Причины снижения поглотительной способности НС при неизменном давлении нагнетания

Ø геологическое строение пласта (состав пород, пористость, проницаемость, неоднородность)

Ø загрязненность фильтрующей поверхности пласта (кольматация твердыми частицами, отложения солей)

Ø образование сероводорода в результате деятельности СВБ (карбонатные осадки, осадки сульфида железа, закупоривание каналов фильтрации колониями СВБ)

Ø рост пластового давления в зоне расположения скважины

изливы НС:

Ø Позволяют очистить ПЗП в НС при эксплуатации низкопроницаемых пластов или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны

Изливы по способу утилизации:

Ø Излив в высокоприемистую НС с приемистостью не менее 200 м³/сут – утилизация загрязнений излива без дополнительных затрат на сбор и транспортировку загрязненной жидкости излива. Низкоприемистая и высокоприемистая скважины должны находиться на одном разводящем высоконапорном водоводе

Ø Излив в автоцистерну-водовоз – излив жидкости из НС при повышенном Р_заб относительно Р_пл при открытой задвижке АУ НС в автоцистерну-водовоз, соединенный гидравлически с АУ НС – высокие транспортные расходы для вывоза вод излива

Ø Излив в дренажную емкость на КНС –излив жидкости из НС при повышенном Р_заб относительно Р_пл при открытой задвижке АУ НС в дренажную емкость КНС, где отстаивается на нефть и осадок – удаляются и утилизируются обслуживающим персоналом КНС – загрязнение внутренней поверхности водоводов, попадание части загрязнений в ПЗП при возобновлении закачки

Изменение приемистости на скважинахпосле проведения очистки ПЗП методом ДИ:

Ø 65%- достигнут положительный эффект, с увеличением приемистости в 1,5 раза

Ø 17%- снижение эффекта до начальной приемистости

Ø 35%- ожидаемый эффект не достигнут

 

 

Проведение Д И позволяет

Ø Увеличить Q с наименьшими затратами

Ø Проводить промывку трубопроводов

Ø Использовать результаты излива в качестве диагностики ПЗП

Ø Использовать результаты излива для планирования других видов ОПЗ

Величина расхода при изливах:

Ø ограничивается во избежание проявления схлопывания пласта

(снижение Р_изб в ПЗП, приводит к смыканию открытых пор и трещин, защемлению кольматирующего материала и отсутствии выноса к забою скважины при установившихся перепадах давления и низких скоростях движения)

Расход длительного излива:

Ø рекомендуется ограничить до 3-4 м³/ч,

Ø Это обеспечит интенсивный вынос частиц, загрязняющих ПЗП и не приведет к схлопыванию пласта

по длительности:

Ø Кратковременный - чередование открытия скважины на 10-12 мин на излив с закрытием на 6-7 мин для перераспределения Р_пл (Р_заб восстанавливается на 80 – 90 % от первоначального). При повторном открытии НС на излив за счет энергии упругого запаса жидкости и пород пласта вода из ПЗП интенсивно выбрасывается в забой

Ø Длительный - непрерывный процесс излива жидкости из НС при повышенном Р_заб относительно Р_пл вскрытого продуктивного пласта при постоянно открытой задвижке устьевой арматуры НС

Применение только длительного излива:

Ø допускается как исключение для скважин с высоким пластовым давлением

по интенсивности:

Ø Залповый излив - при полностью открытой задвижке на АУ НС. В начальный момент залпового излива величина расхода значительна по причине резкого падения Рзаб. За счет высоких скоростей движения жидкости ПЗ очищается от закупоренного материала. Затем происходит схлопывание пласта. залповый излив не допускается для очистки ПЗП НС, т.к. не обеспечивает выноса загрязнений из ПЗП и удаления из системы водоводов и НС

Ø Излив с ограниченной величиной расхода через прикрытую задвижку на АУ НС, расход излива – по накладному расходомеру, Ру – по манометру

По методу излива:

динамический излив (без дозакачки воды в НС) – сочетание кратковременного излива жидкости (чередование открытия скважины на 10-12 мин на излив с закрытием на 6-7 мин для перераспределения пластового давления, повторяемое в течение 6-7 циклов) из НС при повышенном Р_заб относительно Р_пл с последующим длительным изливом для промывки забоя скважины, НКТ, АУ и в/в

гидродинамический излив (с дозакачкой воды в НС) чередование циклов излива жидкости из НС при повышенном Р_заб относительно Р_пл с дозакачкой воды из высоконапорного водовода – гидроударное волновое воздействие на кольматирующие элементы, частично выносимые на устье НС, и частично продавливаемые в пласт

ППД ЗАКАЧКОЙ ГАЗА:

используется если:

Ø отсутствуют источники водоснабжения

Ø условия закачки пресной воды неблагоприятны (терригенные нефтенасыщенные объекты разработки, в составе которых имеется значительное количество глинистого материала, разбухающего при контакте с пресной водой) - заводнение оказывается не неэффективным и создает серьезные проблемы (низкая приемистость нагнетательных скважин, которая во времени снижается до нуля)

Недостатки ППД закачкой газа:

Ø 1. Гидростатическое давление на забое газонагнетательной скважины всегда меньше, чем при закачке воды - плотность компримированного газа кратно меньше плотности воды. Для достижения необходимой репрессии, определяемой объемом закачиваемого газа, увеличивают забойное давление за счет увеличения устьевого давления - необходимо увеличивать рабочее давление на компрессорной станции и затраты на компримирование газа.

Ø 2. Обладая высокой сжимаемостью, объем компримируемого газа (для заданного забойного давления) должен быть существенно большим, чем объем воды, что также приводит к возрастанию затрат на компримирование.

Ø 3. Закачиваемый углеводородный газ при контакте с нефтью частично растворяется в ней, что приводит к необходимости увеличения объема газа.

Суточный расход нагнетаемого газа:

.

 

Ø Vн.д., Vв.д.— объемные расходы нефти и воды после дегазации (при стандартных условиях), м³/сут;

Ø bн, bв — объемные коэффициенты нефти и воды при пластовых условиях.

Ø Vг.ст. — объемный расход свободного газа при стандартных условиях, м³/сут;

Ø Р₀, Тст. – стандартное давление, МПа и стандартная температура, К;

Ø Рпл., Тпл. — пластовые давление и температура, МПа и К;

Ø z — коэффициент сверхсжимаемости газа.

Ø К - поправочный коэффициент К= 1,2.

Приемистость газонагнетательной скважины

Ø μ_г - вязкость газа при Рзаб. и Тпл, мПа с. Число газонагнетательных скважин n_г.н.= V_г.н. / Q_с