Диссертация (1172962), страница 37

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 37)

При этом с целью доставки его лишь в продуктивный пластзакачка ведется при минимально возможном забойном давлении, по возможностине превышающем пластовое давление в водонасыщенной подошве пласта.Рисунок2.8виллюстрируетдинамикипластовогодавлениявразнонасыщенных пропластках эксплуатируемой ЗПВ с разделяющей глинистойперемычкой. Давление в подошвенной водонасыщенной части пласта заметновыше, чем в верхней нефтенасыщенной (в данном случае на 30 атм.), чтообъясняется ее преимуществом по фазовой проницаемости для закачиваемойводы, а также тем, что отборы ведутся непосредственно из нефтенасыщеннойчасти пласта. В связи с этим после остановки нагнетательной скважины междуразнонасыщенными частями ПЗП возникает перепад давлений, вызывающийзаколонный переток воды из водонасыщенной подошвы в продуктивный пласт,постепенно усиливающийся в ходе снижения в последнем пластового давления.Раствор Na2B4O7 доставляется к каналам перфорации осаждением в болеелегком солевом растворе в условиях присутствия заколонного перетока воды изводонасыщенной подошвы.

Благодаря этому Na2B4O7 контактирует с ПС лишь вканалах перфорации с формированием там «жесткого» геля. Остатки раствораNa2B4O7, удаляются из полости скважины изливом, источником которого и становится подошвенный водонасыщенный пласт в повышенным давлением. С цельюже образования в нагнетательной скважине заколонного перетока воды из219водонасыщенной подошвы в продуктивный пласт необходимо за несколько днейдо обработки остановить в ней закачку для снижения пластового давления в ПЗПпродуктивногопласта.Порядокопераций,реализующихтехнологию,представлен на рис. 3.14.Предварительно в скважину закачивается и осаждается в зумф солевойраствор с повышенным удельным весом (1,15 г/см3) в объеме, равном объемузумфа.

Далее в скважину закачивается раствор ПС с удельным весом 1,03 г/см3 иконцентрацией 1 % в объеме до 2 м3 на метр продуктивного пласта (рис. 3.14а).Он продавливается буферным солевым раствором с удельным весом 1,01 г/см 3 иобъемом,составляющимвнутреннийобъемскважиныбеззатрубногопространства и без зумфа плюс заколонное пространство в пределах ИП и объемканалов перфорации.а)б)в)г)Рисунок 3.14 − Порядок операций по временному экранированию продуктивногопласта в нагнетательной скважине перед проведением в ней упрощенных РИР поликвидации ЗКЦБуферный раствор продавливается раствором Na2B4O7 с концентрацией 2,5% и далее раствором NaCl с удельным весом 1,1 г/см3 в объеме, равном внутрен220нему объему эксплуатационной колонны в пределах ИП (рис.

3.14б).Далее закачка останавливается на 8 − 12 часов для осаждения раствораNa2B4O7 в ИП за счет более высокого удельного веса (рис. 3.14в) и для егопроникновения в каналы перфорации. В результате из скопившегося в каналахперфорации концентрированного раствора ПС образуется "жесткий" гель.Остатки раствора Na2B4O7 далее удаляются из скважины методом излива (рис.3.14г).Далее в скважину закачивают до 200 м3 тампонирующего состава ППС, либо другого осадкообразующего. Через заранее устанавливаемой время гель ПСв каналах перфорации скважины разрушается, после чего скважина вновьстановится готовой к закачке воды в продуктивный пласт, но уже без ЗКЦ.Реализация данной технологии позволит более оперативно с относительномалыми затратами времени и средств ликвидировать ЗКЦ в нагнетательныхскважинах, что заметно повысит эффективность разработки залежей нефти сподстилающей водой.3.2.2 Упрощенная технология ограничения водопритоков в нефтянойскважине при ее подготовке к текущему ремонту с использованиемселективного термогелирующего составаДля удешевления работ по ОВП в нефтяных скважинах нефтяные компаниине редко рассматривают вариант проведения работ с использованием технологий,при которых закачку гелеобразующего состава в ПЗП проводят по их затрубномупространству без предварительного подьема ГНО и спучка рабочей колонны НКТ(см.

приложение 17).Для повышения селективности проведения таких водоизоляционных работих рекомендуется осуществлять в ходе подготовки скважины к текущему ремонту(ТРС) после восстановления в ней циркуляции [275, 276, 277]. Последнееосвобождает от необходимости закачивать в обводненный пропласток ПЗП позатрубному пространству скважины нефть, скопившуюся там в ходе ееэксплуатации. Это создает условия для повышения селективности изоляцииводонасыщенных пропластков.

При этом глушение скважины, проводимое сразу221же после операции по ОВП, будет осуществляться в один цикл с длительностью,не превышащей длительности двух обычных циклов глушения вместе стехнологическим отстоем. Установка гелевого экрана в обводненной части ПЗПнепосредственно перед операцией по глушению скважины позволит избежатьпоследующего поглощения жидкости глушения (ЖГ) пластом в ходе ее ремонта инеобходимости проведения повторных глушений.Вкачестветампонирующегосоставарекомендуетсяиспользоватьспециальный термогелирующий состав (ТГС) [278], селективный по фазе, т.е. необразующий гель в углеводородной среде [279, 280].

Состав обладает низкойначальнойвязкостью(1,5сПз),обеспечивающейселективностьегопроникновения в высокопроницаемые пропластки при закачке в пласт, высокимитампонирующимисвойствами(остаточныйфакторсопротивленияприконцентрации в воде 10,0 % и при проницаемости пористой среды 161,0 мД.составляет 189,4 ед., см.

приложение 16б), повышенной длительностьюгелирования и повышенной прочностью геля, образующегося во всем закаченномв пласт объеме. Это позволяет селективно устанавливать в обводненныхпропластках объемные водоизоляционные экраны. Порядок работ следующий.До 100 м3 селективного ТГС закачивают в затрубное пространствоскважины при открытой буферной задвижке. После достижения составом приемаглубинного насоса или заранее сбитого сбивного клапана буферную задвижкузакрывают и закачку продолжают на поглощение жидкости пластом (рис.

3.15а).После этого в затрубное пространство закачивают не менее 10 м3 буферногосолевого раствора с меньшим удельным весом (рис. 3.15б), обеспечивающегоустановку гелевого экрана в относительно отдаленной части ПЗП, а такжепромывку эксплуатационной колонны (ЭК) и НКТ от ТГС.Для улучшения очистки ЭК и НКТ от остатков ТГС далее в затрубное пространство закачивают один кубический метр обратной нефтяной эмульсии свременем жизни при пластовой температуре не выше 6 часов (рис.

3.15б).Водная фаза эмульсии представляет раствор HCl с концентрацией, не222позволяющей превышать коррозионную активность солевого раствора в тех жеусловиях. В качестве эмульгатора рекомендуется использовать ПАВ АБР [281],или "Нефтенол НЗ" [282], либо "Нефтенол НЗб" [283]. Эмульсия проталкиваетсясолевым раствором с удельным весом, необходимым для глушения скважины.а)б)в)г)Рисунок 3.15 − Порядок реализации упрощенной технологии ОВП в нефтянойскважине при ее подготовке к текущему ремонту с использованием селективногоТГС с замедленным гелированиемПосле cкачка вверх давления нагнетания, указывающего на достижениеэмульсией ИП, буферная задвижка открывается и начинается промывка скважиныраствором глушения (рис. 3.15в) до выноса скважинной жидкости в коллектор.Далее закачку останавливают на 8 − 12 часов для гелирования закаченногосостава в ПЗП и для разрушения эмульсии в интервале перфорации.Высвободившийся из эмульсии раствор HCl проводит нейтрализацию остатковтермогелирующего состава в ИП (рис.

3.15г).Реализация данной технологии при подготовке скважин нефтяной залежи кремонту позволит систематически и с меньшими затратами проводить в нихработы по ОВП, повысив при этом и технологическую и экономическуюэффективность ее разработки. Более качественное глушение скважин перед223ремонтом, путем установкой геля в промытой части ПЗП, снизит егодлительности за счет ликвидации повторных глушений и повысит экономическуюэффективность эксплуатации залежи нефти.3.3 Способ увеличения отборов из нефтенасыщенных интервалов пластав скважине залежи нефти с подстилающей водойОписанный выше характер динамики обводнения скважин ЗПВ приувеличении их дебита по жидкости (см.

параграф 2.1) [235,257] позволяетпредположить гидродинамическую его природу. Допустим, проницаемость ипластовое давление по разрезу пласта распределены равномерно. Каждоеотверстие перфорации является источником струи добываемой жидкости,входящей в полость скважины. При вертикальном движении от подошвы к кровлепласта вдоль ствола скважины количество таких струй в потоке снизу вверхувеличивается (рис. 3.16). В результате этого увеличивается его общий расход исредняя скорость, рассчитываемая по формуле:V Q,F(3.5)где Q – суммарный расход жидкости через поперечное сечение скважины винтервале вскрытия пласта; F – площадь внутреннего сечения скважины винтервале вскрытия.Согласно закону Бернулли [284] и для общего потока и для отдельнойструи выполняется закон сохранения энергии, задаваемый формулой:P V2Z Const ,g 2 g(3.6)где Z – высота сечения относительно условного уровня; P – давление; плотность жидкости; g – ускорение свободного падения; V – скорость потока.Струядобываемойжидкости,истекающаяизнижнегоотверстияперфорации, в ходе подъема испытывает сужение и рост скорости.

Тогда длядвух сечений, пересекающих скважину в пределах ИП, выполняется следующее:224–а)б)в)Рисунок 3.16 – Схематическая эпюра распределения скорости вертикальногопотока и динамического давления по высоте интервала вскрытия пласта вобводненной скважине ЗПВ в ходе ее эксплуатации22V2P1 V1PZ1  Z2  2 ,g 2 gg 2 g(3.7)или в преобразованном виде:P1  P2   V22 V12  g Z 2  Z1 .2(3.8)Как видим из формулы (3.8), увеличение скорости потока в ходе движенияжидкости снизу вверх сопровождается снижением динамического давления.После несложных преобразований получим формулу для расчета величиныразряжения давления в верхнем сечении интервала перфорации:ДИНРВСТ.

Д .  РВ . Д .   VСР 22.(3.9)Таким образом, величина разряжения давления в потоке пропорциональнаквадрату его скорости. Кроме того, разряжение и, соответственно, приростдепрессии на пласт тем выше, чем выше плотность движущейся жидкости.Поток жидкости начинается в отверстиях перфорации как горизонтальный225и центростремительный, а завершается во внутренней полости скважины какнаправленный вверх. При ламинарном потоке отношение максимальной скоростив центре его сечения, к среднему ее значению равно двум.

Характеристики

Список файлов диссертации