Что такое пзс в нефтянке
МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ
ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
Факторы, определяющие коэффициент проницаемости
Так как процессы и первичного, и вторичного вскрытия являются процессами временными, то за время вскрытия в призабойной зоне скважины могут происходить различные физические и химические превращения.
К основным факторам, определяющим коэффициент проницаемости (а следовательно, и коэффициент подвижности) ПЗС во времени, относятся:
Категории призабойной зоны скважины
При технологически обоснованном режиме бурения с использованием глинистого раствора на стенке скважины образуется глинистая корка. Проникновение в ПЗС фильтратов через глинистую корку происходит как за счет разности давлений в скважине и пласте (репрессии), так и за счет капиллярных сил и осмотического давления.
Диаметр зоны проникновения фильтратов и жидкостей может достигать определенных величин, а процесс расформировывания этой зоны является достаточно сложным и длительным.
По условиям образования зоны проникновения фильтратов (при вскрытии пласта на глинистом растворе) и различных технологических жидкостей и замещения ими пластового флюида призабойные зоны можно разделить на три категории:
Дилатансия горных пород
В процессе бурения скважины горные породы испытывают как сжимающие, так и растягивающие напряжения. Напряженное состояние плоского элемента горной породы под действием сжимающих и растягивающих усилий во взаимно перпендикулярных плоскостях характеризуется разностью относительных деформаций, которая при определенных условиях может вызвать сдвиг породы.
Тогда относительные деформации сжатия εсж и растяжения εр можно записать в виде:
Для объема образца горной породы действие сжимающих и растягивающих нагрузок может привести к изменению его первоначального объема, т.е.:
Проницаемость призабойной зоны
С увеличением времени вскрытия продуктивного горизонта и вызова притока (освоением скважины) частичное изменение проницаемости ПЗС в процессе объемной ползучести может привести к снижению коэффициента продуктивности скважины.
К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.
Термин «призабойная зона пласта»
Призабойная зона пласта – так называют участок пласта, который примыкает к стволу скважины в пределах которого изменяются фильтрационные свойства продуктивного пласта на этапе строительства, ремонта или же эксплуатации скважины.
Есть ряд причин, которые влияют на изменение характеристик пласта:
— это перераспределение напряжений в районе приствольной части нефтяной скважины;
— это физико-химические или гидродинамические воздействия различных технологических жидкостей и бурового раствора на пластовые флюиды и породу;
— это такие физико-химические процессы, которые возникают в результате технологии или режимов эксплуатации скважины.
Размеры, конфигурация, а также гидродинамические характеристики призабойной зоны пласта меняются во время всего периода существования скважины. Они определяют гидравлическую связь нефтяной скважины с пластом. Кроме того, они сильно влияют и на производительность скважины. Конфигурация призабойной зоны пласта с измененными гидродинамическими характеристиками в приствольной зоне скважины не имеет особой геометрической формы, которую можно четко описать. Её морфология очень сложна и многообразна, особенно в трещиновато-поровых коллекторах. Качественную, а также количественную характеристику физических и геологических свойств пласта, гидравлического сопротивления дают проводимые гидродинамические исследования скважин.
В ходе таких исследования получают не фактические размеры призабойной зоны пласта, а размер равной по гидравлическим свойствам круговой зоны. Габариты призабойной зоны пласта могут колебаться и измеряться от долей до десятков метров. Иногда возможно полное разобщение зоны пласта и скважины в период строительства, при ремонте, эксплуатации – то есть это возможно на любых этапах. В результате этого при опробовании объекты не дают никакой продукции. Для предупреждения возможного снижения фильтрационных свойств призабойной зоны проводят ряд мероприятий, которые снижают давление на пласт в ходе бурения, крепления, ремонте скважин. Кроме того, применяют технологические жидкости, композиционные составы, которые совместимы с породой пласта и насыщающими его флюидами. Действуя различными методами на призабойную зону пласта при помощи гидроразрыва, кислотной обработки и других методов, повышают или восстанавливают фильтрационные характеристики. Самым эффективным методом считается, когда проводится комплексное воздействие на призабойную зону пласта.
Компании, в новостях которых есть призабойная зона пласта: 
Газпром нефть шельф, 
Варьеганнефтегаз
Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)
ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗПП)
ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.
Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.
1-кратное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:
— в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;
— в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.
Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательно и включает в своем составе
-обеспечение необходимым оборудованием и инструментом,
— подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.
В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗП, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.
После проведения ОПЗП исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.
Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:
-промывку пеной или раствором ПАВ;
— гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);
— циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;
— многоцикловую очистку с применением пенных систем;
— воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;
— ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);
— воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).
Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих, в основном, из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.
Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 % водным раствором соляной кислоты.
Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс) или сульфаминовой (10 % масс) кислотами.
При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс) или лимонную (2-3 % масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.
В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:
— для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др) и стабилизатор (КМЦ и др);
— для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс).
Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.
Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.
Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс) и плавиковой (от 3 до 5 % масс) кислот.
Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород.
Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс азотнокислого натрия.
Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.
Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок
Объем кислоты, м 3 (из расчета 15%-ной концентрации)
Физические процессы, протекающие в призабойной зоне скважины
Под призабойной зоной скважины (ПЗС) понимается зона, прилегающая к стенкам скважины, в которой существенно возрастают фильтрационные сопротивления движению продукции. До настоящего времени не существует никаких рекомендаций по численному определению радиуса этой зоны, что в значительной степени осложняет оценку эффективности различных методов искусственного воздействия на призабойные зоны скважин и сравнение их между собой.
Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие — процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).
Так как процессы и первичного, и вторичного вскрытия являются процессами временными, то за время вскрытия в призабойной зоне скважины (ПЗС) могут происходить различные физические и химические превращения.
К основным факторам, определяющим коэффициент проницаемости (а, следовательно, и коэффициент подвижности) ПЗС во времени, относятся:
1. Кольматация — процесс загрязнения ПЗС механическими частицами, содержащимися в жидкостях с возможным последующим их набуханием. Если же в ПЗС попадают только фильтраты различных растворов, то в этом случае возможно набухание частиц цементирующего материала терригенной горной породы или самих частиц скелета породы.
2. Проникновение в ПЗС фильтратов различных растворов и жидкостей, используемых в период первичного, вторичного вскрытия, вызова притока и освоения.
3. Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и призабойной зоны.
4. Оплавляемость поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации.
В процессе вскрытия продуктивного горизонта, вызова притока, освоения и эксплуатации в ПЗС происходят существенные изменения, влияющие на продуктивность скважины.
К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.
1. Для добывающих скважин:
• проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе подземного ремонта;
• проникновение пластовой воды в ПЗС (в обводненных скважинах) при остановках скважин;
• набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
• образование водонефтяной эмульсии;
• выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий;
• проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.
2. Для нагнетательных скважин:
• набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;
• смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную с образованием и отложением солей;
• кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при ремонтных и других работах в скважине;
• повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание воды работали как добывающие.
Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин, приводящее к снижению фазовой проницаемости для нефти. До настоящего времени нет каких-либо определенных рекомендаций по оценке размеров ПЗС, что в значительной степени осложняет разработку рациональной технологии первичных обработок ПЗС с целью интенсификации добычи нефти, но, главным образом, это сказывается на повторных обработках.
Дата добавления: 2017-06-13 ; просмотров: 3447 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ