Системный подход к обработкам ПЗС

СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ОБРАБОТКАМ ПЗС

1. интенсифицирует выработку слабо дренируемых запасов углеводородов из неоднородных коллекторов:

1. запасы углеводородов на участках залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами, обусловленными геологической характеристикой,

2. запасы в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью,

3. запасы на участках, на которых возможны какие-либо осложнения в эксплуатации скважин;

2. определяет принципы получения максимального эффекта при использовании МУПС

Для определения вида воздействия

1.месторождение делится на характерные участки

2.в начальный период разработки участка проводят работы по увеличению продуктивности скважин

3.в последующем при обводнении участка — мероприятия по регулированию (ограничению) водопритоков

Основные принципы системной технологии

1. одновременность обработки ПЗ НС и ДС в пределах выбранного участка

2. массовость обработок ПЗС участка

3. периодичность обработок ПЗС

4. этапность обработок ПЗ скважин, вскрывших неоднородные коллекторы

5. адекватность обработок ПЗС геолого-физическим условиям, коллекторским и ФЕС системы в ПЗС и в целом по участку

Очередность обработок

• должна обеспечивать их наибольшую технологическую и экономическую эффективность не столько в каждой конкретной скважине, сколько в целом по участку

Первоочередному воздействию подвергаются

• ПЗ скважин, формирующих основные направления фильтрационных потоков (можно своевременно изменять эти направления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон и повышения охвата объекта заводнением)

Выбор скважин ДЛЯ ОПЗ определяется

величиной остаточной нефтенасыщенности (методы промысловой геологии и геофизики; результаты ГДИС)

расстоянием остаточных запасов нефти от забоя добывающих скважин

Методы кислотного воздействия

• основаны на способности кислот растворять горные породы или цементирующий материал

 

 

КИСЛОТНЫЕ ВАННЫ

Проводятся в скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения

Основная цель кислотных ванн - очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц (при цементировании обсадной колонны выше продуктивного горизонта), отложений кальцитовых солей пластовой воды

Объем кислотного раствора - объем скважины от подошвы до кровли коллектора

Концентрация раствора - 20% (при кислотных ваннах не происходит перемешивания раствора на забое)

Время нейтрализации 16-24 ч.

Назначение обычной СКО

• закачка кислоты в пласт на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой (увеличивается проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины)

 

ТЕХНОЛОГИЯ ОБЫЧНОЙ СКО

• Восстанавливают циркуляцию жидкости в скважине, проверяют приемистость пласта закачкой ТЖ

• Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину при открытой затрубной задвижке

• По достижении кислотой верхних перфорационных отверстий затрубная задвижка закрывается, и дальнейшая закачка кислоты (оставшейся в трубах и фильтровой части скважины) производится под давлением до полной продавки ее в пласт и от 1 до 2 м³ дополнительно. Закачка кислоты в скважину и продавливание ее в пласт производится на максимально возможных скоростях при наличии приемистости

• Продавливание кислоты в пласт продавочной жидкостью в объеме НКТ, межтрубного пространства от низа НКТ до кровли пласта и от 1 до 2 м³ дополнительно. При этом давление продавливания не должно превышать допустимого давления на эксплуатационную колонну

• Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с породой. При концентрации: НСL до 15 % (от 3 ч до 4 ч,) до 24 % - от 2 ч до 3 ч; глинокислоты в песчаниках (в т.ч. заглинизированных) и алевролитах - от 1 до 2 ч. Время реагирования считают с момента окончания продавки кислотного состава

После реагирования кислоты в ДС

• производят очистку ПЗС от продуктов реакции и остатков кислоты (свабом, компрессором, бустерной установкой), для исключения их попадания в нефтесборный коллектор

1. Объем извлеченной из скважины жидкости составляет не менее одного объема скважины плюс полтора объема всех закачанных при обработке рабочих жидкостей (буферная жидкость, кислотный раствор, продавочная жидкость)
2. устанавливают значения рН-показателя, выносимой из скважины жидкости в пределах, соответствующих значению рН пластовой жидкости эксплуатируемого горизонта до кислотной обработки. Измерение проводят переносным рН-метром или индикаторной бумагой

После СКО

• В ызывают приток и осваивают скважину, проводят ГДИС, п о результатам которых до обработки и после судят о технологическом эффекте

в нагнетательных скважинах

• вымывание продуктов реакции и остатков кислоты из скважины допускается не производить, а заполнить ствол скважины и продавить дальше в пласт последующей закачкой жидкости в объеме не менее 6 м³. Допускается продавливание продуктов реакции в пласты жидкостью из водовода

• после закачки кислоты и времени реагирования скважина ставится под закачку

При закачке через пакер необходимо

• чтобы объем кислоты был на 100-150 л меньше объема НКТ (при отсутствии приемистости скважины), и закачку ее производят до посадки пакера

• объем кислоты продавливается в НКТ продавочной жидкостью в объеме 100-150 л

• закрывается центральная задвижка

• отсоединяется нагнетательная линия

• проводится посадка пакера и герметизация устья

• подсоединяется нагнетательная линия, и продолжается закачка оставшегося объема продавочной жидкости

При отсутствии приемистости

• оставляют кислотную ванну на время до 0,5 ч, с периодическим поддавливанием в течение этого времени свежей порцией кислоты

• Если кислотная ванна не дает положительного результата, то кислоту и продукты реакции вымывают обратной промывкой через желобную емкость в объеме закачанной кислоты плюс полтора объема НКТ

• После появления кислоты (определяется по цвету) жидкость из скважины направляют в кислотовоз

• По окончании выхода кислоты жидкость из скважины вновь направляют в желобную

Анализ профилей притока продуктивного карбонатного пласта

• показывает, что работающая его часть зачастую не превышает 30-50 %

• При применении существующих способов обработки пласта НСL поглощается дренированными зонами пласта, а неработающие участки так и остаются необработанными

• Для обработки неработающих участков пласта необходимо предотвратить поступление и уход кислоты в хорошо проницаемую, работающую часть пласта. Этого можно достигнуть поинтервальной кислотной обработкой с использованием пакеров Эта технология сложна, требует значительных затрат времени и средств, поэтому применяется в ограниченных масштабах

Направленное солянокислотное воздействие (НСКВ)

• Позволяет временно блокировать дренированную часть пласта высоковязкой системой, не реагирующей с кислотой, но легко растворяемой нефтью - обратной эмульсией (ОЭ), имеющей широкий диапазон регулирования вязкости: от нескольких сантипуаз до нетекучего состояния

Технология НСКВ для ДС

• 1. Спускают колонну НКТ с воронкой или с пером до искусственного забоя

• 2. Промывают забой скважины нефтью в объеме ствола скважины

• 3. Устанавливают башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже перфорированной части пласта

• При приемистости < 1,1 закачивают в пласт кислоту объемом до 1,0 м³

• 4. При открытой задвижке на межтрубье закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию и продавливают ее в межтрубье до верхних перфорационных отверстий

• 5. Закрывают задвижку на межтрубье и продавливают ОЭ в зону пласта кислотой до башмака НКТ

Технология НСКВ для ДС

• 6. Открывают задвижку на межтрубье и продавливают кислоту до верхних перфорационных отверстий. Этой операцией удаляется из затрубья часть ОЭ, которая осталась там после продавки ее в пласт

• 7. Закрывают задвижку на межтрубье и продавливают кислоту нефтью в неработающие участки пласта

• 8. Закрывают задвижку на НКТ и оставляют скважину для реагирования на 2-3 часа

• 9. Производят свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта

• 10. Поднимают колонну НКТ, спускают насосное оборудование и пускают скважину в работу

При необходимости установления технологического эффекта

• выполняют комплекс ГДИС по определению коэффициента продуктивности и профиля притока

Скорость реакции кислоты

• характеризуется временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит от температуры и давления

• в зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60°С

• Изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НСL не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С

Количество ингибированной соляной кислоты и воды для приготовления 1 м³ раствора

Расчет СКО для известняка

• СаСО₃ + 2НСL = СаСL₂ + Н₂О + СО₂ ↑

и ли в количественных соотношениях

(40+12+3×16) + 2(1+35,5)=(40+2×35,5) + (2×1+16) + (12+2×16)

100г + 73г = 111г + 18г + 44г

• При растворении 100 г известняка 73 г чистой HCl получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 18 г воды и 44 г углекислого газа. На 1 кг известняка надо израсходовать 730 г. чистой HCl.

 

• 1 л 15%-ного раствора кислоты содержит 161,2 г чистой HCl. Следовательно, для растворения 1кг известняка потребуется:

 

Расчет СКО для доломита

• CaMg(CO₃)₂ + 4HCL = СаСL₂ + MgCL₂ + 2H₂O + 2СО₂ ↑

(40+24,3+2(12+3×16))+4(1+35,5)=(40+2×35,5)+(24,3+2×35,5) +2(2×1+16) + 2(12+2×16)

184,3 +146 г = 111 г + 95,3 г + 36 г + 88 г

• При растворении 184, 3 г доломита 146 г чистой HCl получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 95.3 г растворимой соли хлористого магния, 36 г воды и 88 г углекислого газа.

• Для растворения 1 кг доломита потребуется кислоты

 

 

• или 15%-ного раствора HCl:

 

ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

• предназначена для повышения эффективности КО карбонатных коллекторов, когда в процессе эксплуатации скважин в ПЗ отлагаются АСПВ, удаление которых возможно в процессе промывки после их расплавления за счет экзотермической реакции взаимодействия раствора НСL с магнием

Mg + 2HCL = MgCL₂ + H₂ ↑ + Q_T

Расчет ТКО

• Mg + 2HCL = MgCL₂ + H₂ ↑ + Q_T

24,3+2(1+35,5)=(24,3+2·35,5)+2.

• При взаимодействии 73 г чистой НСL с 24,3 г Mg происходит полная нейтрализация раствора, при которой выделяется 461,38 кДж тепловой энергии.

• При взаимодействии 1 кг Mg с раствором HCL (15%) выделяется 18 987 кДж теплоты.

• количество 15%-ного раствора НС1 для растворения 1 кг магния:

 

• Для растворения 1 кг магния потребуется у=3004/161,2= 18,61 л 15%-ного раствора НС1

Необходимое количество 15%-ной соляной кислоты для получения различных температур раствора (на 1 кг магния):

Количество НСL, л……………………………..50 60 70 80 100

Температура раствора, ⁰С….……………… 120 100 85 75 60

Остаточная концентрация НСL,%…… 9,6 10,5 11 11,4 12,2

Форма Мg при ТКО

• При давлениях> 3 Мпа, рекомендуется применять магний в виде стружки (чем больше давление, тем магниевая стружка должна быть мельче и тоньше)

• При давлении 1÷3 Мпа – в виде брусков квадратного и круглого сечения - чем ниже давление, тем площадь поперечного сечения этих брусков может быть больше.

• при давлении до 1 Мпа используются бруски с площадью 10-15 см²

• При давлении от 1 до 3 Мпа размеры брусков уменьшают так, чтобы площадь сечения каждого была 1-5 см²

• Температура нагрева жидкости регулируется количеством магния и скоростью закачки кислотного раствора

Скважинный реактор для ТКО

• 1 — резьба для соединения с НКТ; 2 — камера для загрузки магния; 3 — решетка; 4 — конус; 5 — отверстие для выхода нагретых жидких продуктов реакции; 6 — термометр

Этапы проведения ТКО

1. Термическая обработка. Рассчитываются такие количества магния и кислотного раствора, чтобы произошла полная нейтрализация по магнию, а температура поднялась до расчетной величины, достаточной для расплавления в ПЗС АСПО. Частично непрореагировавшая кислота обрабатывает только пристенную зону ПЗС, не проникая глубоко в пласт. Основное химическое воздействие осуществляется на втором этапе

2. Термокислотная обработка. Количество кислотного раствора берется существенно большим, чем при термической обработке

Расход магния на одну обработку от 40 до 100 кг, расход 15% кислотного раствора — до 10 м³

• С целью снижения коррозии металла кислотный раствор ингибируется формалином (0,5% по объему), а стабилизируется уксусной кислотой (до 1,5% по объему). При такой обработке использование уникола нежелательно, т.к. он снижает скорость растворения магния

Терригенные коллекторы

• содержат малое количество карбонатов (1÷5% по массе)

• Основная масса таких коллекторов представлена силикатными веществами (кварц) и алюмосиликатами (каолин)

Реакция алюмосиликатов с HF

H₄Al₂Si₂O₉ + 14HF = 2ALF₃ + 2SiF₄ +9H₂O (4+2·27+2·28+9·16)+14(1+19)=2(27+3·19)+2(28+4·19)+9(2+16)

258 + 280 = 168 + 208 + 162

• Для растворения 1 кг алюмосиликата (каолина) необходимо HF

 

• 4%-ный раствор HF в 1 л раствора содержит 40 г чистой HF. Количество 4%-ного раствора HF, необходимое для растворения 1 кг H₄Al₂Si₂O₉ составит:

•

 

СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ОБРАБОТКАМ ПЗС

1. интенсифицирует выработку слабо дренируемых запасов углеводородов из неоднородных коллекторов:

1. запасы углеводородов на участках залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами, обусловленными геологической характеристикой,

2. запасы в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью,

3. запасы на участках, на которых возможны какие-либо осложнения в эксплуатации скважин;

2. определяет принципы получения максимального эффекта при использовании МУПС

Для определения вида воздействия

1.месторождение делится на характерные участки

2.в начальный период разработки участка проводят работы по увеличению продуктивности скважин

3.в последующем при обводнении участка — мероприятия по регулированию (ограничению) водопритоков

Основные принципы системной технологии

1. одновременность обработки ПЗ НС и ДС в пределах выбранного участка

2. массовость обработок ПЗС участка

3. периодичность обработок ПЗС

4. этапность обработок ПЗ скважин, вскрывших неоднородные коллекторы

5. адекватность обработок ПЗС геолого-физическим условиям, коллекторским и ФЕС системы в ПЗС и в целом по участку

Очередность обработок

• должна обеспечивать их наибольшую технологическую и экономическую эффективность не столько в каждой конкретной скважине, сколько в целом по участку

Первоочередному воздействию подвергаются

• ПЗ скважин, формирующих основные направления фильтрационных потоков (можно своевременно изменять эти направления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон и повышения охвата объекта заводнением)