vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

10.Кислотные ванны, кислотные обработки под давлением, термокислотные

14.Применение мицеллярных и полимерных растворов для интенсификации добычи

16.Теоретические основы проведения гидравлического разрыва пласта.

25.Горизонтальные скважины как средство интенсификации добычи нефти.

1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

31.Нестационарное (циклическое) воздействие на пласт, преследуемые цели.

34.Система ППД. Влияние на показатели разработки. Причины снижения

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.Интенсификация добычи нефти. Классификация технологий интенсификации добычи нефти.

Характеристики добычи нефти для этих технологий

Интенсификация – увеличение темпа добычи нефти. МИДН – инструменты (технологические), которые могут привести к интенсификации добычи нефти. Показатели интенсификации – накопленная добыча, КИН. Определить, были ли применяемые методы интенсифицирующими или МУНами, можно только по факту.

Интенсификация добычи нефти происходит в результате воздействия на околоскважинную зону пласта; и вследствие воздействия на удаленные зоны пласта или невовлеченные ранее в разработку области.

Классификация технологий воздействия на залежь.

Воздействие на определенные параметры пласта и флюида:

на проницаемость k – СКО

на забойное давление – отбор

на вязкость – тепловые методы, закачка растворителей

на радиус контура питания Rk – дополнительное разбуривание, зарезка боковых стволов

на радиус скважины (приведенный) – перфорация, радиальное бурение

Группы технологий воздействия на залежь:

1)механические методы воздействия

ГРП

зарезка/бурение боковых стволов

глубокопроникающая перфорация (гидропескоструйная, щелевая,

радиальное бурение и т.д.) Влияние на околоскважинную зону:

проницаемость – слабо

вязкость – непосредственно нет (но перераспределяется давление, выделяется газ, вязкость повышается)

забойное давление – чаще всего нет

радиус контура питания – меняется

радиус скважины – да

скин-фактор – да

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

+на след.стр.

2)физико-химические методы

кислотные обработки (терригенный коллектор – глиняная кислота, карбонатный - ско, муравьиная, уксусная, сульфаминовая)

воздействие растворителями, как нефтетак и водорастворимыми

обработка раствором ПАВ

закачка ингибиторов отложения веществ (гидратоообразование, образование органических солей, парафинов (АСПО))

воздействие на пласт растворами полимеров

закачка эмульсий, суспензий и т.д.

Влияние на околоскважинную зону:

проницаемость – да (на фазовую – химические вещества, на общую – кислотки)

вязкость – да

забойное давление – технологии, которые перераспределяют фильтрационные потоки (полимерная корка убралась – новые зоны разработки)

радиус скважины приведенный – да (выщелачивание, увеличивается пористость и проницаемость)

3)термические методы

электропрогрев пласта

паротепловые обработки

нагнетание пара

закачка горячей воды

внутрипластовое горение

импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ)

Влияние на:

вязкость (чем больше вязкость, тем в большей степени она снижается с увеличением температуры)

пластовое давление – если непрерывная закачка воды

проницаемость – в некоторой степени

4)Газовые методы

закачка УВ газов

не УВ газов – CO2, N2, CO, дымовые газы

закачка пен (например, при барьерном заводнении)

водогазовое воздействие

Влияние на:

вязкость – да

проницаемость – в некоторой степени

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5)Волновые методы

создание переменных по амплитуде депрессий (принцип вантуза)

вибрационное и сейсмическое воздействие

имплозионное воздействие (взрыв «вовнутрь»)

гравитационно-волновое

взрывное

Влияние на:

проницаемость – да

вязкость – при сейсмическом и вибрационном воздействии может снизиться

6)Уточнение системы разработки

уплотнение сетки скважин

работа с объектами разработки (разукрупнение объектов)

Влияет на контур питания, перераспределение давления (в основном, на контуре)

7) Биологические методы

продукты жизнедеятельности – биополимеры, газы (метан, CO, азот), кислоты

Влияет на – проницаемость, вязкость, давление (перераспределение на микроуровне)

8)Комплексные

термокислотная обработка

термогазохимическое воздействие

электрогидравлическое воздействие

внутрипластовое окисление легких УВ

реперфорация скважин в кислотных растворах, растворах ПАВ

направленное кислотное воздействие в сочетании с гидропескоструйной перфорацией

газодинамический и кислотный разрывы пласта

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. Понятие об околоскважинной зоне пласта (ОЗП). Её формирование в процессе строительства скважины

Призабойная зона пласта – часть общей пластовой гидродинамической системы, где фильтрация флюидов происходит при повышенных скоростях, градиентах давления и температуры и осложняется появлением трещиноватых, неоднородных по проницаемости зон, фазовых переходов. ПЗС находится в неравновесном термодинамическом состоянии активного энерго- и массообмена со скважиной и пластом, при этом ее состояние непрерывно изменяется в ходе разработки месторождений. Размер оценивается по радиусу зоны нарушения линейного закона фильтрации, которая может простираться на 6-23м от оси скважины. Несмотря на такие малые размеры, ПЗП имеет большое значение в вопросе, касающегося процесса разработки всего месторождения нефти в целом

Под скин-эффектом понимается изменение проницаемости фильтрационных каналов вследствие их загрязнения (очистки) частицами, содержащимися в фильтрующемся флюиде. Процесс загрязнения фильтрационных каналов механическими частицами называется кольматацией (декольматацией). Особую важность это имеет для ОЗП, в которой - преобладающие потери энергии.

Кольматация ПЗС может происходить в различные периоды жизни скважины, начиная от первичного вскрытия. В процессе первичного вскрытия и последующего цементирования в ПЗС попадают не только фильтраты применяемых растворов, но и частицы дисперсной фазы глинистого и цементного растворов, которые, отлагаясь в фильтрационных каналах, снижают их проницаемость. При первичном вскрытии на репрессии возможно и разрушение цементирующего вещества терригенного коллектора в ПЗС и кольматация фильтрационных каналов. В процессе эксплуатации добывающей скважины кольматация возможна вследствие облитерации, отложения асфальто-смоло-парафиновых компонентов нефти, солей и т.п. При эксплуатации нагнетательной скважины кольматация возможна из-за отложений в ПЗС механических частиц, поступающих с закачиваемой при ППД водой, а также других твердых примесей (соли, продукты коррозии труб и т.п.).

Ухудшение свойств ПЗС вызвано:

Проникновением жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта скважины;

Проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважин;

Деформация пород на забое скважины при бурении;

Снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного напряжения;

Снижение фазовой проницаемости по жидкости (нефти) при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом;

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Снижение фазовых проницаемостей по нефти от водонасыщенности пласта при разработке месторождений (с использованием заводнения, в случае образования водяных конусов и др.);

Набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

Выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий.

Влияние техногенных процессов при бурении, первичном вскрытии и освоении скважин:

Из-за этих процессов - дополнительные фильтрационные сопротивления в околоскважинной зоне;

Проницаемость ПЗС определяет добывные возможности скважин. В этой области имеет место основное снижение пластового давления (воронка депрессии), и, следовательно, возрастает эффективное напряжение;

Уравнение притока (Дюпюи) с учетом дополнительных сопротивлений выглядит следующим образом:

При бурении скважин ПЗП кольматируется промывочной жидкостью. Кажущийся очевидным путь использования в качестве промывочной жидкости нефти далеко не очевиден по разным причинам, в том числе по экологическим, поскольку необходимо особым образом утилизировать шлам, насыщенный нефтью. ГИС будет невозможно интерпретировать. Сегодня наибольшей популярностью пользуются растворы полимеров, которые в наименьшей степени кольматируют ПЗС. Однако, если использовать обычные полимерные растворы, то кольматация пласта происходит при цементировании скважин.

Плотность цемента очень высока. При цементировании скважины цемент необходимо поднимать до устья. Давление, создаваемое при цементировании на забой скважины, очень часто превышает давление ГРП.

При «старых» технологиях бурения, когда промывка скважины осуществлялась глинистым раствором, происходила значительная кольматация скважин. Глинистые частички были способны проникать на большую глубину в зону с высокой проницаемостью и трещины. И наоборот, зоны с низкой проницаемостью практически не кольматировались. На поверхности низкопроницаемого коллектора образовывалась глинистая корка, которая в последующем легко преодолевалась при создании

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

перфорационных отверстий. Кольматация пласта глинистым раствором была тем больше, чем выше проницаемость коллектора. При бурении скважин на глинистом растворе профили притока или приемистости выравнивались за счет снижения дебита скважин. В результате на месторождениях с хорошими коллекторскими свойствами на такую кольматацию большого внимания не обращали. Дебиты скважин всё равно были высокими. И наоборот, на залежах с низкопродуктивным коллектором проблемы кольматации при бурении скважин были очень значимы. Если высокопроницаемую зону в низкопроницаемом коллекторе закольматировать, то дебиты скважин могут оказаться очень низкими и нерентабельными. От величины этих дебитов сильно зависит окупаемость проекта.

Чтобы предотвратить поражение ПЗС при цементировании скважин, в ПЖ с полимером добавляют карбонатную крошку. Она препятствует проникновению полимерного раствора в высокопроницаемые зоны при цементировании скважины, но легко удаляется после вторичного вскрытия кислотной обработкой. В результате получается скважина с низким или отрицательным скин-фактором, однако за это приходится платить быстрой обводненностью, а вода является кольматантом для низкопроницаемого коллектора.

ГРП является хорошим способом преодоления загрязнения ПЗП.

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.Факторы, влияющие на снижение проницаемости ОЗП добывающих и нагнетательных скважин

Основными причинами снижения продуктивности является обводнение скважин (заколонные перетоки), загрязнение призабойной зоны пласта отложениями солей и АСП, остаточные объемы ГТМ против осложнений.

Главной причиной снижения дебитов скважин, не связанной со снижением пластового давления, является ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны, вызванное её загрязнением (кольматацией).

Ухудшение свойств ПЗС вызвано:

Проникновением жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта скважины;

Проникновением механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважин;

Деформация пород на забое скважины при бурении;

Снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного напряжения;

Снижение фазовой проницаемости по жидкости (нефти) при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом;

Снижение фазовых проницаемостей по нефти от водонасыщенности пласта при разработке месторождений (с использованием заводнения, в случае образования водяных конусов и др.);

Набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

Выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий.

9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4.Причины применения методов интенсификации добычи нефти. Влияние методов интенсификации добычи нефти

на нефтеотдачу пластов

Причины применения методов интенсификации – увеличение дебита скважин, переход в экономически оправданную добычу, уменьшение срока разработки месторождения без существенных потерь в нефтеотдаче и т.п.

Коэффициент нефтеотдачи представляет собой долю извлекаемых запасов от геологических. Характеризуется следующим соотношением:

= выт охв

охв = сет разр

где выт - коэф. вытеснения;охв - коэф. охвата заводнением по объему пласта;

сет – коэф. охвата пласта сеткой скважин по площади;разр - коэф. охвата заводнением по разрезу пласта.

выт зависит от физико-химических свойств породы, нефти и вытесняющего агента.

сет зависит от плотности сетки скважин, от соотношения и расположения нагн. и доб. скважин.

разр зависит от степени неоднородности пласта по разрезу.

Различные методы увеличения нефтеотдачи и методы интенсификации добычи тем или иным образом воздействуют на данные коэффициенты, что, в конечном счете, может изменить нефтеотдачу пласта.

На первых стадиях раз-ки интенсифицируются высокопродуктивные скв (их продуктивность может увеличиться в 1.5-3 раза). Малопродуктивные интенсифицируются после ухудшений условий экспл. высокопродуктивных (обводнение).

10