Технологии разработки нефтяных залежей и методы воздействия на пласт

1.

Технологии разработки
нефтяных залежей и методы
воздействия на пласт
8.1 Классификация
8.2 Критерии выбора методов и технологий
8.3 Оценка технологической эффективности
проведения

Классификация по цели применения
• Прежде всего, необходимо уметь четко разделять все методы
воздействия на пласт (скважину) и технологии разработки на две
большие группы по цели применения.
• К первой группе будут относиться методы и технологии направленные
на вовлечение в процесс разработки запасов приуроченных к областям
пласта, ранее не охваченных воздействием. В этом случае методы
воздействия можно назвать МУН, т.е. методами увеличения
нефтеотдачи, поскольку они направлены на увеличение конечного
коэффициента нефтеизвлечения (КИН), за счет добычи дополнительных
объемов углеводородов.
• Ко второй группе относятся методы и технологии направленные на
поддержание существующих темпов разработки, восстановление или
улучшение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны.
Задача эффективного охвата залежи воздействием при применении
методов из данной группы не решается, поскольку отсутствует прирост
добычи нефти за счет вовлечения в разработку застойных зон пласта.
Данную группу методов можно назвать методами интенсификации
притока (МИП), т.е. внедрение данных технологий направлено на
рациональное извлечение запасов уже охваченных воздействием.

3.

Классификация по времени внедрения
• Кроме того технологии разработки методы воздействия
на пласт подразделяются на первичные, вторичные и
третичные, в зависимости от очередности их внедрения
и периода разработки залежи.
• Первичная добыча – это добыча нефти за счет действия
механизмов естественного пластового режима: режима
растворенного газа, притока воды, газонапорного
режима или гравитационного режима пласта.
• Вторичная добыча относится к таким методам, как
закачка газа или воды, целью которых отчасти является
поддержание пластового давления.
• Третичная (четвертичная) добыча - это методы
воздействия, применяемые после вторичной добычи и
направленные на добычу остаточных запасов либо в зоне
дренирования конкретной скважины (МИП), либо в
целом по залежи (МУН).

4.

Классификация по применяемыми
технологиям
Методы воздействия и технологии разработки представляют собой
усовершенствование обычных процессов разработки.
По применяемым технологиям мероприятия по воздействию на нефтяные пласты
могут быть разделены на:
С – уточнение системы разработки (уплотнение сетки скважин, группирование
объектов и пластов);
ГД – гидродинамические (циклическое воздействие, изменение направления
фильтрационных потоков, депрессии в скважинах);
ТН – технические (гидроразрыв, бурение горизонтальных и наклонно
направленных скважин, зарезка боковых стволов, одновременно-раздельная
эксплуатация, ремонтно-изоляционные работы);
Х – химические (применение ПАВ: полимеров, щелочей, кислот, мицеллярных
растворов, гелеобразующих ввеществ, термокислотное воздействие);
Г – газовые (использование углеводородного и дымового газов, азота воздуха,
водогазовых смесей);
Т – тепловые (закачка горячей воды, пара, термогенерирующих агентов);
Ф – физические (магниты, вибротехнологии, плазменно-импульсное воздействие,
электровоздействие);
Б – биологические (на основе биотехнологий).

5.

Основные параметры и характеристики скважин
и пластов, влияющие на выбор методов
воздействия
Важным условием эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов является
правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода – для объекта.
Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных свойств флюидов и пласта, при
которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических
показателей разработки. Эти критерии определены на основе анализа технико-экономических
показателей применения метода, обобщения опыта его применения в различных геолого-физических
условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований.
Обычно выделяются три категории критериев применимости методов:
Геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщины нефтенасыщенного
пласта), параметры и особенности нефтесодержащего коллектора (насыщенность порового пространства
пластовыми жидкостями, условия залегания) и другие;
Технологические (техническое состояние скважин, размер оторочки, концентрация агентов в растворе,
размещение скважин, давление нагнетания и т. д.);
Материально-технические (обеспеченность оборудованием, химическими реагентами, их свойства и
др.).
Критерии первой категории являются определяющими, наиболее значимыми и независимыми.
Технологические критерии зависят от геолого-физических и выбираются в соответствии с ними.
Материально-технические условия большей частью также являются независимыми, остаются
неизменными и определяют возможность выполнения технологических критериев.

6.

Основные параметры и характеристики скважин
и пластов, влияющие на выбор методов
воздействия
1. Скважины.
Глубина – 10-5000 м.
Забой – обсаженный, не обсаженный.
Обводнённость добываемой продукции
Вскрытый перфорацией интервал пласта (эффективная толщина)
Толщина зумпфа
Для добывающих скважин монотонное снижение продуктивности, вызванное загрязнением
ПЗС
Для нагнетательных скважин коэффициент приёмистости должен иметь тенденцию к
монотонному снижению при уменьшении толщины поглощения.
2. Коллекторы
Тип – терригенные, карбонатные.
Состав – песчаники, песчано-алевролитовые. заглинизированные песчаники.
Начальная нефтенасыщенность
Пористость
Проницаемость
Химическая совместимость пород коллектора и применяемых реагентов
3.Пластовые флюиды.
Вязкость нефти
Вода – пресная и минерализованная
Химическая совместимость флюида и применяемых реагентов

7.

Кислотные обработки
Призабойная зона пласта (ПЗП) - это часть нефтяного коллектора в
непосредственной близости от прострелянной зоны пласта, где в процессе
добычи происходит наибольшее изменение давления. Эта зона наиболее
всего подвержена процессам засорения коллектора, которое в значительной
степени определяет продуктивность скважины в процессе добычи (скинэффект).
Кислотная обработка применяется в песчаниках для очистки порового
пространства, в известняках – как и для очистки порового пространства, так
для создания новых каналов и увеличения размеров имеющихся.
при воздействии на известняк (солянокислотная обработка)
2HCl+CaCO3=CaCl2+H2O+CO2
при воздействии на песчаник (глинокислотная обработка)
SiO 2 4HF 2H 2 O SiF4
Образующийся фтористый кремний SiF4 далее взаимодействует с водой
3SiF4 4H 2 O Si (OH ) 4 2H 2SiF6

8.

Кислотные обработки
•Проведение работ по закачке химических композиций
•Для проведения работ по приготовлению и закачке кислот
необходимо следующее оборудование:
• Насосный агрегат типа ЦА-320 в случае отсутствия кислотного агрегата.
• Кислотный агрегат АзИНМАШ-30А.
• Автоцистерна типа АЦН для подвоза технической воды.
• Осреднительная емкость.
•Передвижные насосные установки необходимо располагать на
расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними
должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ
должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины.
Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.
•Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте
хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке:
•В кислотный агрегат (АзИНМАШ-30А) заливается чистая техническая
вода в объеме из расчета долива концентрированной кислоты для
приготовления раствора требуемой концентрации.
•Концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом тонкой
струей в емкость кислотника с водой.
•Схема расстановки спец. техники при закачке хим реагентов в
скважину
•Технологическая емкость
•Насосный агрегат ЦА-320
•Автоцистерна промысловая АЦН
•При приготовлении глинокислоты в раствор соляной кислоты
наливается расчетное количество плавиковой кислоты или высыпается
измельченный бифторид аммония, все хорошо перемешивается
насосом кислотника. В приготовленный раствор кислоты заливается
требуемое количество ПАВ и уксусной кислоты.
•Приготовленный раствор транспортируется на скважину в кислотном
агрегате, из которого собственным насосом раствор кислоты
закачивается в пласт.
Схема расстановки техники и
оборудования при закачке растворов
кислот в скважину
Не менее
1м
Насосный
агрегат ЦА-320
Не менее
10м
10м
Кислотный агрегат
Направление ветра
Кислотовоз
Автоцистерна
промысловая АЦН
Технолог
ическая
емкость

9.

Реагенты, применяемые для приготовления кислотных растворов.
Товарная ингибированная соляная кислота (HCl) 31, 27, 24 % концентрации. Поставляется в
цистернах.
Плавиковая кислота (HF) 40 % концентрации, плотностью 1,15г/см3. Транспортировать и хранить
плавиковую кислоту необходимо в пластмассовой таре.
Бифторид фторид аммония (БФА) (NH4F*HF+NH4F), его кислотность в пересчете на плавиковую
кислоту составляет 25%, плотность реагента 1,27 г/см3.
Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с
помощью которого кислоту транспортируют, перекачивают и хранят.
Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества, снижающие в 3-5 раз поверхностное
натяжение на границе нефть/нейтрализованная кислота, снижающие силы капилярного
сопротивления, облегчающие процесс удаления продуктов реакции.
Стабилизаторы – вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых
продуктов реакции и соединений железа, присутствующих в соляной кислоте.
Из-за нарушений правил транспортировки и хранения соляной кислоты, она как правило
оказывается насыщенной соединениями железа, которые при снижении кислотности раствора
выпадают в виде нерастворимых осадков, например гидрата окиси железа Fe(OH)3. В качестве
стабилизаторов используют уксусную кислоту (1-3%). Возможно использование лимонной, винной
кислоты или специальных композиций.
Все перечисленные выше вещества должны храниться в хорошо вентилируемых закрытых
помещениях.
Закачка растворов кислот в скважину. Работы по нагнетанию в скважину растворов кислот
проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим
предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения
оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель
работ.
При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан.
Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее
давление.

10.

Оценка потенциального дебита скважины
при проведении очистки ПЗП
Для определения потенциала скважины производятся коэффициента продуктивности:
P
Kпр = q/ΔP (7.1 )и дебита по формуле Дюпюи q 2 k h
(7.2)
r
н В0
до и после мероприятия.
ln( д ) Skin
rc
• Расчеты осуществляются для условий постоянного давления на контуре питания (ППД).
Степень повреждения призабойной зоны пласта определяется величиной скин-эффекта.
Расчет дебита после мероприятия проводится как правило в предположении, что скинэффект снижается после обработки до нуля (Skin = 0).
Исходные данные для расчета по скважине.
Давление на контуре питания Рк;
Давление на забое скважины Рз;
Вязкость нефти μн;
Коэффициент пластового объема нефти Во;
Радиус дренирования rд;
Радиус скважины rс;
Скин-фактор Skin;
Проницаемость пласта в районе обрабатываемой скважины k;
Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h,

11.

Оценка технологической эффективности
проведения мероприятия
Таблица 7.1
№
ti
мес
1
2
qi(t)
факт
т/сут
3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Σ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
21
20
20
18
15
16
15
10
11
10
0,000
0,301
0,477
0,602
0,699
0,778
0,845
0,903
0,954
1,000
6,560
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Σ
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
30
32
27
25
20
20
10
12
9,5
8
-
lg ti =
Xi
lg qi(t) =
Yi
4
5
Xi2
XiYi
6
7
До мероприятия
1,322
0,000 0,000
1,301
0,091 0,392
1,301
0,228 0,621
1,255
0,362 0,756
1,176
0,489 0,822
1,204
0,606 0,937
1,176
0,714 0,994
1,000
0,816 0,903
1,041
0,911 0,994
1,000
1,000 1,000
11,777
5,215 7,418
После мероприятия
Без учета потерь
С учетом потерь
qi(t)
расч,
т/сут
8
Δq,
т/сут
tотр,
сут
ΔQ
тонн
9
10
11
25,1
19,8
17,3
15,7
14,6
13,7
13,0
12,4
11,9
11,5
-
-
-
11,2
10,8
10,5
10,3
10,1
9,8
9,6
9,5
9,3
9,1
18,8
21,2
16,5
14,7
9,9
10,2
0,4
2,5
0,2
-1,1
30
31
30
27
29
30
31
30
30
26
565
656
494
397
288
305
11
76
7
-29
2799
2748
•Расчет проводится с использованием методов
математической статистики на основании
эксплуатационных данных по скважинам за 612 месяцев до осуществления мероприятия и
6-12 месяцев после осуществления
мероприятия. В качестве примера рассмотрим
периоды по 10 месяцев до и после
мероприятия.
•Для корректности расчета необходимым
условием является отсутствие иных ГТМ в
рассматриваемых периодах.
•Исходными данными являются значения
среднесуточного дебита по нефти для каждого
месяца до и после проведения мероприятия
(столбец 3 таблицы 7.1).
•Как правило, аналитически изменение
фактического среднемесячного дебита во
времени по скважине можно представить с
помощью уравнения гиперболы (7.3):
•qi(t) = a t-b (7.3)
•где a и b – аналитически определенные
коэффициенты, t – порядковый номер месяца,
в котором необходимо определить значение
дебита нефти по скважине

12.

13.

Оценка технологической эффективности проведения
мероприятия
Таблица 7.1
№
ti
мес
1
2
qi(t)
факт
т/сут
3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Σ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
21
20
20
18
15
16
15
10
11
10
0,000
0,301
0,477
0,602
0,699
0,778
0,845
0,903
0,954
1,000
6,560
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Σ
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
30
32
27
25
20
20
10
12
9,5
8
-
lg ti =
Xi
lg qi(t) =
Yi
4
5
Xi2
XiYi
6
7
До мероприятия
1,322
0,000 0,000
1,301
0,091 0,392
1,301
0,228 0,621
1,255
0,362 0,756
1,176
0,489 0,822
1,204
0,606 0,937
1,176
0,714 0,994
1,000
0,816 0,903
1,041
0,911 0,994
1,000
1,000 1,000
11,777
5,215 7,418
После мероприятия
Без учета потерь
С учетом потерь
qi(t)
расч,
т/сут
8
Δq,
т/сут
tотр,
сут
ΔQ
тонн
9
10
11
25,1
19,8
17,3
15,7
14,6
13,7
13,0
12,4
11,9
11,5
-
-
-
11,2
10,8
10,5
10,3
10,1
9,8
9,6
9,5
9,3
9,1
18,8
21,2
16,5
14,7
9,9
10,2
0,4
2,5
0,2
-1,1
30
31
30
27
29
30
31
30
30
26
565
656
494
397
288
305
11
76
7
-29
2799
2748
•Зная количество дней, отработанных в каждом месяце
определяется прирост дополнительной добычи в
каждом месяце после проведения мероприятия, как
произведение среднемесячного прироста дебита нефти
на соответствующее число дней отработанных
скважинной в данном месяце. Для этого значение в
столбце 9 умножается на соответствующее значение в
столбце 10 и заполняется столбец 11
•По найденным значениям коэффициентов А и В
находятся значения коэффициентов а и b уравнения
(7.3), описывающего изменение дебита нефти
скважины во времени:
•а = 10А ;
•b = В
•Таким образом, изменение дебита нефти
скважины во времени будет описываться
зависимостью:
•qi(t) = a·t-b
•где t – порядковый номер месяца, в котором
необходимо определить значение дебита нефти по
скважине.
•Используя полученную аналитическую
зависимость для дебита скважины помесячно
вычисляется расчетный дебит нефти и заполняется
столбец 8 таблицы 7.1.
•Причем так как коэффициенты a и b рассчитаны по
данным периода до мероприятия , подставляя
значение t из периода после мероприятия будет
определен теоретический дебит, который
наблюдался бы при условии дальнейшей
эксплуатации скважины БЕЗ проведения
мероприятия.
•Зная значение реального дебита нефти, находится
прирост дебита в каждом месяце Δq как разница
между фактическим и расчетным дебитом. Для
этого от значения в столбце 3 отнимается
соответствующее значение в столбце 8 и
заполняется столбец 9.

14.

Оценка технологической эффективности
проведения мероприятия
Таблица 7.1
№
ti
мес
1
2
qi(t)
факт
т/сут
3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Σ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
21
20
20
18
15
16
15
10
11
10
0,000
0,301
0,477
0,602
0,699
0,778
0,845
0,903
0,954
1,000
6,560
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Σ
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
30
32
27
25
20
20
10
12
9,5
8
-
lg ti =
Xi
lg qi(t) =
Yi
4
5
Xi2
XiYi
6
7
До мероприятия
1,322
0,000 0,000
1,301
0,091 0,392
1,301
0,228 0,621
1,255
0,362 0,756
1,176
0,489 0,822
1,204
0,606 0,937
1,176
0,714 0,994
1,000
0,816 0,903
1,041
0,911 0,994
1,000
1,000 1,000
11,777
5,215 7,418
После мероприятия
Без учета потерь
С учетом потерь
qi(t)
расч,
т/сут
8
Δq,
т/сут
tотр,
сут
ΔQ
тонн
9
10
11
25,1
19,8
17,3
15,7
14,6
13,7
13,0
12,4
11,9
11,5
-
-
-
11,2
10,8
10,5
10,3
10,1
9,8
9,6
9,5
9,3
9,1
18,8
21,2
16,5
14,7
9,9
10,2
0,4
2,5
0,2
-1,1
30
31
30
27
29
30
31
30
30
26
565
656
494
397
288
305
11
76
7
-29
2799
2748
•Определяются потери от простоя скважины на
проведения мероприятия. Для оценки потерь
необходимо вычислить средний дебит за три
месяца предшествующие мероприятию и умножить
на количество дней простоя.
•Следовательно потери от простоя составят:
•Далее определяется длительность эффекта Для
этого необходимо построить графическую
зависимость фактического и расчетного дебита
скважин помесячно (рис. 7.3). Считается, что эффект
от мероприятия прекращается после того, как
кривая фактического дебита в области «После
мероприятия» пересекает и спускается ниже
кривой расчетного дебита. В рассматриваемом
примере длительность эффекта составляет 9
месяцев.
•Далее подсчитывается суммарный прирост добычи ΔQ в тоннах, как
сумма всех приростов за период эффекта, за вычетом потерь от
простоя на проведение мероприятия. Для этого суммируются все
положительные значения в 11 столбце, после чего от полученной
суммы отнимаются потери от простоя.

English Русский Rules