Реферат Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карама
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
Решение проблемы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов тесно связано с состоянием околоскважинных зон добывающих и нагнетательных скважин. Известно, что в процессе строительства и эксплуатации скважин в части нефтегазового пласта, прилегающей к скважине, формируется система околоскважинных призабой-ных зон с измененными значениями фильтрационных свойств. В зонах ухудшенной проницаемости (k) теряется значительная часть
Рис. 5.1. Зависимость снижения относительной продуктивности скважины ηпот/ηфакт от радиуса призабойной зоны с ухудшенной проницаемостью R и степени изменения проницаемости в околоскважинной зоне. [3]
Цифры на кривых - отношение проницаемостей околоскважинной зоны k и пласта kо,ηпот,ηфакт коэффициенты потенциальной и фактической продуктивности скважины
энергии фильтрующихся флюидов. Это предопределяет существенное снижение эффективности нефтегазоизвлечения. Влияние размеров зон с ухудшенной проницаемостью на снижение продуктивности скважин проиллюстрировано на рис. 5.1, где даны зависимости отношения коэффициентов потенциальной и фактической продуктивности скважины ηпот/ηфакт от размеров зоны с ухудшенной проницаемостью (R) и от степени снижения проницаемости (k/k0); k0 - естественная проницаемость породы пласта.[3]
Как следует из рис. 5.1, ухудшение проницаемости околоскважинной зоны ведет к резкому снижению продуктивности скважины. Существенную роль играет радиус зоны с ухудшенной проницаемостью, особенно при многократном
Недавние исследования показали, что снижение проницаемости в околоскважинной зоне может достигать 100-кратной величины и более. Поэтому для правильного обоснования технологий повышения продуктивности скважин необходимо знать радиус зоны с ухудшенной проницаемостью и степень ухудшения проницаемости в этой зоне. В то же время многочисленные исследования околоскважинных зон показывают, что имеется целая серия процессов, приводящих к ухудшению состояния околоскважинной части нефтегазового пласта. Проведем анализ этих процессов.
Исследования по заканчиванию скважин и повышению их продуктивности направлены прежде всего на определение роли ухудшения проницаемости околоскважинной зоны при вскрытии пластов бурением и перфорацией. Практически во всех работах признается важное влияние проникновения фильтрата глинистого раствора на процессы поражения пласт. Это обусловлено технологией вскрытия пластов бурением, предусматривающей создание давления в скважине, значительно превышающего пластовое. В.А. Амиян, Н.П. Васильева и А.А. Джавадян отмечают, что, например, на месторождениях Западной Украины избыточное давление на пласт в процессе его вскрытия достигает 17 МПа, в объединении "Туркменнефть" - больше 20 МПа, в объединении "Ставропольнефтегаз" - от 6 МПа и выше, на Западном Палванташе - 12-14 МПа. Аналогичная картина наблюдается и в других нефтегазовых регионах.[3]
Одна из технологий вскрытия пластов бурением предполагает создание репрессии на пласт и применение промывочной жидкости на водной основе, в частности преимущественно глинистых растворов. Под действием перепада давлений промывочные жидкости внедряются в околоскважинную зону. Глинистый раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперсная фаза которой состоит из глины и частиц выбуренных горных пород. Жидкости и газы, первоначально насыщающие пласты, представляют собой многокомпонентные системы углеводородов и пластовой воды, находящиеся в равновесном состоянии. При внедрении глинистого раствора в пласт возникают сложные многофазные многокомпонентные фильтрационные течения. Более того, внедрение глинистого раствора в околоскважинную зону приводит к изменению сложившегося в этой части пласта равновесного состояния. Отклонение системы от равновесного состояния может вызвать возникновение динамических изменений физических свойств коллекторов нефти и газа. При фильтрации первоначальные характеристики отдельных фаз и компонентов существенно меняются в пространстве и во времени. Пространственно-временное и компонентное разделение глинистого раствора при его внедрении в пласт приводит к возникновению в околоскважинной области зон с различными физическими свойствами.[3]
Фильтрация промывочной жидкости и размеры зоны проникновения определяются прежде всего состоянием и свойствами глинистой корки . От коркообразующих свойств промывочной жидкости зависит и диаметр зоны проникновения. Работами В. Энгельгардта , В.А. Михеева и др. показано, что проницаемость глинистых корок определяется составом исходной промывочной жидкости, действующим на корку перепадом давлений и режимом течения
промывочной жидкости в стволе скважины. Толщина глинистой корки колеблется от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Размеры зоны кольматации изменяются в более широких пределах. Так, по данным лабораторных исследований В.А. Сидоровского, глубина проникновения глинистых частиц составляет 1-5 мм, в то же время, согласно исследованиям А.И. Леонидовой , она достигает 200 мм. Одним из авторов настоящей работы совместно с Л.А. Видовским проведено исследование проникновения бурового раствора за счет избыточного гидродинамического давления, возникающего при спуске бурового инструмента. Рассматривая буровой раствор как вязкопластическую жидкость, они установили, что в результате спуска колонны буровых труб происходит дополнительное увеличение зоны проникновения бурового раствора на 60—100 мм.[3]
В промысловой литературе часто фигурирует точка зрения, что основной объем промывочной жидкости поступает в пласт в процессе его разбуривания в результате фильтрации под долото. Исследованию этих процессов посвящено большое количество работ, проведенных на протяжении нескольких десятилетий. Эта проблема считается фундаментальной из-за ее исключительной важности для обоснования оптимальных технологий бурения скважин и отбора керна, интерпретации данных геофизических исследований и контроля за техническим состоянием ствола скважины, лабораторного анализа керна и шлама. Анализ этих процессов дан в работе, где убедительно показано, что явление опережающей фильтрации носит подчиненный характер в изменении проницаемости околоскважинной зоны. К такому же выводу приходят и другие исследователи. Таким образом, значение фильтрации из скважины в пласт через стенки скважины при формировании проницаемости околоскважинной зоны может считаться существенным.
Определенная роль при поражении пласта отводится деформационным процессам, протекающим наряду с фильтрационными. В частности, изменению проницаемости околоскважинной зоны за счет смыкания естественных трещин и уменьшения объема фильтрующих пор под воздействием локальных напряжений в околоскважинной зоне посвящены работы . На основании промысловых исследований в ряде районов Западной Сибири показано, что с увеличением трещинной проницаемости влияние смыкания трещин на уменьшение проницаемости околоскважинной зоны возрастает, при этом время смыкания трещин колеблется от 3-5 ч до 3-10 сут.
Вскрытие пластов бурением сопровождается разрушением и деформацией пород на забое скважины. Считается, что в результате разбуривания хрупких пород возникает зона техногенной трещинности. При внедрении зуба долота в породу она разрушается с образованием трещин, формирующих лунку выкола. Размеры зоны трещинности определяются упругоемкостью пласта, его пористостью, а также временем заполнения трещины флюидами и давлением в ней. При значениях осевой нагрузки на долото, превышающих ее значение при
Изменение напряженного состояния при вскрытии пластов бурением влияет и на состояние околоскважинной зоны, в частности формируется зона напряженного состояния с изменением физических свойств породы. Многочисленные исследования показали, что напряженное состояние околоскважинной зоны преимущественно определяется коэффициентом бокового распора. В непроницаемых породах этот показатель обусловлен деформационными свойствами пород и параметрами промывочной жидкости [70, 320]. В коллекторах горизонтальное давление в околоскважинной зоне увеличивается в результате фильтрации промывочной жидкости в пласт, и значение коэффициента бокового распора стремится к единице. Это объясняется тем, что формирование напряжений в околоскважинной зоне определяется действием горного давления и фильтрационной нагрузки. В общем виде задача распределения напряжений под действием горного давления для непроницаемых пород решена С.Г. Лехницким. Этот подход был развит и широко используется для изучения устойчивости стенок скважины.
Для проницаемых пород эта проблема поставлена в работе Ю.П. Желтова. Результаты теоретических исследований показали, что в пластовых условиях при формировании фильтрационных напряжений в околоскважинной зоне действуют объемные силы, точное изучение которых затруднительно.
Фильтрация промывочной жидкости в пласт сопровождается физико-химическими и термохимическими процессами, которые обусловлены физико-химической активностью фильтратов промывочной жидкости и могут оказывать влияние на состояние околоскважинных зон — изменение характера смачиваемости пласта, его фильтрационно-емкостных свойств и геофизических характеристик. В промысловой литературе основное внимание уделено действию активных компонентов фильтратов на изменение проницаемости.
Известно, что процессы поражения околоскважинной зоны нефтегазового пласта носят комплексный характер и сопровождаются физико-химическими и внутрипоровыми поверхностными взаимодействиями. В результате в околоскважинной части пласта формируется сложная динамическая система околоскважинных зон.[3]
Однако, несмотря на многообразие и комплексный характер процессов, обусловливающих ухудшение проницаемости околоскважинной зоны пласта, можно выделить два основных фактора, ухудшающих проницаемость, - это
Анализ динамики коэффициента продуктивности по скважинам промыслового объекта
Проведем анализ динамики коэффициента продуктивности по 5 методам восстановления продуктивности, которые проводились на Карамалинской площади Ромашкнинского месторождения : КРК, МИА-ПРОМ, СНПХ-9030, СНПХ-9350, ТБИВ.
КРК:
Рис.5.2 Зависимость Кпр от времени
Глядя на график зависимости, можно сделать вывод, что в скважине 9985, 9984, 28651и 9843 после проведения метода КРК происходит увеличение коэффициента продуктивности и, в дальнейшем происходит скачкообразное изменение Кпр. А в скважинах 13754 и 28697 коэффициент продуктивности изменяется не значительно и затем постепенно понижается.
Рис.5.3 Прирост Кпр
Из гистограммы видим, что прирост Кпр в скв. 9925 составляет 66%, в скв. 28651 и 9984 прирост коэффициента практически на одном уровне и составляет соответственно 52% и 53%. В скв. 9843 Кпр увеличиватся на 42%.
А в скважинах 13754 и 28697 прирост Кпр отсутствует.
СНПХ-9030:
Рис.5.4 Зависимость Кпр от времени
На графике видим, что в скв.9943,28609 и 9943 Кпр после проведения метода восстановления продуктивности увеличивается, а в скв.9824 и 28372 происходит постепенное снижение коэффициента.
Рис.5.5 Прирост Кпр
На гистограмме видно, что в скважине 13634 коэффициент продуктивности после проведения мероприятия возрос на 68 %, в скважине 28609 возрос - на 38,8% и в скв.9943 - на 10,8%. В скважинах 28372 и 9824 прироста коэффициента продуктивности не наблюдается.
МИА-ПРОМ:
Рис.5.6 Зависимость Кпр от времени
Глядя на рисунок 5.6 можно увидеть, что в скважине 9869 и 546 после проведения мероприятия по восстановлению продуктивности скважин Кпр первые месяцы начинает возрастать, и затем ведет себя скачкообразно. А в скважине 19101 происходит постепенное снижение коэффициента.
Для наглядности построим гистограмму прироста коэффициента продуктивности:
Рис.5.7 Прирост Кпр
СНПХ-9350:
Рис.5.8 Зависимость Кпр от времени
На рисунке 5.8 видно, что почти во все скважинах происходит увеличение коэффициента продуктивности.(9961,9896,9986,9938). На скважине 5095 динамика коэффициента продуктивности практически одинакова до и после проведения мероприятия для восстановления коэффициента продуктивности (и до и после мероприятия Кпр имеет очень маленькие значения в сравнении с другими скважинами ).
Для наглядности построим гистограмму прироста коэффициента продуктивности:
Рис.5.9 Прирост Кпр
ТБИВ:
Рис.5.10 Зависимость Кпр от времени
В скв.28636,13720 и 4670 наблюдается увеличение коэффициента. В скважине 2587 Кпр практически остается на одном уровне и никак не изменяется после проведения мероприятия. В скважине 9813 после применения метода ведет себя скачкообразно, а потом начинает снижаться.
Для наглядности построим гистограмму прироста коэффициента продуктивности:
Рис.5.11 Прирост Кпр
Для сравнения со всеми проведенными мероприятиями для восстановления продуктивности скважин на Карамалинской площади построим гистограмму прироста Кпр:
Рис.5.12 Прирост Кпр в сравнении с другими методами
Таким образом, видим, что наибольший прирост коэффициента продуктивности наблюдается при проведении методов восстановления продуктивности: КРК и СНПХ-9030, который составляет 37% и 35,5 % соответственно. Наименьший прирост при применении метода ТБИВ – 9,2%. А при проведении методов МИА-ПРОМ и СНПХ-9030 коэффициент продуктивности возрастает на 24% и на 23 % . Можно сделать вывод, что наилучшим методом для восстановления продуктивности скважин на Карамалинской площади является метод КРК.
