Отрицательная роль воды заключается в следующем:

Вода, попадая на забой скважины, оттесняет нефть и газ вглубь пласта, и порового пространства оказывается занятой водой. Поэтому нефть (газ) при своем движении к забою скважины встречают большое сопротивление. В результате этого уменьшается производительность скважины.

По мере эксплуатации скважины вода, продвигающаяся по пласту и обводняющая добываемую продукцию, все больше охватывает призабойную зону и уменьшает при этом поверхность фильтрации для нефти. Поэтому дебит нефти уменьшается, а дебит воды увеличивается.

Вода, вступая в физико-химическое взаимодействие с глинистыми частицами пород, вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке наиболее тонких поровых каналов, т. е. снижается проницаемость пород пласта и уменьшается производительность скважины.

На границе раздела «нефть — вода» могут адсорбироваться асфальто-смолистые вещества, являющиеся активными эмульгаторами. Поэтому в призабойной зоне пласта может образоваться стойкая гидрофобная эмульсия, снижающая проницаемость пород и, следовательно, производительность скважины. Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границах раздела «нефть — вода», «нефть — газ», «вода — газ», «вода — твердая поверхность». Благодаря этому размер капель воды в нефти в поровом пространстве уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта значительно быстрее, чем крупные.

Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе. ПАВ, применяемые в водонагнетательных скважинах, способствуют гидрофилизации пород, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Остаточная нефть в виде пленки и капель, прилипших к твердой поверхности, хорошо отмывается и увлекается вглубь пласта струей воды. Это увеличивает фазовую проницаемость породы для воды, т. е. увеличивается приемистость скважины.

Обработка обводненных скважин ПАВ увеличивает фазовую проницаемость породы для нефти и уменьшает фазовую проницаемость для воды. Это ограничивает приток воды в скважину и увеличивает приток нефти.

ПАВ по химическому строению делятся на два класса: ионогенные и неионогенные.

Ионогенные ПАВ при растворении в воде диссоциируют (распадаются) на два иона — положительно заряженный катион и отрицательно заряженный анион.

В зависимости от того, какой из ионов является носителем поверхностно-активных свойств, ионогенные ПАВ разделяются на анионоактивные и катионоактивные.

Из анионоактивных ПАВ наибольшее применение на практике имеют: нейтрализованный черный контакт НЧК, сульфонатриевые соли, сульфонол, азолят, катапин, ДС-РАС и др.

Неионогенные ПАВ не диссоциируют в водных растворах. Они более устойчивы к действию солей, кислот и щелочей как при нормальной, так и при повышенной температурах.

Молекула неионогенных ПАВ состоит из гидрофобной (молекулы амина, фенола, алкилфенола или других углеводородов) и гидрофильной частей (оксид этилена).

Неионогенные ПАВ растворяются в воде или керосине в зависимости от соотношения гидрофильной и гидрофобной частей. Например, ОП-4 не растворяется в воде или дает в воде густые коллоидные растворы (размеры частиц таких растворов 10 5— 10 7 см); ОП-7 и выше водорастворимы, но практически не растворяются в керосине.

Неионогенные ПАВ рекомендуют применять для обработки призабойных зон водонагнетательных скважин, у которых продуктивные пласты глинистые и малопроницаемые. Неионогенные ПАВ при небольших концентрациях снижают набухаемость глинистых частиц и увеличивают приемистость водонагнетательных скважин.

Применение неионогенных ПАВ дает хорошие результаты и в коллекторах с высокой карбонатностью.

3.5 Анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск»

В 2001 году на месторождениях ОАО" ТНК-Нижневартовск" были продолжены работы, направленные на восстановление и стабилизацию добычи нефти с широкомасштабным применением методов увеличения нефтеотдачи пластов. Подрядчиками по внедрению физико-химических методов выступают ОАО "НК Черногорнефтеотдача"и НРО "ОТО Продакшин ЛТД", гидроразрыв пласта осуществляется ЗАО СП "МеКаМинефть" и ООО СП "Катобьнефть".

Физико-химическое воздействие на продуктивные пласты Самотлорского месторождения проводится согласно разработанной программы, с учетом плана геолого-технических мероприятий, целью которого было достижение долговременного положительного эффекта в процессе добычи нефти. Кроме того, осуществлялось внедрение технологий повышения нефтеотдачи на Гун-Еганском, Лор-Еганском .

Внедрение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи приводит к доотмыву остаточной нефти, снижению водонефтяного фактора и увеличению коэффициента охвата залежи заводнением. Результаты проведенных работ свидетельствуют об изменении механизма выработки объектов, вовлечения в активную разработку низкопроницаемых пропластков.

На участках пластов АВ13 и АВ2-3 Самотлорского месторождения сконцентрированы основные объемы работ по физико-химическим методам повышения нефтеотдачи в ОАО "ТНК-Нижневартовск". Проектирование, формирование, а также трансформация системы разработки данного объекта осуществлялось в несколько этапов. В целом по объекту выделяются четыре основных участка применения методов увеличения нефтеотдачи.

Участок №1 сформирован на базе скважин ЦДНГ-1. Действующий фонд добывающих скважин-39, нагнетательных-7. За период 2001 года отмечается стабилизация обводненности продукции на уровне 86%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года составляет 14,1т.т.

В состав 2-го участка входят скважины с 29-го по 55 кольцевой элемент разработки. Действующий фонд добывающих скважин-151, нагнетательных - 38. За период 2001 года отмечается стабилизация обводненности продукции на уровне 90%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года составляет 34,2 т. т. Экономическая эффективность производства работ равна 37,4 млн. р.

3-й участок включает в себя скважины с1-го по 28 кольцевых элементов и имеющих административную привязку к ЦДНГ-3.Фонд добывающих скважин-130, нагнетательных-34. Это наиболее молодой фонд, самые старые эксплуатационные скважины пробурены в1986 году. За период 2001 года отмечается стабилизация обводненности продукции на уровне 87%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года за 12 месяцев составляет 88,7 тыс. тонн.

На Самотлорском месторождении провели 226 скв.-операций силами ОАО "НК Черногорнефтеотдача", на Лор-Еганском-14 скв.-операций и на Гун-Еганском-10 скв.-операций силами НПО "ОТО Продакшин ЛТД"

Технологическая эффективность от применения ФХВ по переходящим скважинам соответствует 377.9 тыс. т. нефти. Средний прирост дебита нефти одной добывающей скважины - 4,2 т/сут.

Дополнительная добыча нефти на одну реагирующую скважину равна 1,9 тыс. т.

Дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку составила 1,5 тыс. т.

В 2001 году расчет проводился по временной методике оценки эффективности. Технологическая эффективность от применения ФХВ по скважинам 2001 года составляет 137,0 тыс.т.

С целью выявления характера и темпов поступления закачиваемых вод в добывающие скважины в 2000 году проведены работы по закачке меченых жидкостей на Самотлорском, Лор-Еганском и и Гун-Еганском месторождениях; исследования планируется продолжить в 2002 году.

В 2002 году планируется проведение комплекса работ по стабилизации и наращиванию добычи нефти на Самотлорском месторождении.

Всего будет проведено 235 операции по закачке оторочек хим. реагентов в нагнетательные скважины участков №1 и №2. Ожидаемая дополнительная добыча нефти с учетом переходящих скважин составит 271.3 тыс. т.

В зависимости от горно-геологических условий предлагается ряд комплексных технологий. Суммарный объем закачиваемого состава изменяется в зависимости от условий применения от 160 до 900 м3.

Для создания водоограничивающих и водосдерживающих барьеров в высокопроницаемых зонах пласта планируются коллоидно-дисперсные системы (КДС) на основе полиоксиэтилена и дисперсных частиц, объем закачиваемых оторочек от 1000 до 5000 м3.

Основными подрядчиками в выполнении намечаемого объема работ по методам увеличения нефтеоотдачи пластов выступают ОАО"НК Черногорнефтеоотдача" при научном сопровождении ЗАО "АЦ СибИНКОР".

Выводы

С целью интенсификации добычи нефти в 2001 году проведено 369 скв/опер. на добывающих скважинах.

Дополнительная добыча нефти составила 104,0 тыс.т.

На 1 скв/опер. приходится 282 т. дополнительно добытой нефти.

Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину равен 2,7 т/сут.

Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2001 году составил 560,5 т/сут.

Анализ эффективности методов интенсификации добычи нефти показывает, что наиболее массовыми были глино-кислотные обработки - 344 скв/опер. Дополнительно добыто - 81,6 тыс.т. нефти. Среднесуточный прирост дебита нефти на 1 скв/опер составил 1,7 т/сут. Среднесуточный прирост дебита нефти на 1 эффективную скв/опер - 2,1 т/сут.

Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер - 84 сут.

Основной объем работ по интификации добычи нефти проводится на Самотлорском месторождении - 275 скв/опер., дополнительная добыча нефти соответствует 80,7 тыс. т.

Необходимо отметить, что большое количество операций по интенсификации добычи нефти проводилось совместно с другими видами работ (ГРП, перестрелы, ликвидация аварий…и др.)

4. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

4.1 Расчет обработки скважины раствором соляной кислоты

Произведем расчет соляно - кислотной обработки скважины, исходные данные для расчета представлены в таблице 4.1.

Самотлорское месторождение

Куст 1638 скважина 39004 пласт БB8

Таблица 4.1

Исходные данные

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7