Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 [ 86 ] 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

Сравнение всех перечисленных показателей необходимо не столько для определения самой технологической эффективности, сколько для выявления, за счет какого показателя (либо совокупности показателей) системы получен положительный эффект. Это является абсолютно необходимым для новых нефтяных регионов при выборе самих методов управления продуктивностью и разработке технологии их реализации, а также для проверки адекватности выбранных методов реальным геолого-физическим свойствам объекта.

Таким образом, метод обработки ПЗС является технологически эффективным, если после обработки увеличивается коэффициент продуктивности (приемистости), коэффициенты проницаемости, подвижности, гидропроводности, пьезопроводности, а также дебит скважины. К технологическому эффекту также относятся выравнивание профиля притока (приемистости) и снижение обводненности добываемой продукции.

Вторым технологически важным показателем эффективности процесса является длительность положительного эффекта, например, дебита скважины и характер его снижения во времени.

На рис. 5.10 приведены гипотетические данные о технологической эффективности воздействия на ПЗС.

К моменту начала работ по искусственному воздействию на ПЗС скважина работала с дебитом Q{t)=Qfy После проведения обработки и освоения скважины (момент/j) дебит скважины увеличился до величины Q,>Q„, т.е. технологический эффект положителен (с учетом соответствующих изменений коэффициента продуктивности, проницаемости и т.д.).

Рис. 5.10. к технологическому эффекту от искусствеииого воздействия иа призабойную зону скважины

Можно предположить, что скважина в течение определенного времени (считая от /,) работает с постоянным дебитом (2,, после чего ее дебит снижается в соответствии с законом Г, 2 или 3. С другой стороны, можно предположить, что скважина сразу после обработки начинает работать со снижающимся во времени дебитом по закону 1, 2 и 3. Определение времени технологически положительного эффекта возможно вести по двум методам:

1. Сравнение фактического дебита на текущий момент времени с тем дебитом, с которым бы скважина работала на этот момент времени.

2. Сравнение фактического дебита на текущий момент времени с тем дебитом, с которым скважина работала до начала обработки ПЗС ((2„).

Первый метод является фактически более обоснованным, но требует дополнительных вычислительных работ по определению по кривой Q(t) темпа падения дебита (кривая 4) во времени, начиная с момента времени В соответствии с первым методом длительность технологического эффекта составляет:

- для закона падения дебита Г-/-г (*- Р- 5.10);

- для закона падения дебита 2-

- для закона падения дебита 3-

- для закона падения дебита 1 -Z.,;

- для закона падения дебита 2 -

- для закона падения дебита 3 -

при этом 2-2->2-Г>2-3->2-1 >2-2>2-3-

Если в основу положить второй метод, то длительность технологического эффекта составляет соответственно: t\ yy, г,.,,; ?j ,; f . и t y

Совершенно очевидно, что от длительности технологического эффекта и характера падения дебита скважины во времени после обработки зависит количество добытой в результате обработки ПЗС нефти и, соответственно, экономическая эффективность обработки.

Кроме этого, при проведении массовых обработок ПЗС с использованием системного подхода к положительному эффекту следует относить равномерность выработки запасов углеводородов (предотвращение образования застойных нефтяных зон и прорывов закачиваемой воды при ППД по каналам низкого фильтрационного сопротивления), сокращение объемов и давления закачки воды и т.п.

Безусловно, мы рассмотрели лишь методологические основы определения технологической эффективности различных методов искусственного воздействия на призабойные зоны скважин без детальной проработки многих весьма интересных вопросов.

Снижение фильтрационно-емкостных характеристик призабой-ных зон скважин в ряде случаев связано с отложениями в ПЗС солей и повсеместно - с обводнением добывающих скважин.

5.14. ПРИЧИНЫ ОТЛОЖЕНИЯ В ПЗС СОЛЕЙ И ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

Как уже отмечалось, при вскрытии продуктивного горизонта призабойная зона скважины может насыщаться фильтратами различных растворов, а также различными по свойствам жидкостями. К основным причинам выпадения и отложения солей в ПЗС относятся:

1. Химическая несовместимость, например, фильтрата бурового (глинистого) раствора с пластовой или связанной водой.

Практикой установлено, что пластовые воды многих нефтяных месторождений представлены рассолами хлоркальциевого типа. Вследствие обработки бурового раствора химическими реагентами и постоянного их контакта со щламом фильтрат буровых растворов обогащается сульфатами, концентрация которых достигает 1%. Смешение пластовых вод с фильтратами приводит к образованию и выпадению в осадок труднорастворимых неорганических солей.

2. Изменение рН и химического состава пластовых вод при их смешении с другими водами (например, используемых при ППД заводнением) и с фильтратами может привести к снижению растворимости солей в системе и выпадению их в осадок.

Выпавшие в осадок в ПЗС соли служат источником кристаллизации солей из пересыщенных пластовых вод в процессе нормальной эксплуатации скважин. Можно предположить, что данный механизм является существенным при формировании значительного количества солеотложений в ПЗС в процессе эксплуатации с соответствующим снижением дебитов добывающих скважин.

К настоящему времени вопросы прогнозирования и контроля солеотложений в различных элементах добывающей системы достаточно полно изучены.

Обводнение добывающих скважин - существеннейший фактор осложнения условий эксплуатации и бич всего процесса выработки запасов.

В.Е. Кащанцев, И.Т, Мищенко, Прогнозирование и контроль солеотложений при добыче нефти. Учебное пособие, - М.; Нефть и газ, 2001, с. 134