая задача ясна в своей постановке: нужно закрепить породу, оставив ее в то же время достаточно проницаемой, решение первой задачи оказывается сложным и противоречивым.

Продуктявные пласты неоднородны по проницаемости и их можно разделить ва отдельные пропластки с различными удельными коэфициентам п продуктивности

При совместной эксплуатации пропластков при естественном или искусственном водонапторном режиме для достижения максимальяого коэффициента нефтеотдачн необходимо, чтобы пропластки обводнялись одновременно, т. е. птобы удельные коэффициенты продуктивносги всех пропластков были одинаковы. Этого можно добиться, воздействуя на призабойную зону каждого из пропластков и отдельности. Но это не всегда оказывается целесообразным.

Если в (4.1) Ki — проницаемость продуктгiвного пропластка на удаления от скважины, то коэффициент Si— показатель, обусловленный всеми видами дополните.тьных сопротивлений фильтрации в призабойной зоне: несовершенством скважины по степени и характеру вскрытия, изменением промицаемости в призабойыой зоне, нарушением линейности закона фильтрацин ‚формула (2.5)1. Таким образом, основным параметром, который изменяется ири воздействии на призабойную зону, является коэффициент , и для увеличения процктивности пропластка нужно стремиться к уменьшению S, минимальное значение которого может достигнуть — 1,5 (см. рис. 2.7), применяя методы воздействия ва призабойную зону, ведущие к резкому увеличеншо ее проницаемости во сравнению с пронипаемостью пласта. Если и в этом случае удельный коэффицяенг продуктивности малоороницаемого пропластка остается ниже, чем у высокопроницаемого, то для выравнивания фронта пытесвенвя остается понижать продуктивность хорошо прооицаемого пропластка, а это обычно ведет к чвствительвому уменьшению дебвтов скважин.

Итак, даже при раздельном воздействии на призабойтую зону вропласткон мы не используем все возможности для увеличения коэффициента нефтеотдачи. Приблизиться к этому можно лишь при разделений эксплуатации вропластков различными сетками скважин либо применяя оборудование для одновременной раздельной эксплуатации, когда при разной дродуктивности пропластков одинаковую скорость продвижения фронта вытеснения можно поддерживать, создавая различную депрессию.

К сожалению, направленное поинтервальное воздействие на призабойную зову скважины требует больших затрат времени и средств, а воздействие ма весь пласт может оказатьгя неэффективмым не только с точки зрения повышения вефтеотдачи, во в производительности скважины.

Применение методов воздействия на прнзабойную зону дает наибольший эффект в процессе освоения скважины после выхода ее из бурения. Это объясняется тем, что свойства провластков при бурении ухудшаются пропорпионально их пронипаемостя и получается более однородный во проницаемости пласт, обычно с повсеместно умевьшмвшейся промицаемостью, но в большей степени на участках с хорошей проввцаемостью. Когда призабойная зона подвергается одному из методов воздействия, то в большей степени его воспривимают хорошо проницаемые пропластки. а так как степень изменения их свойств обычно большая, то и эффект от воздействия получается высоким.

Во время эксплуатации в результате перетоков жидкости при остановках скважины ухудшаться фильтрационые свойства будут у пропластков с более низким приведенным пластовым давлением - проницаемость таких пропластков может быть ве самой высокой. При недифферевцированвом воздействии на призабойную зону большему воздействию подвергаются хорошо проницаемые пропластки. Эффективность последующих обработок гораздо ниже, чем при обработке после освоения скважины. Она будет снижаться при каждой последующей обработке, так как пласты с низкой и все более ухудшающиеся проницаемостью вследствие внутрипластовых перетоков практически не подвергаются воздействию, а эффект от многократного воздействия на хорошо проницаемые пропластки все время падает.     

Существующце методы воздействия на призабойную зону делятся на три группы: химические, механические й тепловые. Последние, помимо улучшения свойсгв призабойной зоны, снижают вязкость нефти вблизи скважины, что увеличивает ее производительность.

для выбора метода воздействия скважины комплексно исследуют определяются коэффициент продуктивности, проницаемость призабойной зоны в пласта, показатель скин -эффекта, снимают дебитограмму и выявляют (проплаетки, где ухудшились коллекторские свойства. Зная историю эксплуатации залежи и данной скважины, устанавл иваю причины изменения параметров.

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КИСЛОТНЫМИ РАСТВОРАМИ

З а д а ч а 4. 1. Определить необходимое количество реа гентов и составить план обработки призабойной зоны соляной кислотой для следующих условий: глубина скважины 1600м; вскрытая карбонатного коллектора а = 27 м; диаметр скважины долоту D = 0,220 м; пластовое давление 15 МПа; пластовая 50 °С; коэффициент проницаемости 0,2 10-12 м2 корффицент продуктивости 50 м3/(сут.МПа); внутренний диаметр НКТ — 0,062 м.

Первоначально обрабатывают хорошо пронацаемый пористый карбоватный пласт 15 %-ным раствором соляной кислоты из расчета 1 м3 раствора ла 1 м толщины пласта. Плотность кислоты 25 оС Р25 = 1134 кг/м3. В связи с близостью подошненвой воды 10 м (h’) продуктивного пласта не обрабатывали.

Р е ш е н и е. Необходимый объем раствора Wp=1 (27—10)= 17 м3. для определения объема товарной кислоты обычно пользуются та блгщам и и пересчетяымы коэффициентам л. Методику р асчета можно упростить, учитывая, что плотность кислоты обусловлена ее коНцентрацией. При известной объемной доле кислоты ее

определяем по формуле:

где хk, хp объемные доли товарной кислоты, кислоты раствора соответственно, %.

При объемной доле товарной кислоты 27,5 % найдем ее объем

Если при перевозке в хранении кислоты ее концентрация, то объем товарной кислоты рассчитывается по формуле

где Рк — плотность товарной кислоты при 15 С.Если плотность кислоты определена при другой температуре, то для ее пересчета необходимо воспользоваться следующей

где р, p15— плотности кIiслотного раствора при температурах и 15 °С соответственно, кг/м3.

Находим плотность кислоты при 15 oC по (4.4)

Объем товарной кислоты

В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле

где bук— норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты, bук = З %:

сук — объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80 %. В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем

которого

где bк, — выбранная объемная долi реагента в растворе, %; с — объемная доля товарного продукта (ингибитора).

Количество интенсификатора (принимаем Марвелая- К (О)):

где bинт норма добавки интенсификатора, принятая равной 0,3 %. Желательно в первую половину раствора добавить 0,5 %-42 л, во вторую 0,1 % — 9 л.

При использовании технической соляной кислоты в ней может содержаться до 0,4 % серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлорястого баргтя, количество которого определяют по формуле

где 21,3 -— масса хлористого барин (кг), необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты; а — объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %; 0,02 — допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатньгаи лородами соли не выпадают в осадок,

При плотности хлорастого бария 4000 кг,м3 объем его с учетом (4.5) определяют

Объем воды для приготовления кислотного раствора

Порядок приготовления кислотного раствора

Наливают в мервик 7,509 м3 воды, добавляют к воде 0,034 м3 аягвбитора В-2; 0,638 м3 уксусной кислоты; 8,75 м3 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и .замеряют его плотноь ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Значение соответствующей плотности р можно найти в справочных материалах или рассчитать по формуле

Для условий задачи

Для определения р плотность товарной кислоты нужно брать по замеру ареометром при той же температуре, при которой измеряется плотность раствора.

Если замерснная плотность больше расчетной, в раствор добавляют воду, если меньше, то товарную кислоту. Обычно корректиеровка не требется. если нет грубых ошибок в расчетах или в дозировке, так как возможные погрешности при расчетах меньше, чем ошибка при замере плотности ареометром.

Затем добавляют в раствор 72 кг хлористого бария, хорошо перемешиваиот раствор, через 5 мин после этого добавляют 51 л интенсификатора арвелан-К (О), раствор снова перемешивают оставляют его на 2-—З ч до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну Азинмаш-ЗОА и другие емкости.

Обработка скважины

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

1. Нижний интервал продуктивного пласта изолируют закачкой бланкета коцентрированного раствора хлористого кальция. Трубы опускают до забоя и при небольшой одаче насоса Азинмаш-ЗОА закачивают раствор СаСI2 плотностью 1200 кг/ма.

Объем закачиваемого бланкета составляет

Для получения 1 м3 ‚раствора СаСI2 плотностью 1200 кг/ма требуется 540 кг СаСI2 и 0,660 м воды. Для изоляции нижнего интервала необходимо 540.0,38 = 205 кг СаСI2 и 0,660.0,38

= 0,25 м3 воды. Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 20 м с внутренним диаметром , = 0,05 м и Насосно-компрессорных труб длинной 1600 м.

Объем выкидпой линии.Объем 1 м НКТ

Объем нефти для продавки бланкета

2. Трубы приподнимают устанавливая башмак на глубине 1590 м, размещают и обвязывают оборудование.

3. Закачивают кислотный  раствор в объеме выкидной линии, насосно-компресорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта.

Где d1 – наружний диаметр НКТ.

4. Закрывют задвижку на затрубном пространстве агрегата закачивают остальной кислотный раствор

5. Для задавлвания кислоты в пласт закачивают нефть (Нагрузку Vн) в обьеме выкидной линии, насосно-компресорных труб от подошвы НКТ до кровли пласта.

Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность действия кислоты 1,5-2 ч.

7. Приток вызывают свабированием или при помощи компрессор, производится отработка скважины и отчистка призабойной зоны реакции от продуктов реакции.

На первый взгляд кажется что скважина должна самозапустится. При открытии задвижки на выкидной линии жидкость начинает поступать из пласта, но через некоторое время после частичной замены нефти в своле скважины продуктами реакции, приток прекратится.

После освоения скважину исследуют для определения эффективности кислотной обработки, а затем здают в эксплуатацию.

Для увеличения эффективности кислотного воздействия необходимо чтобы кислота проникла на большее расстояние от скважины. Радиус обрабатываемой зоны увеличивается с ростом скорости закачки. Кроме того, увеличение подачи насоса при закачке снижает время контакта кислоты с оборудованием и уменьшает коррозию последнего.

Режим работы агрегата выбирают таким образом, чтобы давление создаваемое насосом,было достаточным для продавки раствора в пластпри максимально возможной его подаче. В таблице 4.1приведены технические характеристики агрегата Азинмаш-30А.

Определим необходимое давление на выходе насоса при закачке в скважину жидкости с расходом q=6,85 л/с.

Таблица 4.1 Технические характеристики агрегата Азинмаш-30А.

Рт —- потери давления на трение

v— скорость движения жидкости по трубам

μ- динамическая вязкость продавочной нефти, равная З мГIа.с.