2.8 Расчет объёмов реагентов для проведения закачки гос

РАСЧЕТ ПРИВЕДИ В ПОРЯДОК!

При закачке ГОС образуется коллоидный осадок (гель), который, проникая в пласт, снижает проницаемость промытой зоны. Вследствие этого фильтрационный поток закачиваемой воды перераспределяется по направлению к зонам с высокой нефтенасыщенностью (не охваченные заводнением) и вытесняет оттуда нефть по направлению к добывающим скважинам. За счёт этого процесса снижается обводнённость продукции, увеличивается добыча, увеличиваются текущие и конечные коэффициенты нефтеотдачи.

Целью расчёта является определение увеличения добычи нефти в реагирующей добывающей скважине за счёт закачки в нагнетательную скважину ГОС.

Выбор объектов для закачки. Исходными данными для выбора являются карта разработки и карта изобар для пласта АВ2.ЧТО ЭТО ЗА ПЛАСТ? Критерием применимости закачки ГОС служит высокая обводнённость добывающих скважин при наличии между нагнетательной и добывающими скважинами гидродинамической связи.

На рисунке 6 для участка пласта АВ2 Урьевского месторождения приведёна карта разработки, совмещённая с картой изобар. Добывающие скважины №6835, №3355 имеют высокую обводнённость - 89…91%, скважина 3330 имеет обводнённость около 60%. Эти скважины и нагнетательная скважина №3325 расположены в области изобары с давлением 15,5 МПа. Пластовые давления для указанных добывающих и нагнетательных скважин примерно одинаковы (13,2…13,6 МПа), также эти скважины находятся в области пониженного пластового давления (следующая линия изобар - 14,3 МПа), следовательно, существует высокая вероятность, что между нагнетательной скважиной №3325 и добывающими скважинами №6835, №3355, №3330 имеется гидродинамическая связь.[3]

На основании этих данных принимаем для закачки ГОС нагнетательную скважину №3325. Реагирующие добывающие скважины: №6835, №3355, №3330.

Составляем расчётную схему для выбранных скважин. При составлении расчётной схемы предполагаем, что фильтрация жидкости в рассчитываемой области пласта происходит по треугольным секторам с углом при вершине 300. (рисунок 4): 1 сектор №3325-№6835; 2 сектор №3325-№3355; 3 сектор №3325-№3330. За длину сектора L принимаем расстояние между скважинами (высота треугольника), ширина сектора b - основание треугольника.

Длины секторов (расстояния между скважинами):1 = 895 м; L2 = 578 м; L3 = 425 м.

Ширину каждого сектора b определим как основание равностороннего треугольника с углом при вершине 300:

=2?L?tg150, (1)

сектор1=2?895?tg15=480 м,

сектор2=2?578?tg15=310 м,

сектор3=2?425?tg15=228 м.

Для дальнейшего расчёта примем исходные данные.

Пластовое давление добывающих скважин №6835, №3355, №3330 соответственно:

Р1 = 13,4 МПа;

Р2 = 13,6 МПа;

Р3 = 13,2 МПа.

Давление на забое нагнетательной скважины:

Рнагн = 15 МПа. ПАРАМЕТРЫ В РЕДАКТОРЕ ФОРМУЛ

Мощность пласта:=3,73м.

Коэффициент проницаемости:= 0,26 мкм2.

Плотность нефти:

r =0,85 т/м3.

Вязкость нефти в пластовых условиях:

? = 1,41 мПа·с.

Нефтенасыщенность зоны, неохваченной заводнением:н=0,41

Определим площади секторов (треугольников) по формуле:= L·b/2, м2, (2)1 =895?480/2=214800 м2;2 =578?310/2=89590 м2;

S3 =425?228/2=48450 м2.

Заменим треугольные секторы на прямоугольные галереи вытеснения из условия равенства площади и длины секторов соответствующим галереям. Тогда ширина галерей bг определится по формуле:

г= S/L, м, (3)г1 =214800/895=240 м;г2 =89590/578=155 м;г3 =48450/425=114 м.

Определим разность давлений между нагнетательной и добывающими скважинами:

?Р=Рнагн -Р, МПа, (4)

?Р1 = 15-13,4 =1,6 МПа;

?Р2 = 15-13,6 = 1,4 МПа;

?Р3 = 15-13,2 = 1,8 МПа.

Определим скорости фильтрационных потоков по галереям до закачки ГОС. Скорость фильтрации по галереям по уравнению Дарси [1]:

U=(k/?)·(?Р/L), (5)

где - динамическая вязкость нефти, Па·с.

Переведем кинематическую вязкость ? в динамическую ?:

? = ?·r, (6)

? = 1,41·10-6·850=1,19·10-3 Па·с1= (0,26?10-12/1,19?10-3)?(1,6?106/895)=0,39·10-6 м/с;2 = (0,26?10-12/1,19?10-3)?(1,4?106/578)=0,53 · 10-6 м/с;3 = (0,26?10-12/1,19?10-3)?(1,8?106/425)= 0,92· 10-6 м/с.

При гелеобразовании разность давлений между нагнетательной и добывающими скважинами снижается ориентировочно в два раза, т. е. ?Р =?Р/2, тогда в соответствии с формулой (5) в два раза снизиться скорость фильтрации после закачки ГОС:

с=U/2, (7)

где Uс - скорость фильтрации после закачки ГОС.с1 =0,39·10-6/2=0,2·10-6 м/с.с2 =0,53·10-6/2=0,26·10-6 м/с.с3 = 0,92·10-6/2= 0,46 · 10-6 м/с.

После закачки ГОС происходит снижение проницаемости промытых каналов и увеличение охвата пласта заводнением, соответственно увеличивается ширина галерей фильтрации. Согласно экспериментальным данным в среднем ширина галерей увеличивается на 30% [6]. Тогда ширина галерей после закачки ГОС определится по формуле:

гс= 1,3?bг, м, (8)гс1=1,3?240=312 мгс2=1,3?155=202 м

bгс3=1,3?114=148 м

Определим дополнительный прирост чистой нефти за счёт закачки ГОС:

?Qн=Uc·h·(bгс - bг)·Sн?r·86400, т/сут, (9)

?Qн1 =0,2?10-6?3,73? (312-240)?0,41?0,844?86400=1,61 т/сут;

?Qн2 =0,26?10-6?3,73? (202-155)?0,41?0,844?86400=1,36 т/сут;

?Qн3 =0,46?10-6?3,73? (148-114)?0,41?0,844?86400=1,74 т/сут.

Общая дополнительная добыча нефти за счёт закачки ГОС:

?Qн= ?Qн1+?Qн2+?Qн3, т/сут., (10)

?Qн=1,61+1,36+1,74=4,71 т/сут.

Фактические данные (дебит скважин по жидкости g, обводнённость nв) по режиму работы добывающих скважин до закачки ГОС:

скважина 6835 g1 = 72 м3/сут. nв1 = 90%

скважина 3355 g2 = 190 м3/сут. nв2 = 91,5%

скважина 3330 g3 = 6 м3/сут. nв3 = 56%

Приток чистой нефти до закачки ГОС по каждой скважине:

н = g · (1 - nв) ?r, т/сут., (11)

где, g - приток жидкости, м3/сут.;в - обводненность.н1 =72?(1-0,90)?0,85=6,12 т/сут.;н2 =190?(1-0,915) ?0,85=13,73 т/сут;н3 =6? (1-0,56) ?0,85=2,24 т/сут.

Добыча нефти по трём скважинам до закачки ГОС:

ндо = Qн1 + Qн1 + Qн1, т/сут, (12)ндо =6,12+13,73 +2,24=22,09 т/сут.

Суммарная добыча чистой нефти по скважинам после закачки ГОС:

Qнпосле= Qндо+?Qн, т/сут, (13)

Qнпосле=22,09+4,71=26,8 т/сут.

Таким образом, после обработки нагнетательной скважины гелеобразующим составом прирост добычи нефти в добывающих скважинах увеличился за счет вовлечения новых зон пласта в разработку и составил 4,71 т/сут.

Объемы закачки реагентов при ОПЗ необходимо рассчитывать исходя из глубины залегания зон с ухудшенными коллекторскими свойствами. В нагнетательных скважинах КПД снимается с помощью образцовых манометров, как правило все нагнетательные скважины переливают. А КВД в добывающих скважинах фиксируются глубинными манометрами типа МГН. 

Таким образом, увеличение объема закачки реагента при уменьшении давления нагнетания позволяет значительно увеличить эффективность технологии. Полученные результаты достаточно хорошо согласуются с результатами [70-71], по которым изменение скорости фильтрации или темпа нагнетания неоднозначно влияет на эффективность вытеснения нефти. Диапазон оптимальной скорости фильтрации от 120 до 350 м / год для месторождений Урало-Поволжья ( терригенная толща девона), полученный в [70-71], подтверждается в опытах. 

Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что для низкопроницаемых участков объем закачки реагентов должен быть увеличен по сравнению со средне - и высокопроницаемыми участками. 

В соответствии с результатом лабораторных исследований ( см. раздел 6), были определены объемы закачки реагентов в каждом цикле. 

Анализ прогнозирования результатов обработки скважин гелеобразующим составом показал, что выравнивание профиля приемистости возрастает с ростом объема закачки реагента. Таким образом, оптимальный объем закачки определяется из технологического условия, что после обработки суммарная приемистость скважины не должна падать ниже 60 - 70 % от исходной величины до обработки скважины. 

Этот реагент разбавляется до 15 - 20 % водой непосредственно на кусте или скважине и закачивается в пласт. Объем закачки реагента определяется, в первую очередь, его составом, для описанных ГОС этот объем составляет от 1 до 2 тонн на метр продуктивной толщины. Для добывающих скважин эти требования обычно формируются как недопущение снижения темпов добычи нефти при падении суммарного притока жидкости за счет снижения обводненности продукции. 

Уменьшение объема оторочки также заметно влияет на эффективность метода. Так, уменьшение объема закачки реагента от 0 3 Fn до 0 1; 0 05 и 0 01 Vn приводит к снижению количества воды, поступающей в низкопроницаемый пласт, с 47 до 38, 33 и 30 % соответственно. 

Произведенный анализ показывает, что недостаточная эффективность селективной изоляции пенами, сополимерами и кристаллизующимися углеводородами [3, 4], по-видимому, прежде всего объясняется малыми объемами ( до 20 м) закачиваемых реагентов. Поэтому обводнение происходит уже в период вызова притока, а дальнейшая эксплуатация скважин, в лучшем случае, ведется лишь с относительно меньшим процентом воды. Повышение результативности работы, как следует из приближенных расчетов, требует значительного увеличения объема закачки реагентов. 

Пример 1. В нагнетательную скважину 3547, куст 417 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью по воде Q_н = 515 м³/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию гелеобразующего состава (ГОС) на основе полиакриламида (ПАА) с концентрацией полимера 0,2%, лигносульфоната КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% (а.с. 1406343, 1988 г.) вязкостью 17 мПа   с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 100 ч, объемом 70 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины не изменялась. Затем была произведена закачка второй порции ГОС с концентрацией ПАА 0,3%, КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% вязкостью 30 мПа   с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 76 ч, объемом 75 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₂ = 490 м³/сут при P = 9 МПа. Затем была произведена закачка третьей порции ГОС с концентрацией ПАА 0,4%, КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% вязкостью 46 мПа   с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 50 ч, объемом 68 м³ в течение 4,5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19,5 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₃ = 465 м³/сут при P = 9 МПа. Затем была произведена закачка четвертой порции ГОС с концентрацией реагентов и прочими показателями, как в третьей порции, объемом 60 м³ в течение 4 ч, скважину пустили под закачку. По истечении 72 ч приемистость скважины составила Q_к = 430 м³/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих добывающих скважин составила 2842 т (13,3 т/сут).

Пример 2. В нагнетательную скважину 6197, куст 522 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью Q_н = 410 м³/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию ГОС с концентрацией ПАА 0,3%, КССБ-5 0,3% и бихромата калия 0,15% вязкостью 30 мПа   с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 70 ч, объемом 60 м³в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₂ = 360 м³/сут при P = 9 МПа, затем произвели закачку второй порции ГОС, вначале с концентрацией ПАА 0,35%, КССБ-5 0,35% и бихромата натрия 0,17% вязкостью 47 мПа   с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 39 ч объемом 58 м³, затем загущенную композицию ГОС с концентрацией ПАА 0,6%, КССБ-5 0,6% и бихромата натрия 0,3% вязкостью 93 мПа   с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 20 ч объемом 2 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку на 13 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₃ = 390 м³/сут при P = 9 МПа. Затем произвели закачку третьей порции ГОС с концентрацией реагентов ПАА 0,35%, КССБ-5 0,35% и бихромата натрия 0,17% вязкостью 47 мПа   с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 39 ч объемом 13 м³, затем загущенную композицию ГОС с концентрацией реагентов ПАА 0,8%, КССБ-5 0,8% и бихромата натрия 0,4% вязкостью 136 мПа   с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 8 ч объемом 10 м³ в течение 1,5 ч. Пустили скважину под закачку. По истечении 24 ч приемистость скважины составила Q_к = 332 м³/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих добывающих скважин составила за два последующих после обработки месяца 532 т (5,9 т/сут), эффект продолжается.

Пример 3. (по прототипу). В нагнетательную скважину 3616, куст 564 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью Q_н = 504 м³/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию ПАА 0,6%, КССБ-5 0,6% и бихромата калия 0,3% вязкостью 76 мПа   с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 9 ч, объемом 50 м³ в течение 2,5 ч. Скважину пустили под закачку на 13,5 ч. По истечении этого времени приемистость скважины не изменялась. Затем была произведена закачка второй порции ГОС с концентрацией ПАА 1,1%, КССБ-5 1,2% и бихромата калия 0,6%, вязкостью 362 мПа   с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 3 ч, объемом 30 м³ в течение 1,5 ч. Продажа ГОС в пласт, оставили скважину на реагирование в течение 48 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q_к = 360 м³/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих скважин составила 215 т (1,0 т/сут).

Пример 4 (по КС). В лабораторных опытах использовали две модели высокопроницаемого элемента пласта длиной 1,3 м и диаметром 0,046 м, представленную кварцевым песком с начальной проницаемостью по воде около 10 мкм. Модели насытили водой и закачали в одну модель 0,25 порогового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,50%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-5 0,50%, затем 0,75 порового объема воды. После выдержки модели в течение 24 ч для образования геля в нее дополнительно закачали 0,25 порового объема КС на основе 1,5%-ной суспензии бентонитового глинопорошка в воде, и после второй выдержки в течение 24 ч определили проницаемость модели на воде: 0,86 мкм.

Во вторую модель последовательно закачали 0,13 порового объема ГОС состава, аналогичного составу в первом опыте, затем 0,3 порового объема воды, затем 0,25 порового объема КС на основе 1,5%-ной суспензии бентонитового глинопорошка в воде, затем 0,2 порового объема воды и в заключениe еще 0,12 порового объема ГОС состава, аналогичного составу в первом опыте. Модель выдержали в течение 48 ч и определили проницаемость по воде: 0,026 мкм.

Как видно из приведенных выше примеров, порционная закачка ГОС, КС, чередуемая с закачками порций воды, причем, когда время начала гелеобразования первой или последующей порции ГОС больше или равно суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и порций продавочной жидкости (воды), эффективнее технологии по прототипу в случаях "языковых" прорывов нагнетаемых вод.

Формула изобретения

Способ обработки нагнетательных скважин, включающий порционную закачку в пласт гелеобразующих составов (ГОС) с различными реологическими характеристиками, регулируемыми путем изменения концентраций реагентов ГОС в последующих порциях, дисперсий кольматирующих составов (КС) с различными размерами частиц дисперсной фазы и продавочной жидкости, например воды, отличающийся тем, что время начала гелеобразования каждой предыдущей порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости, а реологические характеристики ГОС, например вязкость, также изменяют в пределах одной или нескольких порций таким образом, что последний минимально возможный объем порции имеет наибольшую вязкость.