ГС, технологические операции, механизмы увеличения дебитов, оценка дебита с использованием ГС, аналитические формулы. Критерии применения ГС, гдм.

Преимущества горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными:

- равномерное стягивание контура нефтеносности;

- увеличение охвата пласта как дренированием, так и вытеснением рабочим агентом вследствие обеспечения сообщаемости изолированных линз, каверн, трещин, участков с ухудшенными фильтрационными свойствами;

- высокая производительность;

- более высокие безводные и безгазовые дебиты при разработке газонефтяных залежей;

- возможность извлечения углеводородов из природоохранных зон и из под населенных пунктов, где применять вертикальные скважины запрещено законодательством.

В основу оценки дебита горизонтальной скважин положены идеи Борисова и Чарного, в которых общее фильтрационное сопротивление участка нефтяного пласта со скважиной, описываемое сложными функциями, расчленяется на части и представляется последовательностью фильтрационных сопротивлений. Выделяют типы геометрии зоны дренирования пласта горизонтальной скважины:

1. форма круга; 2. форма эллипса; 3. форма прямоугольника;

Формулы для расчета дебита горизонтальной скважины:

1. Формула Борисова. Зона дренирования – круг:

где - объемный коэффициент нефти.

- расстояние от горизонтальной скважины до линии пластового давления(обычно , - половина расстояния между соседними рядами).

2. Формула Joshi. Зона дренирования – эллипсоид:

где - параметр анизотропии.

A - половина главной оси эллипса, равного площади дренирования пласта ГС.

3. Формула З.С.Алиева и В.В.Шеремета, допускает, что зона дренирования пласта имеет форму полосообразного пласта, полностью вскрытым ГС (зона дренирования – прямоугольник).

 

;

Исходя из представленных формул можно сделать выводы:

- с увеличением толщины пласта расчетный дебит ГС увеличивается;

- анизотропия пласта существенно влияет на дебит;

- дебит ГС растет практически пропорционально длине горизонтального участка;

- производительность ГС пропорциональна депрессии и проницаемости пласта;

- дебит ГС обратно пропорционален радиусу контура питания;

 

При проектировании системы заводнения с применением горизонтальных скважин необходимо соблюдать принцип, согласно которому расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола должно быть пропорционально запасам нефти и обратнопропорционально продуктивности.

Основные принципы размещения горизонтальных скважин:

- в пластах небольшой толщины траекторию ГС целесообразно располагать в средней по толщине части, параллельно кровле и подошве пласта;

- в низкопроницаемых пластах значительной толщины с преимущественно вертикальной трещинностью в водоплавающих залежах активной подошвенной водой горизонтальный ствол следует располагать параллельно и ближе к кровле;

- в прерывистых и линзовидных пластах следует использовать ГС с синусоидальным профилем;

- в условиях слоисто-неоднородного пласта с наличием непроницаемых разностей ствол ГС должен быть полого-наклонным от кровли до подошвы;

- в приконтурных зонах ГС следует размещать параллельно контуру нефтеносности или границе нефть – вытесняющий агент;

- в центре залежи ГС целесообразно располагать параллельно большой оси структуры;

- при наличии ВНК или ГНК для исключения преждевременных прорывов воды или газа горизонтальные стволы следует размещать как можно дальше от них.

Расстановка горизонтальных скважин может быть различной: линейной лобовой или шахматной (1 и 3-х рядная), площадной и радиальной (для режимов истощения). В сложных природно-климатических условиях ГС располагают совместно с вертикальными на кустах.

 

Критерии применения гидродинамических методов:

Циклическое заводнение:

- наличие слоисто-неоднородных или трещинно-пористых гидрофильных коллекторов;

- высокая остаточная нефтенасыщенность;

- возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления – сокращаться до нуляв результате отключения нагнетательных скважин);

Изменение направлений фильтрационных потоков:

- повышенная неоднородность пластов;

- высоковязкие нефти;

- применение в первой трети основного периода разработки;

Форсированный отбор жидкости:

- обводненность продукции не менее 80-85% (начало завершающей стадии разработки);

- высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления;

- возможность увеличения дебитов (коллектор устойчив, нет опасения прорыва пластовых вод, ОК исправна).

Области применения горизонтальных скважин:

- низкопроницаемый коллектор;

- высокорасчлененные пласты;

- пласты высоковязкой нефти;

- тонкие нефтяные оторочки;

- шельфовые месторождения;

Цель бурения ГС:

- увеличение контакта скважины с пластом для увеличения ее продуктивности;

- снижение интенсивности процесса конусообразования при снижении депрессии и удалении зоны отбора от поверхностей ГНК и ВНК.

 

Кислотные обработки.

Применение кислотных обработок основано на способности некоторых кислот растворять горные породы и цементирующий материал. Для карбонатного коллектора наибольшее распространение получила соляно-кислотная обработка, для терригенного – смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:

— Обычная СКО.

— Кислотная ванна.

— СКО под давлением.

— Поинтервальная или ступенчатая СКО и др.

Реакция взаимодействия соляной кислоты с известняком: CaCO₃+2HCl = CaCl₂ +H₂O+CO₂

Продукт реакции (хлорид кальция) хорошо растворим и легко удаляется при вызове притока и освоении скважины.

Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы,

приобретая форму узких и длинных каверн.

Основное назначение обычной солянокислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов (пор) в ПЗС), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от вещественного (химического) состава породы, удельного объема кислотного раствора (м³/м² поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты (кислотного раствора).

При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора. Применение высококонцентрированных растворов НС1 приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl₂ и MgCL₂, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб. Повышение давления приводит к снижению скорости реакции.

При проведении СКО в призабойной зоне возможно выпадение большого количества осадка, что снижает проницаемость. Поэтому раствор соляной кислоты обрабатывается следующими реагентам:

- стабилизаторы – уксусная кислота, стабилизируют свойства раствора;

- ингибиторы – снижают коррозионную активность кислоты;

- интенсификаторы – обеспечивают удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (ПАВ).

Технология проведения обычной СКО:

1. промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Цель – удаление грязи, смол, парафионом, асфальтенов, которые отложились в ПЗС, перфорационных каналах и на стенках.

2. Закачка требуемого объема кислоты. Объем зависит от толщины обрабатывемого пласта, свойств ПЗС и глубины обработки.

3. Задавка раствора кислоты в пласт нефтью или водой до полного поглощения.

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования с породой. Время – от 1 до 24 часов.

5. Вызов притока, освоение, исследование скважины, заключение о технологическом эффекте от СКО.

Кислотные ванны:

Применяютсяв скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения. Основная цель - очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц (при цементировании обсадной колонны выше продуктивного горизонта), отложений солей (кальцитовых) пластовой воды и др. Объем кислотного раствора должен равняться объему скважины от подошвы до кровли коллектора. Время нейтрализации при таких обработках выше, чем при обычной СКО, и достигает 16-24 ч.

Глинокислотная обработка.

Глиняной кислотой называется смесь 3-5%-й фтористо-водородной (HF) и 8-10%-й соляной кислот.

При контакте глиняной кислоты с терригенными породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки. Реакции:

SiO₂+4HF=SiF+2H₂O

Соляная кислота в смеси с HF служит не только для растворения карбонатного материала терригенного коллектора, о чем уже говорилось, но в значительной степени она предотвращает образование гелей кремниевой кислоты, удерживая кремниевую кислоту в растворе.

 

Блок 3.