|
100 л кислоты). Аналогично проводят обработку нагнетательной скважины с той лишь разницей, что в качестве промывочной и продавочной жидкости в нефтяной скважине применяют нефть, а в нагнетательной скважине воду [27]. Особенно эффективными были первые кислотные обработки нефтяных скважин «старых» месторождений. Практика применения кислотных обработок показала, что их успешность снижается с увеличением числа проводимых обработок в одной скважине, а также с увеличением интервала обрабатываемой толщины пласта. Наиболее частая причина неудачных обработок несоответствие технологии кислотного процесса геолого-эксплуатационной характеристике скважины и уход части кислоты в хорошо проницаемые участки ПЗП. При этом часть продуктивного пласта в непосредственной близости от ствола скважины остается необработанной. На эффективность кислотных обработок существенно влияет своевременный пуск скважин в эксплуатацию после проведения процесса. При длительной задержке ввода скважины в эксплуатацию, особенно при наличии пластовой воды, из продуктов реакции выпадают осадки и вновь закупоривают поры коллектора [16]. В качестве продавочных жидкостей используют, как правило, водные растворы ПАВ и техническую воду. Однако при всех условиях целесообразнее использовать нефть или специальные растворы на нефтяной основе, например, гидрофобно-эмульсионные. При попадании в пласт воды происходит гидратация (набухание) глинистых частиц, что приводит к значительному снижению эффективности кислотной обработки. Кроме того, при попадании воды в нефтеносную часть ПЗП изменяется отношение фазовых проницаемостей резко уменьшается фазовая проницаемость по нефти и увеличивается по воде [27]. Скважины с использованием пенокислот обрабатывают с 1976 года. От аэрированной соляной кислоты пенокислота отличается тем, что с целью снижения скорости реакции НС1 с породой, уменьшения коррозионного 15 |
В лаборатории математического моделирования процессов фильтрации Казанского научного центра разработана новая математическая модель переноса дисперсных частиц различного размера водой при двухфазной фильтрации. Предполагается, что частицы характеризуются функцией распределения частиц по размерам. Разработан алгоритм решения таких задач на основе конечноэлементного метода контрольных объемов. Исследовано влияние осаждения твердых частиц в пористой среде с закупоркой отдельных поровых каналов на изменение фильтрационно-емкостных параметров пласта. Исследования подтвердили, что при определенных соотношениях параметров и свойств пластовой системы закупорка поровых каналов оказывает существенное влияние на снижение продуктивности нефтяных пластов. Доказано также, что представление частиц одним характерным размером может приводить к существенным отклонениям в результатах. Так, время прекращения фильтрации (полного закупоривания пласта) может отличаться на 100% [62-64]. 1.2. Анализ эффективности методов обработки скважин Производительность нефтяных скважин зависит главным образом от гидропроводности, являющейся функцией проницаемости пласта и вязкости нефти [95]. При кислотной и термокислотной обработке в нефтяные скважины по заливочным трубам через реакционный наконечник, загруженный магнием (25-40 кг), закачивают 3-5 т 15%-ной ингибированной соляной кислоты (из расчета 0,5 м3 НС1 на 1 м трещины продуктивного пласта и 1 кг магния на 100 л кислоты). Аналогично проводят обработку нагнетательной скважины с той лишь разницей, что в качестве промывочной и иродавочной жидкости в нефтяной скважине применяют нефть, а в нагнетательной скважине воду [12]. Особенно эффективными были первые кислотные обработки нефтяных скважин «старых» месторождений. Практика применения кислотных обработок показала, что их успешность снижается с увеличением числа проводимых обработок в одной скважине, а также с увеличением интервата обрабатываемой толщины пласта. Наиболее частая причина неудачных обработок несоответствие тех16 нологии кислотного процесса геологоэксплуатационной характеристике скважины и уход части кислоты в хорошо проницаемые участки ПЗП. При этом часть продуктивного пласта в непосредственной близости от ствола скважины остается необработанной. На эффективность кислотных обработок существенно влияет своевременный пуск скважин в эксплуатацию после проведения процесса. При длительной задержке ввода скважины в эксплуатацию, особенно при наличии пластовой воды, из продуктов реакции выпадают осадки и вновь закупоривают поры коллектора [1]. В качестве продавочных жидкостей используют, как правило, водные растворы ПАВ и техническую воду. Однако при всех условиях целесообразнее использовать нефть или специальные растворы на нефтяной основе, например, гидрофобно-эмульсионные. При попадании в пласт воды происходит гидратация (набухание) глинистых частиц, что приводит к значительному снижению эффективности кислотной обработки. Кроме того, при попадании воды в нефтеносную часть ПЗП изменяется отношение фазовых проницаемостей резко уменьшается фазовая проницаемость по нефти и увеличивается по воде [12]. Скважины с использованием пенокислот обрабатывают с 1976 года. От аэрированной соляной кислоты пенокислота отличается тем, что с целью снижения скорости реакции НС1 с породой, уменьшения коррозионного воздействия ее на металл и улучшения очистки норовых каналов от продуктов реакции кислоты с металлом и породой, кислоту перед аэрацией предварительно обрабатывают ПАВ [12]. Многолетний опыт применения пенокислотной обработки показал ее высокую эффективность, особенно в первые годы внедрения. Аналогично солянокислотным обработкам эффективность пенокислотной обработки из года в год снижается. Пенокислотную обработку применяют только на скважинах с карбонатными коллекторами [4]. 17 |