Анализ причин снижения проницаемости и продуктивности пластов при эксплуатации скважин и меры по их недопущению.

Этасистемабыланедавнозамененаназамедляющуюсоединительную систему.Замедляющаясоединительнаясистема.Развиласьв1980-егоды,когдаонаиспользоваласькакжидкостьразрывасподконтрольнымвременемсоединения,илизамедленнойреакциейсоединения.Времясоединенияопределенотак чтобыосновнаяжидкостьимеласхожуюструктуру.Понятно,чтовремясоединения,это товремя,которое необходимочтобыдостичьоченьвысокогоувеличениявязкостииформирования однороднойжидкости.Большоеколичествоисследованийпроведеночтобыизучитьважностьэксплуатациисоединительныхсистемжидкости.Исследованияпоказали,чтозамедляющаясоединительнаясистемапоказываетлучшуюдисперсностьсоединителя,даетбольшуювязкость,иувеличиваетвфлюидеразрыватемпературную стабильность.Еще однопреимущество такой системы - этосниженноетрениепринагнетании.Какрезультат,замедляющаясоединительнаясистемаиспользуетсябольшечемдругиесоединительныесистемы.Главноедостоинствоиспользованиятакихсистемнадлинейнымижидкостямиследующие:Могутдостигать намного большейвязкостиприГРПвсравненииснагрузкойгеля.Такая системаболееэффективнасесли сравниватьпотерижидкости.Соединительнаясистемаимеетлучшуютемпературную стабильность.Более выгодно экономически.Жидкостинаосновеспирта.Изопропанол и метанолиспользуютсякаккомпонентыжидкостейнаводянойосновеижидкостейнакислотнойоснове.Спирт уменьшаетповерхностноенатяжениеводы,и потому направленноиспользуетсядляудаленияводяныхпреград.Вфлюидахразрываспиртсталширокоприменятьсякакстабилизатортемпературы,посколькудействуеткакудерживателькислорода.Гуароваясмолаповышаетвязкостьна25%больше,чемизопропанолиметанол,новыпадает восадок.Впластах,податливыхкводе,флюидынагидрокарбонатнойосновеболееуместны,чемжидкостинаосновеспирта.Эмульсионныежидкостиразрыва.ЭтотвиджидкостиразрываиспользовалсянапротяжениимногихлетДаженекоторыепервыежидкостиразрывананефтянойоснове,быливнешненефтянымиэмульсиями.Унихмногонедостатковионииспользуютсявоченьузкомспектре,потому,чтокрайневысокоедавлениетренияэторезультатприсущихимвязкостиииз-заотсутствияснижениятрения.Припроведениигидроразрывадополовинымощностимеханизмов,сосредоточенныхнаплощадке,можетзатрачиватьсянапреодолениетрениявНКТ.Некоторыежидкостипроявляютбольшуюсилутрения,чемдругие.Крометого,трениетемвыше,чемменьшедиаметртруб.Учеттренияжидкостиитребованияпорасходуприпроектированиигидроразрыванеменееважны,чемограничениеподавлениюилисовместимостьспластом.Расклинивающиематериалы(проппанты)Расклиниваниевыполняетсясцельюподдержатьпроницаемость,созданнуюпутемгидроразрыва.Проницаемостьтрещинызависитотрядавзаимосвязанныхфакторов:типа,размераиоднородностипроппанта;степениегоразрушенияилидеформации;количестваиспособаперемещенияпроппанта.Привыборенеобходимыхтиповиразмеровпроппантавесьмаважноопределитьегопроницаемость.Типыпроппантов.Первыйматериал,которыйиспользовалсячтобы удержатьтрещинывоткрытомсостоянии,былкремнистыйпесок.Померепрогрессатехнологиистановилоясно,чтооднитипыпескаимеют преимущества переддругими.Крометого,былисозданыискусственныепроппанты,пригодныедляиспользованиятам,гдеестественныепескинепригодны.Керамическиепроппанты. Агломерированныйбокситипроппантыпромежуточнойпрочности.Проницаемостьпоследнихблизкакпроницаемостиагломерированногобоксита,плотностьжеихниже,чемубоксита,ночутьвыше,чемупеска.Керамикипромежуточнойплотности. Придавленияхдо80Мпапопроницаемостиониблизкикагломерированнымбокситам.Поэтому, благодаряболеенизкойстоимости,имизаменяютбокситы.Керамикинизкойплотности. Плотностьэтихпроппантовравна2,72,то-естьонинаиболеераспространенныепроппантыблагодоряихцене,прочностиплотности,близкойкплотностипеска.2.3.4.ТехникаитехнологиягидравлическогоразрывапластаТехнологиягидравлического разрыва пластавключаетследующиеэтапы:промывкаскважины;погружениевскважинуНКТвысокой прочностиспакеромиякоремнанижнемконце;обвязкаиопрессовканаопределениеприемистостискважинызакачкойжидкости;закачкапоНКТвпластжидкости-разрыва,жидкости-песконосителяипродавочнойжидкости;демонтажоборудованияипускскважинывработу.Потехнологическимсхемампроведенияразличают:однократный,направленный(поинтервальный)многократныйГРП.Приоднократномгидроразрывеподдавлениемзакачиваемойжидкостиоказываютсявсевскрытыеперфорациейпластыодновременно,принаправленном-лишьвыбранныйпластилипропласток(интервал),имеющий,к примеру,заниженнуюпродуктивность,апримногократномГРПосуществляетсявоздействиепоследовательнонакаждыйвотдельностипластилипропласток.ПроектированиетехнологииГРПвосновномсводитсякследующему.Применительнокконкретнымусловиямвыбираюттехнологическуюсхемупроцесса,рабочиежидкостиирасклинивающийагент.Минимальныйрасходзакачкижидкостидолженсоставлятьнеменее2м3/миниможетбытьоцененприобразованиивертикальнойигоризонтальнойтрещинсоответственнопоформулам:гдеQгор–мин.расходы,л/с;h–толщинапласта,см;Wверт,Wгор–ширинаверт.игор.трещины,см;µ-вязкостьжидкости,мПахс;Rт–радиусгориз.трещины,см.ДавлениеГРПпластаустанавливаютпоопытуилиоуениваютпоформуле:РГРП=рr+sргдеРГРП–заб.давлениеразрывапласта;рr=Hrпg–горноедавление;sр–прочностьпородыпластанаразрыввусловияхвсестороннегосжатия;H–глубиназалеганияпласта;rп–средняяплотностьвышележащихгорныхпород,равная2200-2600кг/м3,всреднем2300кг/м3;g–ускорениесвободногопадения.Давлениенагнетаниянаустьескважины:РУ=РГРП+Δртр-РсгдеΔртр–потеридавлениянатрениевтрубах;Рс–гидростатическоедавлениестолбажидкостивскважине.ЕслидавлениенагнетанияРубольшедопустимогоустьевогодавленияРУдоп,тонаНКТнадкровлейпродуктивногопластаустанавливаютпакерякорем.ДопустимоедавлениеРУдоппринимаетсякакнаибольшееиздвухдавлений,вычисленыхпоформулеЛамэисиспользованиемформулыЯковлева-Шумилова.ДляповышенияэффективностиГРПвкарбонатныхпородахегосочетаютскислотнойобработкойпород.Давлениеразрываплохоподдаетсятеоретическомупредсказанию,посколькузависитотмногихпричин:напряженийвпороде,еепрочности,ужесуществующейтрещиноватости,угланаклонапластаит.д.Чаще всего избыточноедавлениеподбираетсяэмпирическииколеблетсяот0,1до1,5(всреднемпримерно0,8)гидростатического.ДляпроведенияГРПскважинасоответствующимобразомоборудуется.Кееустьюподключаютсявысокопроизводительныенасосы,способныеразвитьнеобходимоеизбыточноедавление.Внутрьобсадныхтрубопускаютсянасосно-компрессорныетрубы,оборудованныевнижнейчастипакером(рис.1).ЗатрубноепространствообсаднойколоннывышеинтервалаГРПдолжнобатьнадежнозацементировано.ПрисоблюдениивсехтехнологическихтребованийиблагоприятныхусловийдляГРПэффектегонесомненен.2.3.5. ОценкатехнологическойэффективностипроведенияГРПВсоответствииспринятойвнастоящеевремяклассификациейсовременныхметодовувеличениянефтеотдачипластовгидроразрывотноситсякгруппефизическихметодов.Технологическаяэффективностьпримененияметодовувеличениянефтеотдачихарактеризуется:дополнительнойдобычейнефтизасчетповышениянефтеотдачипласта;текущейдополнительнойдобычейнефтизасчетинтенсификацииотборажидкостиизпласта;сокращениемобъемапопутнодобываемойводы.ДополнительнодобытаянефтьзаустановленныйпериодвремениопределяетсяарифметическойразностьюмеждуфактическойскважинсГРПирасчетнойдобычейбезпроведенияГРП(базоваядобыча).Приподсчетедобычинефтизаистекшийпериодосновнаязадачазаключаетсятольковправильномопределениибазовойдобычинефти.Однимизметодовявляетсяповариантныйрасчеттехнологическихпоказателейразработки,базирующийсянафизическисодержательныхматематическихмоделях.Вэтомслучаедостаточнонадежнаяадаптациярасчетныхпоказателейкфактическимвозможнаприналичииисходныхфизическихпараметровидлительнойисторииэксплуатации.Принадежнойадаптацииметодпозволяетопределятьизменениядобычипогруппамскважин,залежамиособопривлекателенвозможностьюколичественнойоценкивзаимовлияния(интерференции)скважин.Точностьрезультатовзависиткакотнадежностииполнотыисходнойинформации,такивозможностейматематическоймодели.Чтокасаетсярасчетныхметодовоценки,то,исходяизконкретнойситуации,необходимоотметитьследующее.СкважинысГРПрассредоточеныпрактическиповсейтерриториикрупногоместорождения.Созданиерасчетноймоделиобъектовдажепоотдельнымплощадямсопряженосогромнымобъемомработизадействованиеммощнойвычислительнойтехники.Ктомуже,кнастоящемувременипоскважинамимеетсяоченьскуднаягеолого-физическаяигеолого-промысловаяинформация,частькоторойподверженаизменениямвпроцессеэксплуатациискважин,вовремени.Витоге,взначительноймерезатрудняетсяадаптациярасчетноймоделииполучениянадежныхпрогнозныхтехнологическихпоказателейразработки.Приэтомпредставляется,чторезультатынаиболееприемлемыилистрадаютнаименьшейпогрешностьюдляотносительныхоценоквзаимовлиянияскважин,т.е.ихинтерференции.Взаключенииможноотметить,чтоГРПпозволяетрешатьследующиезадачи:повышениепродуктивности(приемистости)скважиныприналичиизагрязненияпризабойнойзоныилималойпроницаемостиколлектора;расширениеинтервалапритока(поглощения)примногопластовомстроенииобъекта;интенсификацияпритоканефти,к примеру,сиспользованиемгранулированногомагния;изоляцияпритокаводы;регулированиепрофиляприемистостиит.д.ГЛАВА3.РЕКОМЕНДАЦИИПОПРОФИЛАКТИКЕСНИЖЕНИЯПРОНИЦАЕМОСТИИПРОДУКТИВНОСТИПЛАСТОВКоличество скважин, подлежащих ремонту, возрастает в связи с их старением. Результативность и качество подземных ремонтов возрастают, а добычу газа и нефти необходимо удерживать на доремонтном уровне как можно дольше.В практике западных государств уделяется серьезное внимание выбору жидкостей глушения — ЖГ для заканчивания и ремонта скважин и других специальных жидкостей — СЖ, в связи с необходимостью сохранения естественной проницаемости продуктивного коллектора.Актуальная задача повышения эффективности разработки нефтяных месторождений — сохранение фильтрационных свойств пород в ПЗП, близких к естественным. Ухудшение этих свойств происходит на всех этапах заканчивания скважины: первичном и вторичном вскрытии, креплении-цементировании, на стадии возбуждения притока, после глушения в процессе ремонта скважины.За счет массообменных, теплообменных и других процессов также ухудшаются фильтрационные свойства коллектора. На месторождениях, содержащих парафинистые нефти, при бурении и эксплуатации скважин создаются условия, способствующие ухудшению условий фильтрации из пласта в скважину. Это влияет на процесс вовлечения в разработку всего интервала продуктивной толщи, ведет к снижению продуктивности скважины и эффективности разработки месторождения в целом на всех ее этапах. Поэтому задача заключается в создании жидкостей, наносящих минимальный ущерб продуктивной зоне.К основным причинам снижения проницаемости пор (блокировки пор), связанным с воздействием промывочной жидкости, относятся следующие:блокировка глиной;блокировка водой; блокировка глобулами эмульсий; блокировка механическими примесями; блокировка нерастворимыми осадками; блокировка продуктами коррозии и жизнедеятельности микроорганизмов; блокировка асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и др.Для улучшения качества вскрытия продуктивных пластов посредством промывочных жидкостей реализуются различные методы и средства управления их свойствами в соответствии с рассмотренными выше принципами, направленными на решение следующих основных задач:ограничение зоны проникновения промывочной жидкости и ее компонентов вглубь пласта;повышение степени сходства фаз инфильтратов и пластовых углеводородных флюидов;повышение качества БПЖ, исключение, по возможности, из состава БПЖ твердой и практически нерастворимой дисперсной фазы.Ограничение зоны проникновения промывочной жидкости и ее компонентов в ПЗП наиболее эффективно достигается при вскрытии пласта на равновесии и, тем более, на депрессии.Всю область воздействия промывочной жидкости на проницаемый пласт можно разделить на следующие три зоны (по радиусу скважины):область формирования фильтрационной корки на стенке скважины – первая зона, протяженность ее (толщина корки) от долей до нескольких единиц миллиметров;область проникновения вглубь пласта частиц дисперсионной фазы – вторая зона (зона кольматации), протяженность ее от единиц до десятков сантиметров;область проникновения фильтрата промывочной жидкости – третья зона (зона инфильтрации), протяженность ее от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.Одна из основных инженерных задач буровой технологии заключается в максимальном ограничении протяженности всех трех зон области воздействия промывочной жидкости на проницаемый пласт, особенно на продуктивный.При бурении на репрессии для ограничения зоны загрязнения реализуются следующие технологические решения:уменьшение перепада давления в кольцевом пространстве ΔPкп;уменьшение значений ПФ промывочных жидкостей;применение регулируемой кольматации;применение растворимых кольматантов;уменьшение времени воздействия (бурения) промывочной жидкости на продуктивный пласт.Задача повышения степени сходства фаз между фильтратом БПЖ и углеводородными флюидами пласта решается в основном двумя путями [24, 25]:применением РУО и газообразных агентов;улучшением поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств промывочных жидкостей.Применение РУО и газообразных агентоводнозначно улучшает качество вскрытия продуктивных пластов, но по различным причинам области их применения ограничены.Улучшение поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойствБПЖ – наиболее доступный и распространенный способ повышения степени сродства фаз, тем более, что применение добавок ПАВ и специальных гидрофобизаторов полезно для снижения затрат энергии на промывку скважины и для роста ТЭП бурения в целом.Повышение качества БПЖ, используемых для первичного вскрытия продуктивных пластов, предполагает, прежде всего, исключение из их состава компонентов, снижающих проницаемость ПЗП. Для обеспечения соответствующего качества безглинистых БПЖ для вскрытия продуктивных пластов используется комплекс из 6 – 12 химических реагентов, стабилизирующих систему с заданными по ГТН параметрами, а также с улучшенными показателями кольматирующих, поверхностно-активных, ингибирующих, гидрофобизирующих, антикоррозионных и триботехнических свойств. ЗАКЛЮЧЕНИЕВ данной работе было рассмотрено, что снижение проницаемости ПЗП приводит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости в нагнетательных скважинах. Разобрано, что проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещеноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопарафиновых отложений, окислов железа, механических примесей и т.д. Условно разделены методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин на химические, механические, тепловые, физические и вибрационные.Также стало понятно, что эти методы наиболее эффективно применяют в сочетании друг с другом или последовательно для получения лучших результатов. Химические методы чаще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекторах, а также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Химические методы воздействия применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и др.) Наиболее распространенным методом при этом является проведение кислотной обработки. Механические методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в ПЗП с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка и так далее. Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в призабойной зоне пласта образуются смолопарафиновые отложения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев призабойной зоны с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и так далее. При этом в ПЗП должна создаваться и поддерживаться температура выше температуры плавления смолопарафиновых отложений. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.Отдельно рассмотрен один из механических способов увеличениядиаметравертикальныхскважин и произведён его расчет.Стоит отметить что в последнее время с целью улучшения проницаемости призабойной зоны пласта в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Но пока эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования, потому подробно они не рассмотрены.СПИСОКИСПОЛЬЗОВАННЫХИСТОЧНИКОВ1.Овозможностисозданиявысокопродуктивныхскважинбольшогодиаметра/Ю.П.Коротаев,Г.Р.Рейтенбах,В.И.Белов[идр.]//Газовоедело/Всерос.науч.-исслед.ин-торганизации,управленияиэкономикинефтегаз.пром-ти.–1970.–№4.–С.26–29.2.ЩелкачевВ.Н.,ЛапукБ.Б.Подземнаягидравлика.–Ижевск:Регулярнаяихаотическаядинамика,2001.–736с.3.DerryD.Sparlin.Pressure-packingtechniquecontrollsanconsolitatendsand//OilandGas.–1971.–Vol.65,№11–P.87–93.4.СучковБ.М.Повышениепроизводительностималодебитныхскважин/УдмуртНИПИнефть.–Ижевск,1999.–550с.5.ВасильевВ.А.,БорховичС.Ю.,ШамшинВ.И.Оценкакоэффициентоввихревыхсопротивленийвуравнениифильтрациигаза//Проблемыкапитальногоремонтаскважин,эксплуатацииподземныххранилищгазаиэкологии:cб.науч.тр.СевКавНИПИгаза.–Ставрополь,2002.–Вып.36.–С.61–66.6.ОпределениеэнергосберегающегодебитаскважинПХГпорезультатамгазодинамическихисследований/А.Н.Арутюнов,Д.А.Удодов,С.Ю.Борхович,В.А.Васильев//ПроблемыкапитальногоремонтаскважиниэксплуатацииПХГ:сб.науч.тр.СевКавНИПИгаза.–Ставрополь,2001.–Вып.34.–С.78–82.7.БердинТ.Г.Проектированиеразработкинефтегазовыхместорожденийсистемамигоризонтальныхскважин.–М.:Недра-Бизнесцентр,2001.–199с.8.БорисовЮ.П.,ТабаковВ.П.Опритокенефтикгоризонтальныминаклоннымскважинамвизотропномпластеконечноймощности//НТСподобыченефти.–1992.–Вып.16.9.ПилатовскийВ.П.Исследованиенекоторыхзадачфильтрациикгоризонтальнымскважинам,пластовымтрещинам,дренирующимгоризонтальныйпласт//Тр.Ин-та.–М.:Гостоптехиздат,1961.–Вып.32.10.БашкатовА.Д.Предупреждениепескованияскважин.–М.:Недра,1981.–176с.11.БузиновС.H.,УмрихинН.Д.Исследованиепластовискважинприупругомрежимефильтрации.–М.:Недра,1964.–269с.12.СъюменД.,ЭллисР.,СнайдерР.Справочникпоконтролюиборьбеспескопроявлениямивскважинах/пер.сангл.М.А.Цайгера.–М.:Недра,1986.–176с.13.JoshiS.D.Methodcalculateareadrainedbyhorizontalwells//OilandGasJournal.–1990.–Sept.17.–Р.77–82.14.GigerF.М.Reductiondunomberdepuitsparl'utilisationdeforegeshorizonaux//ReuvedeI'instrtutFr.DuPetrole.–1983.–May-Juni.–Vol.38.–№3.15.СучковБ.М.Интенсификацияработыскважин.–Ижевск:Регулярнаяихаотическаядинамика,2007.–612с.16.КудиновВ.И.,СучковБ.М.Интенсификациядобычивязкойнефтиизкарбонатныхколлекторов.–Самара:Кн.изд-во,1996.–440с.17.БасниевК.С.,КочинаИ.Н.,МаксимовВ.Н.Подземнаягидромеханика:учеб.длявузов.–М.:Недра,1993.–416с.18.DuriofskyJ.,MillikenW.J.,BernathA.ScaieupintheNear-WellRegion//SPEJ.–2000.–Р.110–117.19.ВасильевВ.А.,ДубенкоВ.Е.Модельпереносапескавпористойсреде//Строительствогазовыхигазоконденсатныхскважин:сб.науч.тр.ВНИИгаза.–М.,1996.–С.94–99.20.БоярчукД.Ф.,КереселидзеВ.Л.Изучениеособенностейпроникновениявколлекторыизвестково-битумныхрастворов//Нефтяноехозяйство.–1983.–№11.–С.25–27.21.КаневскаяР.Д.Математическоемоделированиеразработкиместорожденийнефтиигазасприменениемгидравлическогоразрывапласта.–М.:Недра-Бизнесцентр,1999.–212с.22.HydraulicFractureGeometryInvestigationforSuccessfulOptimizationofFractureModelingandOverallDevelopmentofJurassicFormationinWesternSiberia/А.Nikitin,А.Yudin,I.Latypov,A.Haidar,G.Borisov//AsiaPacificOilandGasConference&Exhibition,4–6August2009,Jakarta,Indonesia.SPE121888-MS.–Jakarta,2009.23.NakashimaT.,NomuraM.NewAnalyticalCorrectionforMulti-PhaseFlowEffectinNear-WellRegionsofCoarse-GridSystem//SPE87067.–2004.22.ВасильевВ.А.,ГунькинаТ.А.Единыйподходкрасчетузоныдренированияскважинамиразличнойконфигурации/Нефтепромысловоедело.–2013.–№4.–С.5–8.23. Ремизов В.В. Система контроля за разработкой Вынгапуровского газового месторождения // НТС ИРЦ “Газпром". Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1995, № 3-4. - С. 6-9.24. Петров Н.А., Султанов В.Г., Давыдова И.Н., Конесев В.Г. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов. –СПб.: ООО «Недра», 2007. –544 с.25. Конесев В.Г. Улучшение свойств промывочных жидкостей для первичного вскрытия продуктивных пластов. – Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: Научный журнал, 2012, № 1, С. 44 – 48.