Анализ причин снижения продуктивности скважин

Анализ причин снижения продуктивности 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, ᴛ.ᴇ. 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, ᴛ.ᴇ. 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 dп /d ч > 3 и особенно сильно проявляется при dп /d ч ≥5. Исследованиями также установлено, что глубина кольматации зависит от соотношения диаметров пор (dп) и частиц (dч), от физико-химических свойств дисперсной среды, от репресии на пласт, от проницаемости пород и составляет по разным оценкам 5 - 6 см - для пород высокой проницаемости и 1.5 - 2 см - для пород с низкой проницаемостью, что способно снизить проницаемость продуктивного пласта на 30 - 50 %.

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, предопределяющие загрязнение призабойной зоны продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий.

 

2.2. Назначение кислотных обработок

Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения.

Различают несколько видов обработки скважин соляной кислотой:

· кислотные ванны,

· простые кислотные обработки,

· обработки под давлением,

· обработка углекислотой,

· пенокислотные обработки,

· Глинокислотная обработка.

На промыслах наиболее широко применяются первые три.

Кислотные ванны применяются в скважинах с открытым стволом для очистки забоя и стенок от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, смолистых веществ, парафина, продуктов коррозии и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуется. Объем кислотного раствора принимают равным объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала. Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам ее концентрации в

отработанном растворе. Обычно для 15 — 20% концентрации кислоты оно

Под давлением аналогична приведенной выше. Сначала на скважине проводятся подготовительные работы, включающие удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляцию обводнившихся интервалов, изучение продуктивного разреза для выявления местоположения высокопроницаемых (поглощающих) интервалов.

В зависимости от способа и времени перемешивания эмульсий можно регулировать их вязкость. Объем нефтекислотной эмульсии для закачки в высокопроницаемые пропластки устанавливают обычно равным 1,5 — 2,5 м3 на 1 м толщины пласта.

Углекислотная обработка улучшает фрикционные характеристики коллектора призабойной зоны пласта (ПЗП) при наличии осадков из асфальтосмолистых веществ. Данная обработка применяется на нефтяных и в нагнетательных скважинах. Значительно увеличивается дебит нефтяных и повышается приемистость нагнетательных скважин.

Пенокислотная обработка имеет ряд преимуществ перед обычной обработкой: кислотная пена значительно медленнее растворяет карбонатные породы, способствуя более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; кислотная пена обладает меньшей плотностью (400 — 800 кг/м3) и большей вязкостью, чем обычная кислота, что позволяет повысить охват воздействием по толщине пласта; присутствие ПАВ и сжатого воздуха в кислоте способствует улучшению условий притока нефти (снижается поверхностное натяжение на границе отработанный раствор - нефть) и значительно облегчается освоение скважины (при понижении давления после обработки сжатый воздух увеличивается в объеме).

Глинокислотная обработка производится в терригенных коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. Глинокислотные растворы могут

быть использованы для проведения кислотных ванн, простых, массированных и направленных обработок пласта. Состав раствора выбирается после лабораторных опытов с образцами пород данного месторождения. При этом исследуется и возможность двухрастворной – соляно - кислотной и глинокислотной - обработки пласта.
Глинокислотная обработка наиболее эффективна в коллекторах, состоящих из песчаника с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот.

Анализ причин снижения продуктивности 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, ᴛ.ᴇ. 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, ᴛ.ᴇ. 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 dп /d ч > 3 и особенно сильно проявляется при dп /d ч ≥5. Исследованиями также установлено, что глубина кольматации зависит от соотношения диаметров пор (dп) и частиц (dч), от физико-химических свойств дисперсной среды, от репресии на пласт, от проницаемости пород и составляет по разным оценкам 5 - 6 см - для пород высокой проницаемости и 1.5 - 2 см - для пород с низкой проницаемостью, что способно снизить проницаемость продуктивного пласта на 30 - 50 %.

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, предопределяющие загрязнение призабойной зоны продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий.

 

2.2. Назначение кислотных обработок

Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения.

Различают несколько видов обработки скважин соляной кислотой:

· кислотные ванны,

· простые кислотные обработки,

· обработки под давлением,

· обработка углекислотой,

· пенокислотные обработки,

· Глинокислотная обработка.