ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАБОТ ПО СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН
Анализ эффективности применяемых методов
Выполнена оценка эффективности соляно – кислотного воздействия на Ватьегансоком месторождении за период с 2010 по 2012 год.
Полученные результаты по проведению СКО приведены в таблице 4.1 и на рисунке 4.1. Объём добытой нефти рассчитывалась по изменению показателей во время разработки, базовым был выбран период – период постоянной добычи до начала обработки сроком от 3 - х месяцев до 1 года.
Таблица 4.1 – Результаты внедрения МИДН Ватьегагнском месторождении за период 2010 - 2012 года8
| Технология | Годы внедрения | Количество обработок | Тип скважины | Дополнительная добыча нефти, тыс. т | Удельная эффективность тыс. т/скв. | |||
| Технологии интенсификации добычи нефти | ||||||||
| Соляно - кислотная обработка | 2010 -2012 | 7 | добывающая | 3,8 | 0,5 | |||
| Глино - кислотная обработка | 2011 | 1 | добывающая | 1,3 | 1,3 | |||
| Закачка КЗД | 2011 | 1 | добывающая | 1,9 | 1,9 | |||
| Технологии по увеличению приемистости нагнетательных скважин | ||||||||
| Соляно-кислотная обработка | 2012 | 8 | нагнета -тельная | 1,7 | 0,2 | |||
| Глинокислотная обработка | 2012 | 10 | нагнета -тельная | 0,6 | 0,1 | |||
| Всего по технологиям увеличения приемистости | 18 | 2,3 | 0,2 | |||||
| Всего по технологиям | 43 | 134,9 | 3,1 | |||||
Результаты проведения мероприятий по скважинам приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Результаты внедрения МИДН по скважинам Ватьеганского месторождения за период 2010 - 2012 года9
|
|
|
| Технология | Объект | Номер скважины | Дата обработки | Тип скважины | ДДН, т | Продолжи-тельность эффекта, мес. | |||
| Технологии интенсификации притока | |||||||||
| КЗД | СТур | 3132 | 15.05.11 | добывающая | 1 915 | 20+ | |||
| Соляно-кислотная обработка | СТур | 3295 | 20.05.10 | добывающая | 85 | 6 | |||
| Dпаш | 3170 | 23.01.12 | добывающая | - | - | ||||
| 3276 | 10.11.12 | добывающая | 38 | 2+ | |||||
| 3449 | 30.12.11 | добывающая | 628 | 13+ | |||||
| 3485 | 10.11.11 | добывающая | 158 | 6 | |||||
| Соляно-кислотная обработка | Dпаш | 3501 | 26.09.12 | добывающая | - | - | |||
| итого по пласту Dпаш: 5 обработок | 824 | ||||||||
| Dбск | 3216 | 08.10.11 | добывающая | 2 905 | 15+ | ||||
| Всего по СКО: | 7 обработок | 3 814 | |||||||
| ГКО | Dпаш | 3213 | 29.06.11 | добывающая | 1 297 | 19+ | |||
| Соляно - кислотная обработка | СТур | 3134 | 19.02.12 | Нагнета -тельная | 1 136 | 11+ | |||
| 09.05.12 | |||||||||
| 30.09.12 | |||||||||
| 3166 | 31.03.12 | Нагнета -тельная | 545 | 5 | |||||
|
| итого по пласту СТур | 4 обработки | 1 681 |
| |||||
| Dпаш | 3460 | 15.09.12 | Нагнета -тельная | - | - | ||||
| 3483 | 19.08.12 | ||||||||
| 3486 | 17.08.12 | Нагнета -тельная | 15 | 4 | |||||
| 3404 | 11.08.12 | Нагнета -тельная | - | - | |||||
| итого по пласту Dпаш | 4 обработки | 15 | |||||||
Рисунок 4.1 – Распределение объемов внедрения и удельной дополнительной добычи нефти по технологиям за период 2010 - 2012 года3
|
|
|
В 2012 году проводились ГТМ по восстановлению приёмистости нагнетательных скважин объекта D путём кислотного воздействия на ПЗП. Трудность в оценке эффекта кроется в подборе достаточной численности добывающих скважин для реагирования, в связи с тем, что почти на большинстве скважин находящихся в зоне очага воздействия в эти же временные периоды проводились другие мероприятия или ремонты. В большинстве нагнетающих скважин, после проведенного воздействия, при отсутствии или невозможности расчёта эффекта по близлежащим добывающим скважинам, приёмистость и, соответственно, объёмы закачиваемой жидкости незначительно увеличивались. Исключение составили скважины № 131, 132, 137 БКТ, в данных скважинах эффекта не было вовсе. В общем проведено 13 обработок: 10 - ГКО, из которых 4 эффективны и 4 - СКО, эффект получен от одной скважино - обработки. Удельная эффективность в целом по методу составляет 49 т/скв.- обработку
(ГКО - 67 т/скв.- обработку, СКО - 15 т/скв.- обработку).
Объём дополнительно добытой нефти от технологий направленных на повышение приёмистости нагнетательных скважин составила 689 тонн.
|
|
|
Для повышения продуктивности скважин, провели 2 воздействия соляной кислотой, в результате был получен прирост в среднем
2,4 т/сут, удельная эффективность составила 1,0 тыс. тонн на одну обработку. Объём дополнительно добытой нефти равен 2 тыс. тонн.
Одна обработка (скважина № 132) была проведена, используя кислоту с замедленной скоростью реакции с породой СНПХ - 9010. Кислотный золь, образованный после реакции «замедленной» кислоты с карбонатами слагающими породу, образовался защитный слой геля на поверхности породы, что замедляет скорость реакции [8]. Кроме того, кислотные золи обладают свойствами коллоидных растворов, то есть они снижают коэффициент диффузии иона водорода. Увеличение глубины кислотной обработки происходит за счёт многократного снижения скорости реакции кислоты с карбонатами в породе. На основании проведенных испытаний было доказано, что состав СНПХ - 9010 имеет время растворения в 5 раз больше, чем соляная кислота (4,0 - 6,4 часа против
0,4 - 1,3 часа).
При внедрении данной технологии на порово - кавернозных известняках турнейского яруса получены положительные результаты: начальный прирост дебита нефти по скважине составил 4,6 т/сут (рисунок 4.3), эффект продолжается более
20 месяцев.
|
|
|
Результатом простого соляно - кислотного воздействия на пласт является небольшой прирост дебита - 0,2 т/сут, с продолжительностью эффекта в 6 месяцев.
Четыре соляно - кислотных воздействия проведено на 2 - х нагнетательных скважинах с целью повышения приёмистости. Целью трёх обработок на скважине 3166 является получение высокой эффективности, которая впоследствии была достигнута. В следствии обработки объём дополнительно добытой нефти составил 1,1 тыс. тонн, эффект продолжается. За 5 месяцев после соляно - кислотного воздействия в скважине 3166 дополнительно добыто 545 тонн нефти. В целом в результате проведения ГТМ, с целью повышения приёмистости нагнетательных скважин дополнительно получено 1,6 тыс. тонн нефти. В среднем удельная эффективность составила 0,42 тыс. тонн на обработку.
Рисунок 4.2 – Фактические показатели добычи нефти скважины № 132 до и после проведения закачки СНПХ – 9010
В июне 2012 года на гидроразрыв в скважине 216 (объем обработки: 10 м3 15 % HCl + 20м3 гидрохлористый алюминий). Прирост дебита составил 2,5 т/сут, Объём дополнительно добытой нефти составляет 561 тонну. Эффект продолжается.
Программа применения МИДН
Руководствуясь обобщением и полученным опытом, с его последующим анализом, использования ГТМ, с целью повышения объёма добываемой нефти на Ватьеганском месторождении и нефтяных месторождениях для определённых геолого - промысловых условий месторождения применимы следующие методы воздействия:
– принимая во внимание особенности терригенных коллекторов верхнего девона на добывающих скважинах глино - кислотные воздействия, внедрение водоизолирующих составов (полимеры, синтетические смолы и другие), для воздействия на нагнетательные скважины - глино - кислотные воздействия;
– учитывая факторы турнейского яруса и его карбонатных отложений, а также бийского горизонта для воздействия на добывающие скважины - соляно - кислотные обработки, закачка «медленной» кислоты, полимер - кислотное воздействие (ПКВ); для обработки нагнетательных скважин – соляно - кислотные обработки;
– учитывая факторы терригенного отложения тульского горизонта для воздействия на добывающие скважины - глино - кислотные обработки.
4.2.1 Применение МИДН в условиях терригенных коллекторов тульского горизонта и терригенной толщи девона
Разработка терригенных коллекторов Ватьегонского месторождения сопровождается систематическим проведением мероприятий по интенсификации добычи нефти - в добывающих скважинах и для увеличения приёмистости - в нагнетательных скважинах. Накоплен достаточный опыт для получения статистических результатов оценки проводимых мероприятий с целью рекомендации для дальнейшей разработки месторождения.
Исходя из результатов, полученных при анализе параметров данного месторождения, принято решение, для терригенной толщи девонского горизонта и всего тульского горизонта, наиболее подходящей для обработки призабойной зоны (ПЗП) скважины является глино - кислота. Данная разновидность кислотной обработки также подходит для повышения приёмистости нагнетающих скважин на объектах верхнего девона.
Глино - кислота является наилучшим кислотным раствором, который может в полной мере удовлетворить цели обработки призабойной зоны скважин имеющих терригенные включения, так как он способен разлагать силикатные породообразующие материалы: силикаты алюминия глинистого цемента песчаников, силикаты алюминия глинистого раствора, которые задавливаются в поровое пространство призабойной зоны в процессе бурения продуктивного пласта. Рассмотрение результатов позволяет прийти к выводам, являющимся немаловажными для практики воздействия на пласт:
1) в случае присутствия остаточной кислотности рабочего раствора коагуляции золей кремневой кислоты опасаться не стоит, если в смеси кислот было взята плавиковая кислота концентрацией не превышающий 5 % от всего количества раствора;
2) большая концентрация соляной кислоты в смеси может привести к повышению скорости реакции, поэтому следует брать соляную кислоту концентрацией от 8 до 10 % от общего объёма рабочего раствора;
3) во избежание коагулирования золей кремневой кислоты, стоит процес проводить таким образом, чтобы была возможность избежать полной нейтрализации общей кислотности раствора породой пласта. Самым легким способом достижения этого является предварительная промывка обрабатываемой зоны раствором соляной кислоты, с целью выщелачивания карбонатных материалов и только после этого подавать раствор, содержащий плавиковую кислоту.
4.2.2 Применение МИДН в условиях карбонатных коллекторов турнейского яруса и бийского горизонта.
Основываясь на опыте проведённого анализа методов интенсификации добычи нефти, на карбонатах слагающих турнейский ярус и бийский горизонт сделан вывод о том, что для данных горизонтов наиболее эффективным является соляно - кислотная обработка, с различными модификациями (нефтекислотные, большеобъёмные, поинтервальные, «медленные» кислоты и так далее) Из - за необходимости избирательного изолирования водоносных горизонтов коллектора необходимо проведение полимер - кислотного воздействия (ПКВ). Для нагнетающих скважин, с целью повышения приёмистости, приятно решение использовать обычную кислотную обработку. Выбранные методы ГТМ для карбонатных пород Ватьеганского месторождения показали хорошую эффективность. Число рекомендуемых МИДН заложено в результате проведённого анализа фактических значений и напрямую связано с числом скважин добывающего фонда, обводнённости и потенциала эксплуатируемых скважин для проведения ОПЗ согласно критериям применения выбранного метода. Обработка скважины кислотой связано с закачкой кислоты под давлением в забой. Раствор кислоты под давлением закачивается в поровые каналы пласта - коллектора, а именно в мелкие поры, трещины и, растворяя породы, расширяет их. Однако в этот же момент образуется также и новые каналы, через которые нефть будет проходить при её течении к забою. Как правило, применяют кислоту с концентрацией от 10 до 15 %, так как она очень хорошо растворяет известняки, карбонизированные песчаники, а также карбонатные отложения загрязняющие породу.
Продолжительность кислотной обработки (КО) скважин определяется множеством факторов: значения температуры на забое, генезиса пород продуктивного пласта, их физико - химического состава, концентрированности раствора, давления, под которым происходит закачка кислоты.
Технологический процесс КО скважины состоит из заполнения кислотным раствором скважины, продавки её в пласт во время герметизации устья скважины закрытием задвижки. После завершения продавливания кислотного раствора скважину оставляют под давлением, для прохождения реакции кислотного раствора с породой.
Главным образом кислотный раствор реагирует с карбонатными материалами, находящимися в составе породы в определённых количествах.
Полимер - кислотное воздействие на скважину, позволяет получить больший объём нефти из скважины и в этот момент ограничивает приток воды. Сущность данной обработки основана на закачке в ПЗП одной трети расчётного объёма хлорида алюминия. Данное соединение заполняет часть коллектора с высокой проницаемостью. Следующей закачивают разделяющую жидкость, состоящую из нефти объёмом 0,5 м3 на каждый метр эффективной толщи коллектора, и расчётный объём реагента. Во время прокачки полимера в ПЗП начинает увеличиваться давление и снижаться приёмистость скважины, это связано с насыщением каналов с высокой проницаемостью и последующим образованием в них геля, далее начинается закачка буфера нефти и остальная часть объёма, а именно две её трети, хлорида алюминия. Следующим шагом является продавка реагентов в пласт нефтью. Скважина закрывается на 24 часа для проведения реакции. По окончании процесса реакции закачивают соляную кислоту и следующим этапом продавливают её в пласт, используя для этого нефти. Кислота превращает полимер в твердую субстанцию, что предотвращает размыв его и позволяет в дальнейшем добывать нефть из нефтенасыщенной толщи.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 748; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!