Причины изменений коэффициентов приемистости скважин

Эксплуатация нагнетательных скважин проходит в условиях не­прерывного изменения состава, свойств рабочего агента, фильтраци­онно-емкостных параметров пород ПЗП, технического состояния скважины и условий сбора и обработки воды на промысле. Слож­ность учета влияния отдельных факторов на показатели работы на­гнетательных скважин обусловлена одновременностью действия большинства определяющих факторов. Поэтому для определения причин ухудшения приемистости скважин требуется классифициро­вать действующие факторы по группам. На сегодня известно несколь­ко видов классификаций, оказывающих влияние на приемистость на­гнетательных скважин.

Факторы и процессы, которые способствуют изменению условий фильтрации жидкости в ПЗП и определяют приемистость нагнетатель­ных скважин, могут быть выделены в группы [2].

1. Факторы, определяемые особенностями конструкции скважин:

   -  конструкция забоя;

   - наличие (отсутствие) зумпфа;

    - наличие разделяющих пласты пакеров;

    -  степень гидродинамического совершенства фильтра скважины.

2.  Факторы, определяемые свойствами пласта:

-  пористость (виды, размеры каналов в местах сужения, абсо­лютные размеры каналов фильтрации, характер распределения пор по размерам, форма поровых каналов);

- удельная поверхность и трещиноватость пород ПЗП;

- сообщаемость каналов фильтрации по горизонтали и верти­кали;

- насыщенность пород ПЗП по нефти и воде;

-  фазовые проницаемости пород ПЗП;

- изменение коллекторских свойств пород под влиянием дав­ления;

-  наличие в составе пород чувствительных к воде минералов;

- гидрофильность поверхности каналов фильтрации;

- площадь фильтрации.

3. Состав и свойства закачиваемой жидкости:

- температура;

- плотность, вязкость;

- наличие ПАВ и их типы;

- структурные свойства флюидов;

- содержание, форма и состав ТВЧ;

- содержание капельной нефти в воде;

- содержание АСПО;

- содержание продуктов коррозии;

- наличие бактерий.

4. Совместимость различных типов вод:

-  содержание в закачиваемых флюидах кислорода, двуокиси углерода, сероводорода и др.;

- возможность выпадения осадков при нарушении гидродинами­ческих характеристик потока и химического равновесия сме­шиваемых флюидов.

5.  Интенсивность процессов кольматации пород ПЗП:

- «набухание» глинистых минералов;

- развитие бактерий и их колоний;

- развитие гелеобразных композиций ингибиторов коррозии;

- пористость и проницаемость слоя керна, формируемого на фильтрующей поверхности;

- сопротивление пористой среды при фронтальной кольматации каналов фильтрации, трещин;

- разность температур пласта и закачиваемой жидкости.

6. Режимные факторы:

- соотношение объемов отбора жидкости из пласта и закачки воды в пласт;

- технология закачки воды в пласты различной проницаемости через один фильтр;

- режим закачки воды в пласт (постоянный, циклический);

- давление закачки;

- проведение работ по очистке пород ПЗП и увеличению производительности скважин.

7. Внешние ремонтные работы:

- ремонтные работы на водоводах;

- ремонтные работы на скважинах;

     - промывка и очистка от грязи трубопроводов, утилизация шламов.

    8. Степень защищенности (незащищенности) системы ППД от сброса в нее загрязненной воды со стороны объектов бурения, добычи нефти, подготовки нефти, КРС и ПРС, ПНО, очистных соору­жений и др.

    9. Уровни взаимного влияния технологий бурения, повышения нефте­отдачи, добычи нефти, сбора и транспорта продукции сква­жин, подготовки нефти, очистки закачиваемых вод, всех видов ремонтных работ на промыслах на режимы закачки воды в пласт.

Определение истинных причин изменения приемистости скважин возможно только путем постоянного контроля величины коэффициен­та приемистости скважины, режимных параметров закачки воды в пласт, пластового давления в зоне расположения скважины, состава и свойств рабочего агента.

     

     1.3 Определение уровня влияния отдельных факторов на показатели работы скважин

 

Эксплуатация нагнетательных скважин, как правило, происходит при одновременной закачке воды во все вскрытые интервалы нефтяно­го пласта. Отличие фильтрационных параметров отдельных пропластков (пористость, проницаемость, насыщенность по нефти и воде и др.) приводит к неравномерному охвату толщины пласта воздействием заводнения. Оценка уровня участия отдельных пропластков в приеми­стости скважин проводится при помощи стандартных гидродинамиче­ских и геофизических методов исследований скважин. По результатам этих исследований получают количественные значения проницаемости отдельных пропластков. Эти сведения позволяют выполнить оценку участия каждого пропластка в суммарной приемистости скважины. Однако для определения уровня влияния отдельных факторов на эф­фективность процессов вытеснения нефти водой из объекта этих дан­ных недостаточно. Решение подобной задачи возможно путем приме­нения статистических методов анализа совместной работы пластов для выбранной схемы системы заводнения. В работе [3] приведен пример статистического анализа эффективности эксплуатации нагнетатель­ных скважин, вскрывших несколько продуктивных пропластков раз­личной проницаемости, с использованием непараметрических крите­риев и диагностических коэффициентов.

Для проведения анализа продуктивные пласты Ромашкинского ме­сторождения (всего 34) вначале были разделены на два класса: класс А - малопроницаемые, участвующие в работе скважин одновременно с высокопроницаемыми, и класс Б -  включающий аналогичное сочета­ние пластов, не принимающих закачиваемую воду. Принадлежность пластов к отдельному классу определялась по профилям приемистости скважин. Основной задачей статистического анализа было выявление факторов, которые значимо отличались для пластов обоих классов. Среди отобранных факторов статистического анализа работы сква­жин участвовали:

X₁ - средняя проницаемость пласта;

Х₂ -  отношение проницаемости пласта к проницаемости        

объ­екта разработки при совместной закачке воды;

Х₃ -  толщина пласта;

Х₄ - толщина непроницаемого раздела между высоко- и мало­проницаемыми пластами;

Х₅ -  перепад давления при закачке воды в пласты;

Х₆ -  расстояние нагнетательной скважины до зоны    отбора жидкости из пласта;

Х₇ -  пластическая характеристика непроницаемого раздела между пластами;

Х₈ -  относительное давление закачки воды в пласт (в долях от горного давления).

     При совместной закачке воды в пласты с различной проницаемос­тью основной объем воды поглощается высокопроницаемым пластом. При этом в этом пласте происходит раскрытие имеющихся трещин и микротрещин. В результате раскрытия трещин в высокопроницаемом пласте на низкопроницаемые пласты действует дополнительное сжи­мающее усилие, приводящее к снижению его проницаемости. Эффек­тивность действия этого процесса зависит от количества пластичных минералов, содержащихся в породе конкретного пласта. Чем больше в пласте содержится глинистых минералов, тем на большую величину происходит снижение проницаемости низкопроницаемого пласта.

Надежность результатов и выводов статистического анализа рабо­ты скважин во многом определяется размерностью используемых па­раметров. Поэтому для анализа целесообразно выбирать такие значе­ния параметров, которые содержали бы одинаковое количество знача­щих цифр до и после запятой, либо использовать относительные зна­чения параметров по отношению к их среднему значению.

Значимость отличия отобранных факторов двух классов пластов в работе [3] определялась по непараметрическому критерию «U». Для этого были вычислены минимальные значения инверсии U_min для всех рассматриваемых факторов. Результаты этих расчетов приведены в табл.1.1.

Таблица 1.1

Результаты расчетов

Фактор	Х1	Х2	Х3	Х4	Х5	Х6	Х7	Х8
Umin	513	448	474	335	417	407	195	499

 

  По полученным значениям инверсии были определены критические значения инверсии для различных вероятностей. Они составили 387 для вероятности отличия 0,99 и 443 для вероятности отличия 0,95. Со­поставление значений U_min с критическими значениями (U_min < U_кp=387) показало, что наибольшие отличия для вероятности 0,99 получены по факторам Х₄ и Х₇. Максимальные значения отличий параметров для вероятности 0,95 (U_min< U_Kp = 443) получены по фак­торам Х₅ и Х₆. Фактор Х₂ по отличию с вероятностью 0,95 наиболее близок к критическому значению U_кp. По факторам Х₁ Х₃ и Х₈ значи­мого отличия по пластам классов А и Б не получено.

   На следующем этапе анализа были определены значения информа­тивности выбранных факторов. Результаты этих расчетов представле­ны в табл.5.2.

 

Таблица 1.2

Результаты расчетов

Фактор	Х1	Х2	Х3	Х4	Х5	Х6	Х7	Х8
Информативность	2,33	1,00	0,99	0,49	0,25	0,22	0,16	0,14

   

Из данных табл.1.2 видно, что наибольшая информативность име­ет место для факторов, которые значимо отличаются для рассматрива­емых классов пластов по критерию «U». Таким образом, было уста­новлено, что при совместной закачке воды в пласты с различной про­ницаемостью (класс А) значимо отличаются от подобных пластов, не принимающих воду (класс Б), наибольшее влияние на работу скважин оказывают факторы Х₄ и Х₇ - толщина и пластические свойства не­проницаемой перегородки между пластами (пропластками). С мень­шей вероятностью, но также значимы отличия по перепаду давления (Х₅), толщине пластов (Х₃), расстоянию до зоны отборов жидкости (Х₆) и соотношению проницаемостей пластов (Х₂).

По результатам выполненных расчетов были пересмотрены усло­вия классификации выбранных пластов для обоих классов. Оказалось, что несколько пластов были отнесены в соответствующие классы без достаточного для этого основания.

На следующем этапе исследования по методу Вальда были рассчи­таны диагностические коэффициенты для каждого выбранного факто­ра с разбиением фактора на несколько интервалов. По результатам этих расчетов выполнены работы по анализу работы нагнетательных скважин, вскрывших другие пласты Ромашкинского месторождения. При сравнении суммарного значения диагностических коэффициентов по новым пластам с данными, полученными в результате статистичес­кого анализа, делались выводы об участии низкопроницаемых пластов в закачке воды по скважинам.

По рассмотренной методике были выполнены анализы успешности совместной закачки воды в пласты с различной проницаемостью по 110 скважинам Ромашкинского месторождения [3]. Установлено, что при совместной закачке, воду не принимают низкопроницаемые плас­ты объекта, которые расположены ближе к высокопроницаемым и от­делены от них более жестким разделом. Это способствует лучшей пере­даче со стороны высокопроницаемого пласта сжимающих усилий на низкопроницаемый пласт и уменьшению его проницаемости.

 

     1.4 Выбор технологии регулирования приемистости скважин

 

Методы регулирования приемистости нагнетательных скважин ус­ловно разделяются на четыре группы.

- Химические методы - применяются в случае, если причинами снижения коэффициента приемистости скважин являются отложения в каналах фильтрации веществ, удаление которых возможно путем рас­творения в различных химических реагентах. Основным методом явля­ется солянокислотная обработка (СКО).

- Механические методы - применяются в малопроницаемых твер­дых породах. Основным методом является ГРП.

- Тепловые методы - применяются в случае, если в каналах филь­трации произошло образование отложений твердых углеводородов (парафин, смолы, асфальтены).

- Комбинированные - представляют сочетание трех предыдущих методов регулирования приемистости скважин (кислотный ГРП, ТГХВ, термокислотная обработка и др.).

Для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин применяются методы, которые можно классифицировать на две группы. 

- Методы поддержания приемистости скважин.

- Методы увеличения и регулирования приемистости скважин.

  К первой группе методов относятся: промывка ствола скважин, дренаж пород ПЗП, прерывистый и длительный излив, а также импульсные методы поддержания приемистости скважин при помощи различных конструкций пульсаторов. Вторая группа методов включа­ет: увеличение давления нагнетания воды в пласт, кислотные обработ­ки пород ПЗП, тепловые и химические обработки скважин, гидравли­ческий разрыв пласта, технологии выравнивания профиля приемисто­сти скважин.

  Выбор технологии поддержания или регулирования приемистости нагнетательных скважин основан на изучении условий эксплуатации скважин и определении интенсивности действия осложняющих факто­ров. Для этого необходимо выполнить анализ динамики технологиче­ских режимов работы скважин и провести необходимые виды исследо­вательских работ. Результатом такого анализа будет определение наи­более сильнодействующего фактора или факторов, по причине кото­рых происходит ухудшение технологических показателей работы сква­жины. Затем проводят выбор технологии обработки ствола и ПЗП на­гнетательных скважин. Важным вопросом выбора метода обработки скважин является обеспечение условий требуемой полноты вытеснения нефти из пласта и выравнивание профиля приемистости скважин. Час­то выполнение этих требований на практике не достигается по причи­нам низкого качества вод, применяемых для ППД.

   В работе [2] приводятся рекомендации по применению методов вос­становления приемистости нагнетательных скважин, основанные на применении для ППД вод требуемого качества.

Рекомендовано применение следующей последовательности техно­логий:

- предварительное извлечение загрязнений из ПЗП механизиро­ванным способом или свободным изливом;

- обработка призабойной зоны и повторение операций по извле­чению шламов, продуктов их утилизации;

- осуществление ГРП после первых двух операций;

- закачка чистой воды на завершающем этапе ОПЗ с помощью передвижного блока очистки или в соответствии с каскадным регламентом и последующим переводом скважины на плано­вый режим эксплуатации;

- создание новых каналов и трещин путем извлечения шлама и создание новых каналов с помощью ГРП и других технологий по гидрофилизация поверхности каналов фильтрации с помощью растворов ПАВ;

- гидропескоструйная очистка забоя;

- применение растворителей твердых углеводородов;

- периодический излив;

- промывка трубопроводов и призабойной зоны;

- переход на закачку более чистой воды;

- очистка воды в каскадном варианте с использованием устано­вок предварительного сброса воды и метода утилизации шла­ма путем его закачки в скважины, принимающие воду с повы­шенным содержанием механических примесей.

  Качество выполненных работ по обработке нагнетательных сква­жин оценивается по величине коэффициента приемистости, характеру распределения воды по отдельным пропласткам, значениям фильтра­ционных параметров пород ПЗП и межремонтному периоду работы скважин.