47 Работа скважин в осложненных условиях

Постепенное истощение активных запасов нефти на большинстве месторождений России (в их числе Ромашкинское, Арланское, Мамонтовское, Самотлорское и др.) сформировало понятие периода поздней стадии разработки объекта. Он характеризуется накоплением различных признаков техногенного воздействия на пласт вследствие нагнетания воды, охлаждения пластов, применения микробиологических, физико-химических и других методов вытеснения нефти, ведущих к ухудшения фильтрационных характеристик пластовых коллекторов и флюидов. Поздняя стадия выработки основных запасов нефтяных месторождений страны обусловила также необходимость особого подхода к технике и технологии добычи нефти для решения старых и новых проблем. Интенсивный коррозионно-механический износ подземного глубинно-насосного

оборудования (ГНО) приводит к его сквозному разрушению. Образование отложений в иризабойной зоны пласта (ПЗП) приводит к снижению проницаемости в этой части коллектора и к неоднородностям профилей притока и приёмистости. Загрязнение насосно-компрессорных труб (НТСТ) существенно уменьшает их фактический диаметр, что значительно снижает текущий дебит скважин. Твёрдые отложения забивают проточные части установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), так же как и установок штанговых глубинных насосов (УШГН), что приводит к выводу их из строя.

Компонентный состав имеющихся в настоящее время скважинных твёрдых и жидких отложений характеризуется резким увеличением содержания смолистоасфальтовых составляющих, гидратов, солей, продуктов коррозии и образованием эмульсий.

Таким образом, добыча обводнённой нефти в интенсивно-искривлённых скважинах приводит к преждевременному выходу из строя нефтепромыслового оборудования и ремонтам скважин из-за износа, роста динамических нагрузок, коррозии металла оборудования, увеличивает расход электроэнергии, требует дополнительных материальных и трудовых затрат, т.е. в целом приводит к

ухудшению технико-экономических показателей работы нефтедобывающих предприятий и компаний в целом.

Применяемые методы воздействия, препятствующие отложению солей, АСГТО и коррозии, в основном базирующиеся на кислотных обработках в сочетании с использованием лучших известных ПАВ и ингибиторов коррозии, оказались недостаточно эффективны.

С учётом изложенного, назрела необходимость совершенствования существующих и создания новых технологий добычи нефти для скважин осложнённого фонда на поздней стадии их эксплуатации.

К осложняющим факторам относятся растущие скорости усталостно-коррозионного разрушения ГНО и работа подземного оборудования в условиях роста обводнённости и механических засорений.

48 Контроль за текущим состоянием коллекторских свойств пласта в скважине

Коллекторские свойства - это способность горн. пород пропускать через себя жидкие и газообразные флюиды и аккумулировать их в пустотном пространстве. Осн. параметры: проницаемость, ёмкость, флюидонасыщенность. Проницаемость г. п. - наиболее важный параметр коллектора, определяющий потенциальную возможность извлечения из породы нефти и газа. Породы, способные при гидростатич. давлениях пропускать жидкие и газообразные флюиды через сообщающиеся пустоты, наз. проницаемыми. Скорость и направление течения флюида связаны c особенностями геометрии порового пространства коллектора, c интенсивностью, ориентировкой, сообщаемостью трещин, a также физ.-хим. свойствами флюида. Проницаемость существенно зависит от размеров, извилистости поровых каналов и трещиноватости пород. Проницаемость пористой среды для многофазных систем ниже, чем для однофазных. Процесс движения жидкостей или газов в трещинно-пористых средах подчиняется линейному закону фильтрации Дарси, где проницаемость г. п. выражается через коэфф. пропорциональности K (м² или Д).          Различают абсолютную, эффективную и относит. проницаемости. Абсолютная (физическая) Ka - проницаемость при фильтрации однородной жидкости или газа; определяется геометрией порового пространства и характеризует физ. свойства породы. Эффективная Kэф - способность породы пропускать флюид в присутствии др. насыщающих пласт флюидов; зависит от сложности структуры порового пространства, поверхностных свойств, наличия глинистых частиц. Относительная Kэф/Ka - возрастает c увеличением насыщенности породы флюидом и достигает макс. значения при полном насыщении; для нефти, газа, воды колеблется от нуля при низкой насыщенности до единицы при 100%-ном насыщении.          Общую ёмкость пород-коллекторов составляют пустоты трёх осн. типов, различающихся по генезису, морфологии, условиям аккумуляции и фильтрации нефти и газа. Общая ёмкость г. п. характеризуется суммарным объёмом пор, каверн, трещин. Определяют три вида Пористости г. п.; общую, открытую, эффективную. Общая пористость - объём сообщающихся и изолированных пор; открытая - объём сообщающихся между собой пор, заполняющихся флюидом при насыщении породы под вакуумом, она меньше общей на объём изолир. пор; эффективная - характеризует объём, занятый подвижным флюидом; она меньше открытой на объём остаточных флюидов. Величина пористости оценивается отношением объёма пор к объёму породы и выражается в процентах или в долях единицы.          Трещиноватость г. п. значительно повышает их фильтрац. свойства; ёмкость трещин 0,1-0,5%, в карбонатных породах за счёт растворения и выщелачивания существенно увеличивается - 1,5-2,5%.          Кавернозность - вторичная пустотность, образовавшаяся в растворимых карбонатных породах. Пo генезису и значимости для запасов выделяют унаследованную и вновь образованную кавернозность. Унаследованная кавернозность развивается в пористо- проницаемых разностях c благоприятной структурой пор; вновь образованная кавернозность - в первичноплотных породах (см. Карст, Кавернометрия).          Остаточная водонефтенасыщенность характеризует неизвлекаемую часть флюидов. Остаточные флюиды занимают в породе микропоры и снижают величину полезной ёмкости коллектора.          Кол-во и характер распределения остаточной (связанной, погребённой) воды зависит от сложности строения пористой среды, величины уд. поверхности, a также от поверхностных свойств породы (гидрофильности и гидрофобности). Кол-во остаточной воды в породах разл. литологич. состава изменяется от 5 до 70-100%. B песчано-алевритовых породах содержание остаточной воды увеличивается при наличии большой глинистости. Заполнение и вытеснение флюидов в пластах зависят от особенностей строения ёмкостного пространства г. п. (т.к. размер, форма, сообщаемость разл. видов пустот предопределяют режим фильтрации жидкостей и газов), от степени проявления капиллярных сил, от характера распределения остаточных флюидов. Поровые каналы характеризуются преобладанием капиллярных сил над гравитационными, каверны - преобладающим воздействием гравитац. сил, в трещинах одновременно проявляется действие капиллярных и гравитац. сил. Проявление тех или др. сил обусловливает величины эффективной пористости, проницаемости и сохранение части остаточной воды в коллекторах. K. c. г. п. - важный количеств. параметр для оценки запасов м-ний нефти, газа, водных ресурсов, для выбора режима эксплуатации м-ний