Анализ эффективности применения мероприятий по очистке призабойной зоны пласта на месторождениях западной Сибири

ВВЕДЕНИЕ 11
1 ИСТОЧНИКИ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 12
1.1 Роль призабойной зоны в системе «пласт-скважина» 12
1.2 Обзор существующих подходов к выборутехнологии очистки призабойнойзоны пласта 16
1.3 Анализ причин низкой продуктивности скважин 20
1.3.1 Гидродинамическое несовершенство скважины 20
1.3.2 Загрязнение призабойной зоны 25
2 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ПРИСПОСОБЛЕНИЙ ПО ОЧИСТКЕ ПРИЗАБОЙНОЙЗОНЫ ПЛАСТА 33
2.1 Требования к скважинам-кандидатам перед проведением технологическихопераций 33
2.2 Технологии очистки призабойной зоны пласта 37
2.2.1 Химическая очистка призабойной зоны 38
2.2.2 Термическая очистка призабойной зоны 56
2.2.3 Физическая очистка призабойной зоны 63
2.3 Современные технологии очистки призабойной зоны 70
2.3.1 Комплексный подход к кислотной обработке призабойной зоны 70
2.3.2 Виброволновая обработка 74
2.3.3 Применение устройства промывочного скользящего для ликвидациипесчаных пробок 78
2.3.4 Плазменно-импульсное воздействие 81
3 РЕКОМЕНДАЦИИ К ПРИНЯТИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПООЧИСТКЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН 84
4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФЕКТИВНОСТЬ ИРЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 91
4.1 Целесообразность применения технологий очистки призабойной зоны на
различных месторождениях 91
4.2 Технологии очистки призабойной зоны и их показатели 93
4.3 Затраты на проведение технологических операций 94
4.4 Оценка технологической эффективности 95
4.5 Оценка экономической эффективности 96
5 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ……………………………………....101
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности…….101
5.2 Производственная безопасность…………………………………………..102
5.3 Анализ вредных производственных факторов и обоснованиемероприятий по снижению уровня их воздействия на работника………104
5.4 Анализ опасных производственных факторов и обоснованиемероприятий по снижению уровня их воздействия на работника……….111
5.5 Экологическая безопасность ………………………………………………113
5.6 Безопасность в чрезвычайных ситуациях ………………………………...115
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………119
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………………123
Приложение А……………………………………………………………………..126

Весь текст будет доступен после покупки

При эксплуатации скважин невозможно избежать загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП). Минеральные частицы, соли, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), гидраты, продукты коррозии и различные другие мехпримеси негативно сказываются на производительности скважин. Особенно эта проблема актуальна для месторождений, эксплуатируемых на поздней стадии разработки.
Чтобы вернуть скважине её потенциальные эксплуатационные характеристики необходимо произвести очистку призабойной зоны. На данный момент существует большое количество технологий очистки. В основе этих технологий могут применяться физические, термические, химические, а также комбинированные воздействия.
Проблема заключается в том, что зачастую применяемые технологии не дают желаемого результата. Это связано с тем, что не уделяется должного внимания выяснению причин образования загрязнения. Соответственно, применяют технологии очистки, которые не соответствуют причинам загрязнения ПЗП.
Также проблема низкой эффективности применяемых технологий очистки связана с тем, что технологию не адаптируют под конкретные условия.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Роль призабойной зоны в системе «пласт-скважина»

Призабойная зона пласта (ПЗП) является важнейшим элементом гидродинамической системы «пласт – скважина», ее состояние во многом определяет текущие значения продуктивных характеристик [6, 7]. Получение достоверной информации о состоянии призабойной зоны является одной из важнейших задач промыслового контроля за разработкой и эксплуатацией месторождений углеводородного сырья [4, 5, 8]. Одним из распространенных методов оценки гидродинамического состояния ПЗП является определение скин-фактора S [1, 9] при обработке кривых восстановления давления (КВД), получаемых в ходе гидродинамических исследований (ГДИ) скважин. Данный подход не является единственным, в практике нефтепромыслового дела известны методы интерпретации КВД, при которых оценка состояния ПЗП осуществляется по другим критериям, например, по безразмерному диагностическому признаку d в методе детерминированных моментов давления [14] или посредством вычисления показателя ?3 в методе Полларда [24]. Однако именно способ, основанный на определении скин-фактора, получил наиболее широкое распространение при оценке состояния ПЗП из-за относительной простоты вычисления самого. При этом более детальный анализ данного подхода позволяет выделить ряд весьма серьезных проблем.
Одной из проблем является неоднозначность физического смысла, вкладываемого в термин «скин-фактор» [21]. Первоначально под понятием «скин-фактор» подразумевалась тонкая зона повреждения пласта, окружающая ствол скважины. Позднее скин-фактор стал использоваться в качестве способа математического учета дополнительных потерь давления [14], обусловленных повреждением пласта вследствие первичного и вторичного его вскрытия, нарушением закона фильтрации Дарси [11], нерадиальной геометрии потока и т.д. В настоящее время именно совокупное влияние данных факторов учитывается показателем S.
В связи с большим разнообразием факторов, приводящих к возникновению дополнительных потерь давления в ПЗП, многие исследователи используют несколько видов скин-фактора: общий (суммарный) [18] и частные. Изучению общего и частных скин-факторов и причин их формирования в отечественной и зарубежной литературе уделяется значительное внимание. По данным [10, 22] тщательный анализ частных составляющих и их вклада в общее значение скин-фактора имеет важнейшее значение. Авторы работы [24] указывают на сложный характер влияния частных составляющих на итоговую величину и нецелесообразность их простого суммирования. Исследователи указывают на актуальность установления конкретных причин снижения проницаемости ПЗП для принятия инженерных решений по интенсификации добычи нефти. Схожие выводы получены в работе [26], где показана невозможность переоценить важность тщательного анализа скин-фактора при планировании и оценке результатов мероприятий по воздействию на продуктивные пласты.
Информация о состоянии ПЗП имеет важное значение не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для содздания новых эффективных способов обработки ПЗП с целью повышения проницаемости пласта. Одним из главных условий, влияющих на добычные возможности скважин, является качество вскрытия продуктивного пласта. Завышение скорости спуска бурового инструмента в скважину при вскрытии продуктивного пласта часто приводит к гидроразрыву пласта, образованию или раскрытию трещин коллектора и фильтрации промывочной жидкости в эти трещины.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин по различным причинам: глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием механических примесей; несоблюдение технологии проведения различных ГТМ; несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения ГТМ; отложение смолопарафиновых соединений; химическую и биологическую кольматацию; закачку в пласт воды при заводнении с повышением допустимых норм по механическим примесям (30мг/л) и т.д.
Степень восстановления проницаемости ПЗП зависит от времени с момента остановки скважины до ее освоения. С увеличением этого времени полнота восстановления проницаемости снижается. Отсюда следует, что необходимо до минимума сокращать время с момента завершения работ по обработке ПЗП или других ГТМ, связанных с глушением скважины до освоения и ввода их в эксплуатацию [2].
Существенное снижение относительного коэффициента фильтрации происходит при снижении температуры, особенно это наблюдается при температуре, равной или ниже температуры насыщения нефти парафином. При этом в зависимости от проницаемости породы, происходит частичная или полная закупорка поровых каналов смолопарафиновыми отложениями.
Факторы снижающие гидропроводность ПЗП: гидромеханические, термохимические, биологические [6].
Гидромеханические – в большей степени проявляются в нагнетательных скважинах. Они основаны на гидромеханическом загрязнении фильтрующей поверхности ПЗП механическими примесями и углеводородными соединениями, содержащимися в закачиваемой в пласт воде.
К термохимической относятся нерастворимые осадки, которые образуются при смешивании пресной и пластовой воды. При этом может наблюдаться образование неорганических солей, гипса, выпадение кристаллов парафина и на их основе – возникновение АСПО. К термической группе факторов снижения проницаемости ПЗП относится выпадение нерастворимых в кислотных растворах солей, гидрата окиси железа, сульфидных и силикатных соединений.
Биологические - загрязнение ПЗП продуктами жизнедеятельности организмов и бактерий. При заводнении нефтяных пластов водами, содержащими сульфатосоединения, возможно заражение скважин сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ). Появление их в пласте не только ухудшает проницаемость продуктивных пластов, но и отрицательно сказывается на технологических процессах добычи нефти, т.к. при этом в добываемой нефти появляется сероводород, вследствие чего усиливается коррозия промыслового оборудования, ухудшается качество нефти. Сюда же можно отнести загрязнения ПЗП биомассой, приносимой из закачиваемой воды, взятой из водоемов с активно развитыми биогенными процессами.

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки