Химические методы интенсификации притока в газовых скважинах
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
?м и для стимулирования производительности нефтяных и газовых скважин. В зависимости от специфических условий каждого месторождения и, соответственно, каждой
скважины могут применяться различные комплексные кислотные растворы, полученные путем прибавления к железо-кислоте соответствующих присадок (ПАВ, деэмульгаторов, регуляторов и т.д.).
Другим вариантом борьбы с вторичными отложениями является использование органической кислоты вместо соляной. С этой целью рекомендуют кислоту, называемую MSA. Это водный раствор уксусной
кислоты, в которой может прибавляться ПАВ для предотвращения эмульгирования, органический ингибитор для борьбы с коррозией а в скважины, содержащие H2S, присадка SCA-130 во избежание трещинной коррозии. Кислотный раствор типа MSA может быть применен и для устранения блокировок пластовой водой или эмульсией и др. [6].
5.1 Поверхностно-активный кислотный состав
Высокое межфазное натяжение жидкостей в призабойной зоне пласта затрудняет их извлечение из капиллярных каналов пористой среды, снижая рабочие дебиты. Наличие в порах газообразной фазы делает это явление более резко выраженным. Для снижения поверхностного и межфазного натяжений при обработке скважин рекомендуется применять поверхностно-активные кислотные растворы, которые содержат 0,1-1%, иногда даже 2-3% поверхностно-активного вещества.
Поверхностное натяжение воды составляет 73,9 Н/см, а раствора 15%-ного HI - 72,9 Н/см. Последнее может быть снижено до 26-33 Н/см прибавлением поверхностно-активного агента, в частности, продуктов F-18, F-40 и F-54, выпускаемых фирмой Довелл, или Реп-5А фирмы Халлибуртон. Дальнейшее снижение поверхностного натяжения 15%-ного раствора HI до 17-20 Н/см можно достигнуть добавлением 0,1-0,2% агента Суперфло фирмы Халлибуртон или смеси неионогенных и анионогенных ПАВ F-75 фирмы Довелл. В Румынии для снижения межфазного натяжения кислотного раствора используется поверхностно-активное вещество S2-2350 или нонил-фенол-16 (NF-16).
Поверхностно-активный кислотный раствор повышает эффективность кислотной обработки, так как дает возможность кислоте более полно проникать в пустоты пористой среды и в тонкие каналы продуктивного пласта, удаляя нефть с поверхности породы и обеспечивая хороший контакт между кислотой и породой. Такой вид обработки изменяет также смачиваемость пород-коллекторов, предотвращает образование или разрушение эмульсии кислота - нефть, благоприятствует удалению из призабойной зоны отработанного кислотного раствора и продуктов реакции, включая твердые взвеси, предупреждает образование твердых компонентов или увеличение вязкости (кислотные гудроны и др.) при контакте кислоты с нефтью [7].
Вышеупомянутые явления могут проявляться в призабойной зоне пласта и сильно влиять на дебит скважины.
5.2 Технологическая эффективность методов воздействия на ПЗС
Различают технологический и технолого-экономический (технико-экономический) эффект. Методология оценки технологического эффекта базируется на следующих документальных данных: параметры работы системы скважина-пласт до проведения обработки и после ее реализации. К основным параметрам работы системы относятся:
дебит (приемистость) скважины Q;
забойное давление Рзаб;
индикаторная диаграмма;
кривая восстановления забойного давления (КВД);
профиль притока (приемистости).
Перед проведением того или иного метода воздействия на ПЗС необходимо проведение комплексного исследования скважины при работе на стационарных режимах, при работе на нестационарном режиме и дебитометрические исследования.
По результатам этих исследований строятся и обрабатываются: индикаторная диаграмма, КВД и профиль притока (приемистости). Кроме того, отбираются пробы продукции и определяются в лаборатории ее физико-химические характеристики. Все полученные данные служат основой для сравнения и сохраняются.
После проведения обработки ПЗС комплексное исследование повторяется, результаты обрабатываются и сохраняются.
Первым технологически важным показателем является изменение дебита скважины AQ:
Q = Q1-Q0, (5.1)
где Q1, Q0 - соответственно дебит скважины до обработки и после. Совершенно очевидно, что этот показатель не является единственным и представительным, т.к. дебит после обработки (2, может быть получен и за счет снижения забойного давления; поэтому сравниваются коэффициенты продуктивности (приемистости) - если индикаторные диаграммы линейны; в противном случае сравниваются коэффициенты пропорциональности к и показатели степени и обобщенного уравнения притока (приемистости) или коэффициенты А и В. Увеличение коэффициента продуктивности (приемистости) или соответствующее изменение k, n, А и В являются объективными показателями технологической эффективности проведенной обработки. Полученные в ходе обработки результатов гидродинамических исследований коэффициенты проницаемости, подвижности, гидропроводности и пьезопроводности призабойной зоны сравниваются между собой. Затем сравниваются результаты гидродинамических исследований на нестационарном режиме, дебитометрических исследований и свойств продукции. сравнение всех перечисленных показателей необходимо не столько для определения самой технологической эффективности, сколько для выявления, за счет какого показателя (либо совокупности