Крепление призабойной зоны способом коксования нефти

При разработке нефтяных месторождений тер­мическими методами одним из перспективных способов борь­бы с выносом песка является крепление призабойной зоны способом коксования нефти. Сущность способа креплен коксованием состоит в получении кокса в пласте в качес вяжущего материала за счет продолжительного окисления не! в призабойной зоне горячим воздухом.

Известно, что термическое разложение нефти завершаетобразованием твердого углеродистого остатка — кокса. С повышением давления (свыше 1,0 МПа) скорость деструкции не снижается, выход газообразных продуктов распада уменьшается, а количество твердых продуктов реакции увеличивается. При нагнетании горячего воздуха в условиях термического разложения нефти при температуре 260—450°С кислород взаимодействуетс компонентами нефти, образуя пары воды, двуокись углерода инизкомолекулярные продукты окисления (эфиры, кислоты, альдегиды). При этом структура и свойства остатка нефти значительно изменяются из-за возрастания количества асфальтенов, которые являются коксообразующим материалом нефти.

Опытные обработки скважин в целях крепления их призабойных зон коксованием проводили на месторождении Павлова Гора (Краснодарский край). Нефть этого месторождения содержит селикагелевых смол 15—20%, коксуемость 4,5—5,3%.

В ходе этих работ установлено, что на эффективность креп­ления призабойной зоны коксованием нефти влияют следующие факторы: темпы закачки и повышения температуры нагретого воздуха, максимальная температура, продолжительность обработки, расход энергии (А.Р.Гарушев).

Для скважин подобных месторождений рекомендуется темп нагнетания воздуха выдерживать в пределах 900—1000 м³/сут. на 1 м толщины пласта. Температура нагнетаемого воздуха в течение первых суток повышается до 300°С, темп повышения температуры 10—15°С в час. Температура 300°С поддержива­ется постоянной почти весь период обработки и только в кон­це процесса поднимается до 350—400°С. Продолжительность процесса определяется либо по среднему расходу тепловой энергии на 1 м толщины пласта, либо по обнаруживанию мо­мента возникновения очага горения. Среднее значение отно­сительного расхода тепловой энергии по промысловым дан­ным составляет примерно 580—1160 кВт/ч/м.

В целом же способ крепления путем коксования нефти является перспективным и должен найти применение в опре­деленных геологопромысловых условиях.

	ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ОГРАНИЧЕНИЕ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

Одна из самых актуальных проблем в нефтега-зопромысловом деле — это предупреждение и ограничение водопритоков к ПЗП в процессе разработки нефтяных и газо­вых месторождений, особенно на их поздней стадии разработ­ки. Решение проблемы усугубляется чрезвычайной сложнос­тью и многогранностью процесса обводнения скважин, много­образием причин возникновения и путей водопритоков. В свя­зи с падением пластового давления на завершающей стадии разработки начинают активно внедряться подошвенные воды. Внедрение пластовых вод в залежи осложняет и удорожает эксплуатацию месторождений, существенно снижает прочность коллектора, в том числе и в ПЗП, который, разрушаясь, выно­сит песок, создающий песчаные пробки, разрушающие обору­дование и трубы.

Существует множество технологий и материалов для пре­дупреждения и предотвращения поступления воды к ПЗП. Но скважина требует индивидуальной технологии и применения материалов, конкретно приемлемых для характера и условий, места и технологического (эксплуатационного) периода, путей и объемов движения вод. Независимо от причин и путей при­тока обводнение скважин всегда приводит к прогрессирующе­му снижению притока газа (на поздней стадии разработки) и нефти.

Обводнение ПЗП — типичный случай некачественного це­ментирования заколонного пространства. В нем при неполном вытеснении бурового раствора в результате физико-хими­ческих взаимодействий между буровым и цементным раство­рами и седиментационной нестабильности последнего возни­кают каналы — проводники воды из вышележащих пластов. Разрушение цемента в заколонном пространстве может про­изойти и в случае применения воздействия на ПЗП с целью интенсификации добычи нефти и газа. Однако изоляция верхних вод — относительно простой способ борьбы с перетоками. В практике РИР наиболее серьезной является локализация промытостей в самом пласте вследствие опережения поступления воды к ПЗП при заводнениях и др. Обводнение, не связанное с процессом полной выработки пласта, т. е. преждевременное обводнение скважин и пластов, снижает конечную добычу нефти и газа.

Обводнение скважин вызывает огромные непроизводительные затраты на добычу попутной воды, ее транспорт и подготовку, на антикоррозионные мероприятия нефтепромыслового оборудования, на борьбу с отложениями солей в ПЗП, скважине, трубах. Кроме того, неэффективно расходуется пластовая энергия: при разработке водоплавающих залежей в определенных условиях (литологическая однородность пластов, высокая анизотропия) возможно подтягивание конусов воды»; Внедрение методов поддержания пластового давления (завод­нение) способствовало ускорению и усложнению процессов обводнения, особенно в случае неоднородного строения кол­лекторов. При разработке нефтяных месторождений прорыв закачиваемых вод по пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80—90%.

Оценка состояния пласта и его призабойной зоны с целью выбрать соответствующий материал и метод селективной изо­ляции пластовых вод — сложный и ответственный процесс.

ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ

Существуют различные причины обводнения скважин. Принято делить их на геологические, технологи­ческие и технические (граница между двумя последними раз­мытая). Для борьбы с начавшимся или продолжающимся об­воднением скважин необходимо установить принадлежность воды относительно продуктивного пласта (или ПЗП), местопо­ложение резервуара и каналов продвижения воды (в некото­рых случаях газа).

В большинстве месторождений вместе с нефтью и газом в пласте залегает вода. Она обычно занимает пониженные зоны нефтяных и газовых пластов, а иногда в разрезе продуктивной пачки выделяются самостоятельные водоносные горизонты.

Подошвенными или краевыми принято называть воды, за­полняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды находятся и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моно­клинально залегающих нефтеносных пластов. Промежуточны­ми называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте.

Верхние и нижние воды приурочены к водоносным плас­там, залегающим выше и ниже нефтяного пласта.

В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей зале­жи также содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной.

Связанные водоносные и продуктивные части пластов пред­ставляют единую гидродинамическую систему, и различные изменения пластового давления и свойств пластовых жидко­стей при эксплуатации месторождения происходят не без вли­яния водоносной части резервуара, окружающей залежь. Пла­стовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Ее свойства, следовательно, будут влиять на количе­ство вытесняемой нефти, так как некоторые воды лучше от­мывают нефть, другие — хуже. Вода, первоначально заполняв­шая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.

Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются свой­ствами пористой среды и пластовых жидкостей — структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т.д.

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимо­сти от количества, состава и состояния остаточных вод нахо­дится молекулярная природа поверхности нефтяного коллек­тора. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки по­крывает поверхность поровых каналов, то поверхность твер­дой фазы остается гидрофильной.

Большинство исследователей приходят к заключению о су­ществовании:

1) капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбционной воды значи­тельно отличаются от свойств свободной);

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела фаз вода — нефть, вода — газ).

Водонефтяной контакт в пласте представляет собой раз­личной толщины переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами.

На газонефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой ча­сти залежи определяется равновесием гравитационных и ка­пиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами.

Плотность пластовых вод возрастает с увеличением кон­центрации солей, и в связи с широким изменением минерализации плотность пластовых вод может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м³ при концентрации солей 642,8 кг/м³, приблизительная зависимость плотности воды р_в от количества растворенного минерального вещества Q приведена ниже:

р_в при 15,5°С, кг/м³ 1000 1020 1040 1060 1080 1100 1120 1140
Q кг/м³ нет 27,5 55,4 83,7 113,2 143,5 175,8 210,0

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициен­том теплового расширения Е:

(10.1)

где ∆V— изменение объема воды при изменении температуры на ∆t , V — объем воды в нормальных условиях.

Из формулы 10.1 следует, что коэффициент теплового рас­ширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°С (1К). По экспери­ментальным данным, в пластовых условиях он колеблется в пределах 18.10^-5 — 90.10^-5 (1К), возрастая с увеличением тем­пературы и уменьшаясь с ростом пластового давления.

Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемос­ти воды:

(10.2)

характеризует изменение единицы объема воды при изме­нении давления на единицу.

В формуле 10.2 ∆V — изменение объема воды при измене­нии давления на ∆р, а V — начальный объем воды при условиях опыта.

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,7 — 5,0)·10^-10 Па^-1, а при наличии раство­ренного газа увеличивается и может быть приближенно опре­делен по формуле:

β_вг=β_в·(1+0,05·S),

где β_вг — коэффициент сжимаемости воды, содержащей ра­створенный газ, Па^-1;

β_в — коэффициент сжимаемости чистой воды, Па^-1;

S — количество газа, растворенного в воде, м³/м³.

Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях V_пл к удельному объему ее в стандартных условиях V_н:

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождает­ся его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99—1,06). Пра­вый предел относится к высокой температуре (121°С) и низко­му давлению, левый — к высокому давлению (32 МПа).

Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Температу­ра оказывает большое влияние на вязкость воды. Влияние дав­ления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В облас­ти низких температур (5—10°С) вязкость слабоминерализован­ных вод уменьшается с повышением давления. Наиболее вяз­ки хлоркальциевые воды. При одних и тех же условиях вяз­кость их превышает вязкость чистой воды в 1,5—2 раза. Так как в воде газы растворяются в небольшом количестве, вяз­кость ее незначительно уменьшается при насыщении газом.

Для установления принадлежности воды используются фи­зико-химические методы ее анализа, осуществляется контроль за продвижением водонефтяного контакта (ВНК) и за выра­боткой пласта, геофизические методы, различного типа цементомеры АКЦ, гамма-дефектомеры_? расходомеры, резистивиметры, плотномеры и др.

Решение проблемы ограничения водопритоков к скважи­нам необходимо рассматривать как выполнение комплекса таких геолого-промысловых и технико-экономических задач, как диагностика обводнения скважин, выбор метода изоляционных работ и его соответствие характеру обводнения скважин, | прогнозирование и предупреждение преждевременного обводнения скважин с учетом экономических показателей.

Если верхние или нижние воды, появляющиеся у ПЗП, требуют безотлагательного ремонта известными методами, то ее появление в скважинах за счет подошвенных, контурных и закачиваемых вод требует комплексного подхода к изучению путей промытости, режима отбора (вследствие подтягивания конуса, движения ВНК, технологических воздействий на пласт и другие).