За счет чего происходит снижение продуктивности скважин

Обновлено: 07.07.2024

Оптимизация работы скважины

Оптимизация технологических режимов работы скважин представляет собой процесс, предназначенный для повышения эффективности эксплуатации скважин механизированного фонда.

Перечень скважин на оптимизацию определяется исходя из необходимого соответствия работы скважины и работы установки (УЭЦН).
К примеру, если согласно Стандарта предприятия работа скважины должна происходить при забойном давлении 50 атм, то на оптимизацию выбираются скважины с забойным давлением более 50 атм., с расчетом ожидаемого прироста более 30 % от текущего дебита.

Оптимизацию технологических режимов работы можно проводить по нескольким группам скважин.

1. Скважины, работающие в режиме автоматического повторного включения (АПВ).

При данном режиме работы при постоянных запусках и остановках УЭЦН происходит износ обмотки погружного электродвигателя и кабеля, из-за чего может произойти отказ установки по причине R-0 (остановка погружного оборудования по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-погружной электродвигатель (ПЭД)» до 0,2 кОм и ниже).
Оптимизацию режима фонда скважин АПВ очень сложно произвести.
Это можно сделать путем установки штуцера, что не всегда может помочь, и установкой частотно-регулируемого привода (ЧРП), но их на самом деле мало и устанавливать разрешается только на высокодебитные скважины.
Работа УЭЦН в режиме АПВ с использованием ЧРП строго запрещена.
В этих случаях УЭЦН работает на пониженной частоте, но в постоянном режиме, либо частотный преобразователь с этой скважины снимают и ставят на другую.
Оптимизацию режима можно произвести и во время ремонта, то есть вместо высокодебитного оборудования, которое работало в режиме АПВ, можно спустить в скважину менее производительный ЭЦН (например, вместо ЭЦН 125 или 80 спускается ЭЦН 50 или 60).
Также можно проводить оптимизацию режима эксплуатации скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем.
По тем скважинам, по которым есть возможность, увеличивают частоту с промышленной (50 Гц) на несколько герц выше для увеличения дебита.

2. Часто останавливающиеся скважины (ЧОС).

Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)
При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН - не более 25 МПа, температура не более 90 о С.
Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин/10 м.
Вначале устанавливают необходимые исходные данные - выбирают уравнение притока, определяют свойства нефти газа и воды и их смесей, конструкцию эксплуатационной обсадной колонны, глубину спуска насоса находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока на входе.

  1. Методом штуцирования (на устье скважины)
  2. При помощи преобразователя частоты:
  3. При помощи изменения глубины подвески ЭЦН
  4. Замена насосной установки ШСН

Классификация режимов откачки:

Условие фонтанирования нефтяной скважины от гидростатического давления: Рпласт>Rж g Н,
где Рпласт – пластовое давление, Rж - плотность скважинной продукции, g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c 2 , Н -длина столба жидкости ( глубина скважины по вертикали).

Уравнение баланса давлений в фонтанной скважине:
Рзаб = Рст.ф + Ртр + Руст

Влияние условий вскрытия пластов на эффективность методов увеличения их нефтеотдачи

При прогнозировании применения методов увеличения конечной нефтеотдачи пластов обычно не учитывается влияние на их эф­фективность условий вскрытия при бурении. Однако во многих случаях плохое состояние вскрытия пластов, ухудшение их приза-бойных зон служат основной причиной большого расхождения проектных и фактических показателей применения новых методов разработки нефтяных месторождений. Даже при самом эффектив­ном воздействии на пласты нельзя обеспечить полное извлечение нефти неполноценными скважинами.

Обычно вскрытие пластов в скважинах при бурении проводится на промывочных растворах с водной основой, которые вместе с твердой фазой из выбуренных пород представляют собой водо-глинисто-известково-песчаные суспензии с плотностью 1,25— 1,8 т/м 3 и более и водоотдачей от 5 до 25 см 3 (за 30 мин через поверхность площадью 44 см 2 ).

При вскрытии таким образом нефтеносного пласта на глубине 1500—2000 м между скважиной и призабойной зоной возникает гидродинамический перепад давления до 4—10 МПа и более, за счет которого в пласт внедряется фильтрат (вода) раствора, а в поровых каналах появляется капиллярное давление (до 0,001 — 0,05 МПа) в зависимости от размера (площади сечения) пор в нефтеносных пластах.

Под действием гидродинамического перепада давления и ка­пиллярных сил в призабойной зоне пласта происходит сложное движение фильтрата раствора (воды) и нефти. В самые крупные поры, трещины и каверны может проникать непосредственно гли­нистый раствор, образуя корку на стенке скважин.

В мелкие поры за счет капиллярных сил внедряется фильтрат растворов (вода).

Хотя капиллярное давление значительно меньше давления на пласт от столба раствора, но оно сосредоточено на малых расстояниях (менисках) и в мелких порах превышает гидродина­мические градиенты

Вследствие этого (во время проникновения фильтрата раствора в призабойную зону пласта по одним порам) по другим порам и поровым каналам нефть может притекать в скважины, вызывая тем самым противоточную фильтрацию нефти и воды и нефтепро-явления, известные в практике [33].

Количество фильтрата раствора, внедряющегося в пласт, и глубина его проникновения зависят от водоотдачи раствора, про­должительности воздействия раствором на вскрытый пласт и мик­ронеоднородности (размера пор) и смачиваемости пористой среды. Но даже при растворе с водоотдачей 5—8 см3 и нахождении пластов под воздействием раствора 7—10 сут объем фильтрата, внедряющегося в пласты, может достигать 2—2,5 м3 на 1 м толщины, а глубина его проникновения в призабойную зону пласта — 3—4 м. При этом водонасыщенность в зоне проникно­вения фильтрата раствора увеличивается на 40—60 % от объема пор.

Геофизические исследования показывают, что водонасыщен­ность в различных интервалах зоны проникновения фильтрата раствора составляет 20—80 %. Причем высокая водонасыщенность наблюдается в менее проницаемых интервалах, а низкая водона­сыщенность — в высокопроницаемых интервалах пласта. Это ука­зывает на преобладание капиллярных сил во внедрении фильтрата раствора в пласты, его перераспределении и сосредоточении в основном в мелких порах.

После ввода скважин в эксплуатацию часть фильтрата гли­нистого раствора из наиболее крупных пор призабойных зон пластов извлекается обратно в скважины и выносится вместе с нефтью на поверхность, а проницаемость их частично восстанав­ливается (на 40—50 % ).

По разведочным скважинам в Западной Сибири объемы извле­ченного из пластов фильтрата составляли, согласно приближенным оценкам, 0,7—2,5 м3 на 1 м эффективной толщины. В мелких же порах капиллярные силы удерживают воду даже при больших перепадах давления.

Для каждого конкретного пласта существует предельная водо­насыщенность, при которой фазовая проницаемость для воды равна нулю. На основе большого числа кривых фазовых проницаемостей для разных месторождений можно считать, что эта водонасыщенность достигает 40—50 % и более. В пластах с малым содержанием погребенной воды (10—20%), что характерно для многих месторождений Урало-Поволжья (Ромашкинское, Куле-шовское), неизвлекаемый объем фильтрата раствора может дости­гать 25—30 % и более от объема пор. В пластах с большим со­держанием погребенной воды (до 30—33 %), что характерно для полимиктовых пластов месторождений Западной Сибири (Самотлорское) и Западного Казахстана (Узеньское), неизвле­каемый объем фильтрата раствора составляет 15—20 % от объема пор.

Следовательно, вследствие бурения скважин на глинистом растворе с водной основой в призабойных зонах всех скважин радиусом до 8—30 м образуется «водная блокада» — искусственно повышенная водонасыщенность (на 15—30 % от объема пор), а также искусственная глинизация пор пласта (глубина проникно­вения до 0,2—1 см), и особенно наиболее проницаемых пропластков и трещин. Данные об ухудшении призабойных зон в сква­жинах Самотлорского и Речицкого месторождений приведены ниже.

Номер скважины 2155 2149 1499 2153 3077 1521 152

Радиус ухудшенной зоны, м . . . 14 6 11 8 7 34 27

Номер скважины 15 16 20 26 50 80 250

Радиус ухудшенной зоны, м . . . 57 28 32 72 20 41 55

Увеличение водонасыщенности призабойных зон вызывает снижение их фазовой проницаемости для нефти и, как следствие, снижение продуктивности пластов и дебитов добывающих сква­жин по нефти.

В хороших пластах проницаемость со временем восстанавли­вается на 70—80 %, в плохих — на 40—50 %.

Повышение водонасыщенности призабойных зон пластов на 20—30% при малом содержании погребенной воды (до 10%) и на 10—15 % при большом содержании погребенной воды (более 30 %) может обусловить снижение относительной проницаемости для нефти в 2—4 раза по сравнению с проницаемостью за преде­лами зоны проникновения фильтрата раствора. Это равноценно появлению искусственной радиальной неоднородности пластов, т. е. зон ухудшенной проницаемости вокруг добывающих скважин с радиусом, равным глубине проникновения фильтрата. Расчеты для этих условий притока по известным формулам показывают, что дебит нефти может снижаться в 1,45—2 раза при изменении радиуса ухудшенной зоны от 2 до 8 м по сравнению с дебитом без ухудшенной зоны пласта вокруг скважины.

Сопоставлением фактических дебитов скважин Ромашкинского (Миннибаевская площадь), Кулешовского, Покровского, Мегион-ского месторождений (С. В. Сафронов, Ю. С. Савельев) с рас­четными установлено, что при длительном воздействии глинистым раствором на вскрытый пласт (более 20 сут) дебиты скважин сни­жаются в 7—10 раз и более.

Такое сильное ухудшение продуктивности пластов и дебитов скважин объяснить только проникновением фильтрата раствора в призабойные зоны и повышением их водонасыщенности в прин­ципе невозможно. Поэтому наблюдаемое многократное снижение дебитов скважин по сравнению с потенциальными возможно­стями пластов обусловливается кольматацией стенок скважин, образованием трещин в пласте, цементированием их или сильной глинизацией при бурении и другими причинами.

Большое снижение продуктивности скважин при наличии филь­трата раствора в призабойных зонах пластов может вызвать по­явление свободного газа, т. е. третьей фазы, в пористой среде. Например, на Узеньском месторождении (горизонты XIII—XVI) газовый фактор по скважинам увеличился в 3 раза по сравнению с начальным, что свидетельствовало о фильтрации свободного газа в пластах, которая возможна при газонасыщенности пори­стой среды выше предельной (10—15%) и была не менее 20—25 % •

Следовательно, суммарная водогазонасыщенность призабой­ных зон пластов (совместно с фильтратом раствора) может дости­гать 70—75 %, а нефтенасыщенность — менее 30 %.

Снижение нефтенасыщенности призабойных зон пластов на этом месторождении от начальной (68—70 %) до 25—30 % могло обусловить снижение фазовой проницаемости их для нефти в 7—10 раз и уменьшение дебитов добывающих скважин в 3—6 раз по сравнению с потенциально возможными.

Оценка характеристики призабойных зон скважин Гнединцевского месторождения по данным гидродинамических исследований



Гидродинамические исследования с целью определения отри­цательного влияния некачественного вскрытия пластов (скин-эффекта) на продуктивность пласта показывают, что оно по своему эффекту равноценно уменьшению радиуса скважины в 100— 1000 раз и более (табл. 51).

Другое неизбежное отрицательное последствие искусствен­ного увеличения водонасыщенности призабойных зон пластов, особенно за счет глинизации (кольматации) их при бурении,— уменьшение дренируемого объема нефтяных залежей, которое прямым образом снижает конечную нефтеотдачу пластов при применении методов.

Практически на всех месторождениях, как показывают иссле­дования дебитомерами и расходомерами, приток нефти в добы­вающих и расход воды в нагнетательных скважинах происходят не по всей эффективной и вскрытой толщине пластов. Так, на­пример, на Узеньском месторождении по основным горизонтам, разрабатываемым с заводнением горячей водой, охват дрениро­ванием по толщине, или «работающая» толщина в добывающих скважинах, составляет в среднем 62 %, а в нагнетательных сква­жинах— 56% эффективной вскрытой толщины пластов. Это вы­звано разными причинами, но главные из них — наличие фильтрата и газа в призабойных зонах, а также глинизация стенок скважин. С повышением перепадов давления «работающая» толщина пла­стов в скважинах может увеличиваться до 80—85%, однако ни­когда не достигая полной толщины.

Конечно, снижение «работающей» толщины пластов в скважи­нах не означает такого же по величине снижения охвата залежей дренированием и конечной нефтеотдачи пластов. Однако, как по­казывает электромоделирование процесса заводнения пластов с бессистемно расположенными в их объеме непроницаемыми лин­зами малой толщины и протяженности, «не работающую» в сква­жинах часть пластов можно охватить дренированием лишь на 50—70 % [33].

Для большинства реальных продуктивных пластов этот вид неоднородности типичен. Поэтому можно полагать, что из-за ис­кусственного повышения водонасыщенности призабойных зон пластов и кольматации стенок скважин до 20—30 % от запасов нефти в «неработающей» части расчлененных пластов или 8— 15 % от полных запасов нефти можно исключить из дренируемых объемов, непосредственно снизив возможную и достигаемую нефте­отдачу пластов при применении методов.

Проницаемость призабойных зон пластов может ухудшаться и в процессе эксплуатации скважин за счет глушения водой, за­грязнения и др.

В этом случае эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи пластов также будет уменьшаться.

В случае высоковязких нефтей, содержащих большое количество смол и асфальтенов, ухудшение проницамости призабойных зон и снижение дренируемого объема пластов могут происходить за счет их вытеснения. Тогда вытеснение нефти паром из пласта не может быть в полной мере эффективным без пароциклических обработок, без прогрева призабойных зон добывающих скважин. Непредсказуемое ухудшение свойств призабойных зон пластов вносит самую большую неопределенность в оценку эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому можно совершенно одно­значно считать, что проблема увеличения нефтеотдачи пластов начинается со вскрытия пластов и сохранения свойств призабойных зон в скважинах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Увеличение нефтеотдачи пластов — основное направление по­вышения эффективности разработки нефтяных месторождений, способ удовлетворить будущие потребности в нефти. Ресурсы нефти, самого эффективного сырья, ограничены. Вместе с тем степень извлечения открытых запасов нефти из недр наименьшая и составляет в среднем не более 40—45 %, в лучших условиях — не более 70—75 % при разработке месторождений самыми эффек­тивными освоенными методами.

Заводнение нефтяных залежей — высокопотенциальный освоен­ный промышленностью метод разработки нефтяных месторожде­ний— применяется в широких масштабах во всех нефтедобываю­щих странах и позволяет увеличивать конечную нефтеотдачу пластов в 1,5—2,5 раза по сравнению с нефтеотдачей пластов при разработке на естественных режимах растворенного газа и газо­вой шапки.

Вместе с тем при заводнении нефтяных залежей 10—30 % от начальных дренируемых геологических запасов нефти остаются не охваченными заводнением в слабопроницаемых слоях и пропластках и примерно столько же (15—35 %) от начальных запа­сов нефти остаются в заводненных зонах в рассеянном состоянии (в крупных порах). Недренируемые запасы нефти в обособленных линзах зависят от степени прерывистости пласта и плотности сетки скважин. При детальном изучении строения пластов их можно свести до минимума. Остаточные запасы нефти в дренируе­мых зонах залежей при заводнении определяются в основном тремя факторами:

неоднородностью пластов по проницаемости и размерам
пор;

межфазным натяжением на контакте нефти с водой.

Уменьшение отрицательного влияния этих факторов — основ­ная цель физико-химических и термических методов увеличения нефтеотдачи пластов, основное средство снижения их остаточной нефтенасыщенности.

Новые методы воздействия на пласты оказывают влияние на каждый из этих факторов по-разному. На уменьшение отри­цательного влияния неоднородности пластов направлены методы вытеснения нефти полимерными, щелочными и мицеллярными растворами, а также водогазовыми смесями и метод циклического заводнения. Снижение вязкости нефти в пластах обеспечивают тепловые методы — вытеснение паром, СОг, внутрипластовым горением, пароциклическими обработками и горячей водой. Устра­нение или существенное уменьшение межфазного натяжения на контакте с нефтью достигается при вытеснении мицеллярными рас­творами, двуокисью углерода и в меньшей мере щелочными растворами. Кроме того, при вытеснении нефти двуокисью углерода и тепловыми методами большую роль в снижении остаточной нефтенасыщенности играют объемные эффекты — расширение нефти за счет растворения в ней двуокиси углерода и нагрева.

Механизм процессов, проходящих в пластах при вытеснении нефти известными новыми методами, значительно сложнее, чем при обычном заводнении, и сопровождается явлениями адсорбции, деструкции молекул, фазовых переходов, инверсии фаз, мицел-лообразования, экстракции, дистилляции, крекинга нефти и др. Поэтому эффективное применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов возможно лишь при выполнении следующих трех условий.

1. Изучение кинетики всех микроявлений в условиях нефтяных
пластов — фундаментальная основа для эффективного применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов. Без этого невозможно
грамотное обоснование оптимальных технологий реализации про­цессов. Однако механизм этих явлений в пластах в основном не
изучен, вследствие чего при осуществлении методов в конкретных
условиях месторождений возникают непредвиденные осложнения,
трудности и проблемы, а эффект оказывается ниже ожидаемого и
возможного. До промышленного применения методов требуется капитальное изучение их физико-химических и термодинамических основ в условиях, адекватных реальным месторождениям.

Исключительно важно изучить природу сверхнизкого межфаз­ного натяжения, факторы на него влияющие, структуру различных ПАВ и их солюбилизирующую способность, ионный обмен, инвер­сию фаз растворов, адсорбцию и десорбцию ПАВ, оптимальные композиции ПАВ для конкретных крупнейших месторождений и др. Необходимо исследовать механизм окислительных процес­сов, кинетику химических реакций, дистилляции нефти, крекинга, теплопереноса, термодиффузии, диссипации энергии в пластах и др.

2. Другое принципиальное условие эффективного применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов — знание детального
строения месторождений, свойств и состояния насыщенности пла­стов. Для обоснования оптимальной технологии применения методов необходимо знать все особенности неоднородности и свойств
пластов в макро- и микромасштабе — закономерности и случай­
ности изменения проницаемости, размеров пор, трещиноватости,
кавернозности, глинистости, минералогического состава пород,
солевого состава пластовой воды, состояния и распределения ос­
таточной нефтенасыщенности и др. Незнание этих особенностей
строения и свойств пластов (как показывает опыт применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов), в первую очередь
физико-химических, служило одной из причин получения неудовлетворительных результатов. Однако во многих случаях деталь­
ному изучению строения пластов и состояния их насыщенности
перед применением методов увеличения их нефтеотдачи не при­
дается должного значения.

3. И наконец, третье непременное условие эффективного при­менения методов увеличения нефтеотдачи пластов — строгая, точ­ная реализация обоснованной технологии процессов. Чтобы обес­печить запланированный эффект от применения методов, требуется обязательное выполнение всех определяющих технологических условий процессов: давления нагнетания (закачка СО2, пара), температуры (закачка пара, горячей воды, щелочи), темпов на­гнетания (внутрипластовое горение, закачка пара, мицеллярных растворов), концентрации реагентов (физико-химические методы), размеров и чередования оторочек (все методы) и т. п. Несоблюде­ние определяющих технологических условий приводит к наруше­нию механизма процессов и снижению качества и вытесняющей способности рабочих агентов. Однако в промысловых условиях часто происходят непредвиденные отклонения от заданной техно­логии процессов, что служит причиной недостаточно высокой эффективности применения методов. Поэтому следует различать теоретическую или потенциальную, возможную, достигаемую и оцениваемую эффективности методов. Способы оценки получен­ного эффекта по промысловым данным из-за неоднозначности ин­формации также влекут за собой определенную погрешность. И, как правило, оцениваемый эффект меньше достигаемого, до­стигаемый меньше возможного, а возможный меньше потенци­ального.

Вероятность получения эффекта ниже возможного вносит не­определенность и риск в применение методов увеличения нефте­отдачи пластов, которые уменьшаются по мере повышения изу­ченности методов, информационной обеспеченности, оптимальности реализуемой технологии, масштаба процесса и отпускной цены на нефть. Затраты на добычу нефти новыми методами в несколько раз выше, чем при заводнении, вследствие высокой стоимости ра­бочих агентов (химических продуктов, пара, воздуха) и необходимости бурения скважин на восстановление или уплотнение сетки скважин, восполнение фонда скважин из-за их физического износа и замены дефектных (особенно нагнетательных) при мень­шей потенциальной возможности методов (особенно физико-хими­ческих) в увеличении извлекаемых запасов и уровня добычи нефти. Заводнение нефтяных залежей, обеспечивая относительно высокую нефтеотдачу пластов и малую остаточную нефтенасыщенность не только усложняет условия применения методов, увеличивает от­носительные затраты на добычу нефти, но и сокращает их потен­циальные возможности в приросте извлекаемых запасов. Поэтому применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в будущем будет находиться в прямой зависимости от цены на нефть. При высокой цене они будут рентабельными даже при умеренной тех­нологической эффективости, а при низкой цене применение их будет нецелесообразным.

Однако будущее, бесспорно, за широким применением мето­дов. Потребности в нефти растут, ресурсы ее ограничены, достой­ной замены ей нет даже как для топлива, альтернативные источники углеводородного жидкого топлива (битумы, нефтяные сланцы, уголь) требуют еще больших относительных затрат. В связи с этим обоснованная разумная стратегия в этой области должна предусматривать широкие фундаментальные исследования и опытно-промышленные испытания наиболее потенциальных мето­дов увеличения нефтеотдачи пластов, а именно вытеснения нефти двуокисью углерода, водными мицеллярными растворами, водогазовыми смесями, паром, их модификаций, а также подготовку промышленности для крупномасштабного производства соответст­вующих качественных материально-технических средств.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абасов М. Т. Моделирование нефтеотдачи пластов для оценки извле­
каемых запасов.— Изв. АН Азерб. ССР, Серия наук о Земле, 1975, № 1,
с. 5—14.

2. Амелин И. Д. Внутрипластовое горение. М., Недра, 1980.

3. Бабалян Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М., Недра,
1974/

\/4. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1981.

5. Борисов Ю. П., Воинов В. В., Рябинина 3. К. Особенности проектиро­
вания разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.,
Недра, 1976.

6. Внутрипластовое горение с заводнением при разработке нефтяных ме­
сторождений/А. А. Боксерман, Ю. П. Желтов, С. А. Жданов.— Тр. ВНИИ,
1974, вып. 58, с. 28—32.

7. Геолого-физические условия эффективности применения методов увели­
чения нефтеотдачи пластов/М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов, С. А. Жданов,
Г. С. Малютина.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 4, с. 29—34.

8. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. Г. Физика нефтяного и газового
пласта. М., Недра, 1981.

9. Гомзиков В. К-, Молотова Н. А., Румянцева А. А. Исследование влия­
ния основных геологических и технологических факторов на конечную нефте­
отдачу пластов при водонапорном режиме.— Тр. ВНИИ, 1976, вып. 58, с. 16—30.

10. Ефремов Е. П., Янин А. Н., Халимов Э. М. Влияние совместной раз­
работки на нефтеотдачу многопластовых объектов.— Нефтяное хозяйство, 1981,
№ 8, с. 32—37.

11. Желтов Ю. П. Внутрипластовые окислительные процессы — перспектив­
ное направление повышения нефтеотдачи.— Нефтяное хозяйство, 1980, № 7,
с. 18—26.

___ .12. Забродин П. И., Раковский Н. Л., Розенберг М. Д. Вытеснение нефти

из пластов растворителями. М., Недра, 1977.

13. Иванова М. М. Динамика добычи нефти из залежей. М., Недра, 1976.

14. Крэйг Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Пере­
вод с англ. М., Недра, 1974.

15. Методы повышения нефтеотдачи пластов/М. Ф. Свищев, А. И. Вашур-
кин, М. И. Пятков и др.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 10, с. 29—31.

16. Муравьев И. М., Крылов А. П. Эксплуатация нефтяных месторожде­
ний, М., Гостоптехиздат, 1949.

17. Мухарский Э. Д., Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных
месторождений платформенного типа. М., Недра, 1972.

18. О внутрипластовом горении в условиях заводненного пласта/С. А. Жда­
нов, Н. П. Борисова, Я. А. Бустаев, И. 3. Сайфи.— Нефтепромысловое дело,
1978, № 2, с. 27—29.

19. Орлов В. С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторо­
ждений при режимах вытеснения нефти водой. М., Недра, 1973.

20. Обоснование и эксплуатация нефтяных месторождений Татарии/
Р. X. Муслимов, А. В. Валиханов, В. Д. Лысенко и др. Казань, Татарское
книжное издательство, 1973.

21. Применение углекислого газа в добыче нефти/В. Балинт, А. Бан,
Ш. Долешал и др. Москва, Недра, 1977.

22. Применение оторочек мицеллярных растворов для увеличения нефтеот­
дачи пластов/А. Т. Горбунов, П. И. Забродин, В. В. Сурина и др. М., изд.
ВНИИОЭНГ, 1979.

23. Применение полимеров в добыче нефти/Г. И. Григоращенко, А. X. Мир-
заджанзаде, Ю. В. Зайцев и др. М., Недра, 1978.

24. Проектирование разработки нефтяных месторождений/А. П. Крылов,
П. М. Белаш, Ю. П. Борисов и др. М., Гостоптехиздат, 1962.

25. Пятков М. И., Свищев М. Ф., Касов А. С. Применение щелочи для по­
вышения нефтеотдачи на Трехозерном месторождении.— Тр. СибНИИНП, 1979,
вып. 15, с. 153—160.

26. Рахимкулов И. Ф., Бабалян Г. А., Галямов М. Н. Эксперимент по за­
качке воды, загущенной полиакриламидом, на Новохазинском участке. Тр. Баш-
НИПИнефти, 1980, вып. 53, с. 48—52.

27. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений/Б. Т. Баи-
шев, В. В. Исайчев, С. В. Кожакин и др. Недра, 1978.

28. Сагингалиев Б. М., Раковский Н. Л., Копанев С. В. Развитие процесса
вытеснения нефти паром на месторождении Кенкияк.— Нефтяное хозяйство,
1980, № 3, с. 40—44.

29. Сазонов Б. Ф. Совершенствование технологии разработки месторожде­
ний при водонапорном режиме. М., Недра, 1973.

30. Саттаров М. М., Богачкина И. А., Стклянина Т. В. Зависимость неф­
теотдачи от динамики добычи.— Нефтепромысловое дело, 1979, № 4, с. 8—12.

31. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Запад­
ной Сибири/В. А. Бадьянов, Ю. Е. Батурин, Е. П. Ефремов и др. Свердловск.
Среднеуральское книжное издательство, 1975.

32. Сорокин В. А. Состояние опытно-промышленного испытания методов
повышения нефтеотдачи пластов.— Нефтяное хозяйство, 1982, № 8, с. 32—36.

х/33. Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1968.

34. Сургучев М. Л., Шевцов В. А., Сурика В. В. Применение мицеллярных
растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1977.

35. Сургучев М. Л., Жданов С. А., Кащавцев В. Е. Состояние изученности
методов повышения нефтеотдачи пластов.— Нефтяное хозяйство, 1980, № 11,
с. 27—29.

t 36. Теоретические основы и методика расчета технологических показателей заводнения нефтяных пластов растворами полимеров и ПАВ/Г. Г. Вахитов, В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук, Е. М. Суркова.—Тр. ВНИИ, 1977, вып. 61, с. 24—26.

v 37. Фазлыев Р. Т. О размещении скважин на нефтяных месторождениях.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 2, с. 41—43.

38. Хозяйственный риск и методы его измерения/Т. Бачкаи, Д. Месена, Д. Мико и др. М., Экономика, 1979.

\У 39. Щелкачев В. Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения.— Нефтяное хозяйство, 1974, № 6, с. 35—39.

40. Barocot Y., Fortney L. N.. Schechter R. S., Wade W. H. Alpha-olefin sul-
fonates for enchanced oil recovery. 2-nd European Symposium EOR, Paris, 8—
10 November, 1982.

41. Balzer D. Carboxymethylated ethoxylates as EOR surfactants. 2-nd Euro­
pean Symposium EOR, Paris, 8—10 November, 1982.

42. Bolsmam T. A. Phose behaviour of Alkylxylenesulfonate (oil) brine sis-
terns. 2-nd European Symposium EOR, Paris, 8—10 November, 1982.

43. Healy R., Reed' R. Imiscible Microemulsion Flooding. SPSJ, April, 1977.

44. Docher Т., Wise F. Enhanced Grude Oil Recovery Potential — An Estimate.
JPT,May 1976, pp. 575—585.

45 Kane A. V. Performance Review of a CO2 — WAG Enhanced Recovery Project, SACROC unit —Kelly Snyder Field. JPT, February, 1979, 217—231.

46. Prats M. A Current Apraisal of Thermal Recovery. JPT, August 1978,
p. 1129-1136. ^,

47. Shannon L. Matheny. EOR methods help ultimate recovery. Oil and Gas.,
J., March 31, 1980, 79—124.

48 Stalkup F. Y. Carbon Dioxide Miscible Flooding Past, Present and Outlook for the Future. JPT, Vol. 3, VIII,August, 1978, 1101-1112.

49. Van Everdingen A. F., Criss H. S. A proposal to improve recovery effi­
ciency. JPT, July, 1980.

Van Nieuwskoop I., Snoei G. Phase behaviour and structure of a pure —
component microemulsion system. 2-nd European Symposium EOR. Paris 8—10,
November, 1982.

Михаил Леонтьевич Сургучев

ВТОРИЧНЫЕ И ТРЕТИЧНЫЕ

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Редактор издательства Т. К. Лазарева

Переплет художника Т. Н. Погореловой

Художественный редактор В. В. Шутько

Технический редактор М. Е. Карева

Корректор С. Г. Барсукова

Сдано в набор 06.06.84. Подписано в печать 11.03.85. Т-07040.

Формат 60x90'/i6- Бумага кн.-жури. имп. Гарнитура «Литера­турная». Печать высокая. Усл. печ. л. 19,5. Усл. кр.-отт. 19,5.

Уч.-изд. л. 21,77. Тираж 2400 экз. Заказ 281/8854—6. Цена 1 р. 60 к.

Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19

Воздействие на продуктивность скважин

Продуктивность скважин — это характеристика добывающей скважины, которая определяет отбор полезного ископаемого и продуктивного пласта при ее эксплуатации.

Продуктивность скважины зависит от степени загрязненности призабойной зоны, физико-химических свойств горных пород, выбранного способа вскрытия, степени вскрытия пласта, ее диаметра, а также состава полезного ископаемого, гидродинамических параметров пласта, размера зоны дренирования, эффективности ее гидравлической связи с пластом.

Все факторы оказывают влияние на продуктивность скважины делятся на:

  1. Механические.
  2. Физико-химические.
  3. Термобарические.
  4. Физико-литологические.
Определение 2

Коллекторские свойства пород — это характеристика, которая определяет возможность горной породы вмещать и пропускать через себя жидкости и газы.

Коллекторские свойства пород во многом определяют степень продуктивности скважины. Данные свойства пород зависят от их структуры, порового пространства и минералогического состава. Одной из основных физико-литологических причин снижения проницаемости является разбухание глинистых пород, которое происходит из-за применения буровых растворов и заводнения скважины, производящегося для поддержания энергии пласта (внутрипластового давления).

К физико-химическим факторам, которые могут воздействовать на продуктивность скважины относятся отложения солей, асфальто-смолистых веществ на поверхности пород, а также образование эмульсий.

К термобарическим факторам, влияющим на продуктивность скважины относятся изменение давления или температуры, что становится причиной физико-химических факторов, а также изменение фильтрационных свойств полезного ископаемого и горных пород. Например, уменьшение температуры сопровождается увеличением вязкости нефти, падением степени ее подвижности и уменьшением производительности скважин. А при снижении пластового давления (уровня пластовой энергии) резко снижается проницаемость нефти через горные породы.

Готовые работы на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту Узнать стоимость

К механическим факторам воздействия на продуктивность скважины относятся засорение призабойной зоны пласта остатками механических примесей, глинистыми материалами, а также процесс кольматации, который характеризуется образованием непроницаемой корки на породах и оборудовании.

Методы увеличения продуктивности скважин

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы, увеличивающие продуктивность добывающих скважин. Такие методы делятся на:

  • Физические.
  • Химические.
  • Механические.

К химическим методам увеличения продуктивности скважин относится обработка призабойной зоны органическими растворителями, кислотами, химическими реагентами и поверхностно-активными веществами.

Основным способом химического метода увеличения продуктивности пласта является кислотная обработка. Кислотная обработка скважин заключается в подаче на забой скважины раствора кислот под определенным давлением. Попадая в поры и трещины горных пород, благодаря своим химическим свойствам, кислоты способствуют их расширению и образованию новых каналов, по которым нефть движется к скважине. Для этих целей в основном применяют водные растворы плавиковой и соляной кислот. При этом концентрация кислоты в растворе находится в диапазоне от 10 до 15 %. Длительность такой обработки зависит от температуры на забое скважины, химического состава горных пород, давления, под которым кислота поступает в скважину и генезиса горных пород продуктивного пласта и может длиться от 2 до 16 часов.

К механическим методам относятся: торпедирование, гидроразрыв пласта и гидропескоструйная перфорация.

Процесс торпедирования заключается в воздействии на продуктивный пласт взрывом. Для осуществления этого способа в скважине, напротив продуктивного пласта, размещается взрывчатка. При взрыве ударная волна проходит по скважине, что способствует разрушению отложений (парафина, солей и т.п.).

Гидроструйкая перфорация представляет собой процесс создания отверстий в горной породе, за счет струй жидкости и песка, создаваемых специальными перфораторами. По новообразовавшимся трещинам, порам и каналам нефть двигается к скважине. Аппарат спускают в скважину по насосно-компрессорным трубам, а вытекающая из него смесь из воды и песка разрушает колонну, цементное кольцо и горную породу (скорость струи достигает несколько сот метров в секунду), глубина отверстий может достигать одного метра (рис).

Рисунок 1. Гидроструйкая перфорация. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Гидравлически разрыв пласта производится с помощью закачки в пласт жидкости под давлением (около 60 МПа), из-за чего в горной породе образуются новые трещины, по которым движется нефти. Для укрепления этих трещит в них нагнетают пластмассовые шарики или песок.

К физическим методам воздействия на продуктивность скважины относятся вибровоздействие и тепловые обработки. Целью тепловых обработок является удаление из пласта парафина и других веществ, для чего применяют электронагреватели, горячую нефть, пар и т.п.

При вибровоздействии на призабойную зону скважины по жидкости в трещинах пород распространяются колебания, которые образуют новые трещины и поры в них, для движения полезного ископаемого.

Причины низкой продуктивности скважин в процессе бурения и эксплуатации скважин

При первичном вскрытии продуктивных пластов (бурении) фильтрационная способность призабойной зоны ухудшается в результате:

1. Уже на стадии бурения во время первичного вскрытия продуктивного пласта в призабойной зоне происходят необратимые процессы связанные с уплотнением, а иногда и пластической деформацией пород от бурового инструмента и горного давления, т.е. перераспределением внутренних напряжений в окружающей забой породе.

2. Проникновение фильтрата (дисперсионной среды) бурового раствора в поровое пространство вызывает:

- набухание глинистых компонентов призабойной зоны;

- при взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок;

- наличие фильтрата в призабойной зоне снижает фазовую проницаемость для нефти.

Глубина проникновения в пласт фильтрата может составлять порядка 3х метров.

3. Проникновение твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое пространство вызывает:

- кольматацию призабойной зоны, т.е. заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта дисперсионной и тонкодисперсионной фазами глинистого раствора с последующим ее закреплением в каналах порового пространства. Так исследованиями установлено, что проникновение частиц дисперсионной фазы наблюдается при

4. Фильтрация бурового раствора в призабойную зону сопровождается закреплением более крупных частиц на стенке скважины с образованием глинистой корки, что наблюдается при dп /d ч < 3.

Продуктивность скважины существенно зависит от оборудования забоя скважины и метода вторичного вскрытия продуктивного пласта, что вызывает гидродинамическое несовершенство по характеру вскрытия. Это зависит от метода перфорации, глубины и плотности перфорации.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в результате следующих факторов:

- эксплуатация скважин сопровождается нарушением термобарического равновесия в призабойной зоне (дроссельный эффект), что приводит к выделению из нефти растворенного газа, отложению парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство;

- призабойная зона существенно загрязняется при проведении текущего и капитального ремонтов в сквжинах в результате проникновения в нее жидкости глушения;

- приток нефти в скважину сопровождается выносом песка из призабойной зоны и образованием песчаных пробок, перекрывающих фильтр скважины;

- также можно выделить биологические факторы, обусловливающие загрязнение призабойной зоны продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий.

ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ

Продуктивность скважины — это то возможное количество жид­кости или газа, которое мы можем добыть из скважины и доставить потребителю. Продуктивность определяется дебитом скважины.

Все, что мы делаем на скважине, влияет на ее продуктивность. Любые наши действия (или бездействие) ведут к изменению дебита. При огромной трудоемкости и материалоемкости скважина является очень хрупкой. Скважинам очень легко нанести ущерб и потребуют­ся большие затраты для его исправления или ликвидации. Скважи­ны, на которых принято неверное решение, произведены неправиль­ные действия или просто не выполнены какие-либо операции, ведут к потере дебита, и следовательно к потере прибыли.

Какие меры нужно предпринять, чтобы заставить скважину рабо­тать с наибольшей отдачей? Что нужно сделать, чтобы не причинить ей ущерб?

Важным путем решения проблем является четкая работа специа­листа по ремонту скважин, который должен владеть процессом меха­низированной добычи, знать причины повреждения скважин и прак­тические методы, которые наилучшим образом ведут к правильному выбору, подготовке, запуску скважинного оборудования, увеличению его сроков эксплуатации, снижению повреждений скважин, и тем самым обеспечивают максимальную продуктивность.

Что определяет дебит скважины?

Факторы, влияющие на продуктивность работы скважины, пред­ставлены на рисунке 1.1 . Важнейшую роль в этом играет персонал, его знания и умения. Несомненно, на дебит скважины влияют при­родные условия, на которые мы с Вами влиять не можем, но можем реагировать. На продуктивность скважины влияет также оборудова­ние, и как оно используется, соответствует ли оно возможностям пла­ста в полной мере.

Влияние одних факторов очевидно, действие других может ска­заться через несколько лет, а то и десятилетий. Все факторы связаны

Факторы, влияющие на продуктивность скважин при механизированном способе эксплуатации

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Многообразие причин, вызывающих снижение продуктивности скважин , обусловливает необходимость проведения комплексной обработки призабойной зоны пласта, включающей тепловое, механическое и химическое воздействия. В определенной степени это требование выполняется при термогазохимичес-ком методе воздействия ( ТГХВ), который с 70 - х годов прошлого века активно внедрялся в производственную практику многих нефтегазодобывающих регионов.  [19]

Одной из основных причин снижения продуктивности скважин после ремонта является несоответствие геолого-техническим условиям применяемых жидкостей глушения. Жидкости глушения должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту и измерениям в скважине. Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического. Примером смешанного или химического воздействия является процесс глинизации пласта и его закупорки жидкостями. Механическое воздействие на пласт проявляется в закупорке пласта по стенке скважины и в призаоойной зоне, или в нарушении структуры пласта.  [20]

Общий недостаток описанных выше фильтров - снижение продуктивности скважин и сложность извлечения фильтров на поверхность. Кроме того, как свидетельствует опыт эксплуатации, фильтры с проволочной и сетчатой оплеткой имеют низкий коэффициент улавливания, а подвесные гравийные фильтры - высокие фильтрационные сопротивления.  [21]

Тс, возможно, еще коэффициента снижения продуктивности скважины при снижении ее забойного давления ниже давления насыщения а, при рс рнас.  [22]

Отложение неорганических солей - типичная причина снижения продуктивности скважин во многих нефтедобывающих районах - Среднем Приобье, Пермской области и др. В результате выпадения неорганических солей изменяется абсолютная проницаемость прискважинной области.  [23]

Было установлено, что одной из причин снижения продуктивности скважин с низкими пластовыми температурами и наличием в нефти смол, асфаль-тенов и парафинов является их отложение в призабойной зоне.  [25]

Защемление водной фазы в ПЗП отражается на снижении продуктивности скважин особенно в условиях низких пластовых давлений, что характерно для месторождений на поздней стадии разработки. Поэтому при проведении каких-либо операций по ремонту скважин, связанных с использованием технологических жидкостей для глушения продуктивного пласта, необходимо это учитывать.  [26]

Ухудшение коллекторских свойств призабойнсй зоны продуктивного пласта и снижение продуктивности скважин происходят не только в результате внешнего, искусственного отрицательного воздействия на пласт различными водными системами. Существуют и естественные факторы, влияющие не менее отрицательно на работу скважин.  [27]

Нередки случаи совместного действия гидратов и асфальтосмолопарафи-нов на снижение продуктивности скважин .  [29]

Отложения солей в призабойной зоне пласта приводят к снижению продуктивности скважины , в связи с чем уменьшаются темпы отбора жидкости, при этом отмечается значительное колебание дебитов, газового фактора и увеличивается время восстановления пластового давления.  [30]

Читайте также: