Особенность разработки карбонатных коллекторов

46

Размещено на http://www.allbest.ru/

Диплом

по дисциплине «Скважинная добыча нефти»

на тему: « Анализ эффективности применения технологии интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов путем комплексного химико-депрессионного воздействия КХДВ-СНПХ-9030 на примере турнейского яруса Ново-Елховского месторождения»

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА

2. ОСНОВНЫЕ КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

3. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ

4. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА. АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ПО ТИПАМ КОЛЛЕКТОРОВ

5. ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН

6. АНАЛИЗ ПРИЧИН УХУДШЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОН СКВАЖИН. АНАЛИЗ ДИНАМИКИ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ ПО СКВАЖИНАМ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

7. УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ СКВАЖИН. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА К ОБРАБОТКАМ ПЗС

8. КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ИХ КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

9. АНАЛИЗ И РАСЧЁТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ

10. ПРОВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕТОРОВ ПУТЕМ КОМПЛЕКСНОГО ХИМИКО-ДЕПРЕССИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ КХДВ-СНПХ-9030. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИМЕНЯЕМЫХ МАТЕРИАЛОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

11. ВЫБОР ФОНДА СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЗ С ПРИМЕНЕНИЕМ КХДВ-СНПХ-9030

12. РАСЧЁТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА МЕТОДР ОПЗ С ПРИМЕНЕНИЕМ КХДВ-СНПХ-9030

13. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДАЛЬНЕЙШЕМУ ПРИМЕНЕНИЮ МЕТОДА ОПЗ С ПРИМЕНЕНИЕМ КХДВ-СНПХ-9030 ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Ново-Елховское месторождения разрабатывается с 1968 г, и основные извлекаемые запасы уже выработаны. Но достаточное количество запасов нефти сосредоточено в карбонатных коллекторах. Исходя из этого проблема разработки карбонатных коллекторов и интенсификация выработки запасов углеводородного сырья из них весьма актуальна.

Разработка карбонатных коллекторов обусловлена сложностью геологического строения объектов и процессов нефтеизвлечения из них. В этих условиях значительным резервом увеличения производительности скважин и нефтеотдачи пласта является разработка высокоэффективных вторичных и третичных методов добычи. Развиваются новые технологии, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение, снизить себестоимость добычи нефти, повысить рентабельность и увеличить инвестиционные ресурсы нефтедобывающих компаний.

В НГДУ «Елховнефть» широко внедряются новые технологии повышения нефтеизвлечения в карбонатных коллекторах турнейского горизонта.

В данной работе проведен анализ разработки турнейского яруса Ново-Елховской площади, рассмотрены технико-эксплуатационных показатели эксплуатационного фонда скважин, проанализированы методыинтенсификации процессов добычи нефти, применяемые на данном объекте разработки, а так же детально рассмотрен анализ применения технологии интенсификации добычи нефти в низкопроницаемых коллекторах путем комплексного химики-депрессионного воздействия-СНПХ-9030.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА

Ново-Елховское месторождение в административном отношении занимает территорию Альметьевского, Заинского, Лениногорского и Черемшанского районов Татарстана, в географическом отношении расположено в северной части Бугульминско-Белебеевской возвышенности, в закамской юго-восточной части Татарстана западнее Ромашкинского месторождения, в 20 км от города Альметьевска (рис.1.1) [1].

В распоряжении НГДУ «Елховнефть» находятся Акташская, Федотовская и Ново-Елховская (юг, центр и север) площади, Красноярский и Патанский участки.

Населённые пункты и промыслы на месторождении между собой связаны развитой сетью грунтовых и асфальтированных дорог. По территории проходит железная дорога, связывающая города Бугульму, Набережные Челны, Казань.

Ближайшие водные пристани находятся на реке Кама: в г. Набережные Челны и г. Чистополе.

На рассматриваемой территории проходит нефтепровод «Дружба».

Рельеф местности возвышенный, наибольшие абсолютные отметки минус 300-325 м расположены в междуречье рек Степного Зая и Шешмы, являющихся левыми притоками р.Кама. Рельеф понижается к долинам рек длинными пологими склонами, иногда неравномерно ступенчатыми. Территория месторождения имеет общий уклон к северу, к руслу р. Кама. Минимальные абсолютные отметки - 75-100 м находятся в северной части, в долинах рек.

Климат района умеренно-континентальный с продолжительной холодной зимой и теплым летом. Среднемесячная температура воздуха в январе минус 14,3 оС, в июле 18 оС.

Среднегодовая норма осадков составляет около 442 мм. Максимальное их количество выпадает в теплый период до 320 мм, минимальное - с ноября по март 100-125 мм. По степени увлажнения территория относится к подрайону недостаточного увлажнения. Господствующее направление ветра - юго-западное. Среднегодовая скорость ветра 4,4 м/с.

Рис. 1.1.Схема размещения нефтяных месторождений Республики Татарстан

1- Ново-Шешминское; 2- Северо-Краснооктябрьское; 3- Краснооктябрьское; 4- Летнее; 5- Центрально-Краснооктябрьское; 6- Южно-Краснооктябрьское; 7- Западко-Краснооктябрьское; 8- Ивашкино-М-Сульчинское; 9- Дачное; 10- Кутушское; 11- Шегурчинское; 12- Красногорское; 13- Сиреневское; 14- Ашальчинское; 15- Лангуевское; 16- Черемшанское; 17- Новоисторское; 18- Чегодайское; 19- Утямышское; 20- Беркет-Ключевское.

Ново-Елховское месторождение приурочено к Акташско-Ново-Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему западный склон Южно-Татарского свода, от центральной части которого он отделен узким (1,5-3 км) и сравнительно глубоким (50-60 м) Алтунино-Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км.

В разрезе нижнего карбона выявлены залежи нефти в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса.

Одной из особенностей геологического строения является наличие размыва елховских глин, а также частичный или полный размыв кизеловских известняков.

На Ново-Елховской площади «врезы» глубиной до 3-16 м зафиксированы в 47 скважинах, размыв елховских глин и первых трех метров турнейских отложений - в 57 скважинах.

«Врезы» на Ново-Елховском месторождении заполнены, в основном, глинистыми породами, углями и углистыми сланцами. Песчаные тела, встречающиеся во «врезах» ниже палеоповерхности, чаще всего водонасыщены. Гидродинамическая связь пластов бобриковского горизонта с отложениями турнейского яруса осуществляется в тех зонах «врезов», где пласты бобриковского горизонта находятся в слиянии с песчаными телами, заполняющими «врез». Карбонатные породы турнейского яруса обладают довольно высокой степенью неоднородности и сложены чередующимися проницаемыми и непроницаемыми породами, невыдержанными по площади и разрезу, в результате чего не имеют пластового характера. В основании кизеловско-черепетского комплекса залегает хорошо выдержанный пласт, представленный плотными породами. Толщина его выдержана по площади и составляет 4 м. Этот пласт используется в качестве реперного. Отложение турнейского яруса представлена известняками комковатой структуры с прослоями фораминиферовосгустковой структуры. Тип коллектора преимущественно поровый, порово-трещинный. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к структурам третьего порядка, имеющим небольшие размеры. Эти поднятия делятся на два вида: малоамплитудные (10-15 м) и высокоамплитудные (60-70 м). Размеры залежей изменяются по длине от 2 до 6 км, по ширине - от 1 до 5 км. Иногда поднятия объединяются в единые валообразные структуры, вследствие чего залежи имеют длину до 11 км.

Основные параметры турнейского яруса Ново-Елховского месторождения представлены в табл. 1.1

Таблица 1.1 Основные параметры турнейского яруса

Наименование	Значение
1	2
Год вскрытия	1961
Возраст	С 1 tur
Глубина залегания, м	1100
Площадь нефтеносности, км2	251
Тип залежи	Массивная
Коллектор	Порово-трещинный
Нефтенасыщенная толщина пласта, м	7,9
Пористость, %	13,2
Проницаемость, мкм2	0,11
Нефтенасыщенность, %	72
Коэффициенты: песчанистости расчлененности прерывистости	0,58 5,2 1
Продуктивность, т/(сут МПа)	1,5
Начальное пластовое давление, МПа	11
Пластовая температура, 0С	25

Залежи верхнетурнейского и нижнетурнейского подъяруса в большинстве случаев имеют единый ВНК. Глубина залегания турнейских отложений изменяется от 956 до 1142 м. Средняя отметка ВНК на Ново-Елховской площади - 887,9 м. Залежи турнейского яруса массивного типа. В зонах распространения «врезов», где часть турнейских отложений размыта, в контуре нефтеносности резко сокращены или полностью отсутствуют эффективные нефтенасыщенные пропластки[1].

2. ОСНОВНЫЕ КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Общая толщина карбонатных отложений турнейского яруса изменяется в широких пределах. В зонах развития «врезов» толщина их минимальна, на остальной площади карбонатная толщина кизеловско-черепетских отложений может достигать 38,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах колеблется от 20 до 0 м. Характеристика толщины продуктивных отложений турнейского ярусу представлены в табл. 2.1.

Таблица 2.1 Интервалы изменения толщины по турнейскому ярусу

Толщина пласта, м	Наименование	Значение
Общая	Среднее значение толщины, м	28,9
	Коэффициент вариации	0,353
	Интервал изменения, м	1,2-38
Нефтенасыщенная	Среднее значение толщины, м	9,4
	Коэффициент вариации	0,771
	Интервал изменения, м	1,2-31,4
Эффективная	Среднее значение толщины, м	20,2
	Коэффициент вариации	0,383
	Интервал изменения, м	1,2-34,2

Характеристика параметров по данным геофизических исследований приведены в табл.2.2.

Кровля турнейского яруса сложена преимущественно шламово-водорослевыми известняками, переполненными тончайшими битуминозно-глинистыми примазками. Шламово-водорослевые известняки отмечаются в виде маломощных прослоев, линзовидных включений в сгустково-детритовых известняках.

Таблица 2.2 Характеристика параметров по данным геофизических исследований

Наименование	Проницае-мость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтен-сть доли ед.
Количество скважин	961	985	979
Количество определений	3036	3195	3172
Среднее значение	0,029	0,131	0,720
Коэффициент вариации	4,350	1,680	1,730
Интервал изменения	0,001-1,902	0,100-0,205	0,520-0,859

Пористые фораминиферово-сгустковые разности играют значительно меньшую роль. Ниже водонефтяного контакта появляются в виде прослоев или участков округлой формы сильно кальцитизированные плотные известняки. Доломитизация резко ухудшает коллекторские свойства пород, но значительной роли в уменьшении объема емкостного пространства для верхнетурнейского подъяруса не играет, так как содержание доломитов и доломитизированных известняков не превышает 2%.

Одни и те же разновидности карбонатов, находящихся в нефтяной и водной зонах, могут значительно отличаться друг от друга по коллекторской характеристике, что обусловлено различной интенсивностью развития вторичных процессов, ухудшающих коллекторские свойства пород. Средневзвешенная пористость нефтенасыщенных образцов из верхнетурнейских отложений равна 12,6%, водоносных - 8%, проницаемость отличается еще более значительно, соответственно равно 10 и 0,76 мкм2.

Нижнетурнейский подъярус представлен светло-серыми до белых достаточно плотными неравномерно перекристализованными и кальцизированными известняками с неровными плоскостями растворения, сутуро-стилолитовыми швами, многочисленными в нижней части подъяруса. Доломитизированные разности известняков отмечаются значительно чаще, чем в верхнетурнейских отложениях

Пласты - коллекторы в нижнетурнейских отложениях встречаются локально, главным образом, в упинском горизонте. Карбонатные коллекторы относятся к гранулированному или среднегранулированному типу. Средняя пористость для упинского нефтенасыщенного гранулярного коллектора равна 13%, проницаемость - 31 мкм2.

Геологическая неоднородность залежей нефти в карбонатных породах обусловлена неоднозначностью генезиса данного типа коллектора. Анализ позволил выявить некоторые закономерности в развитии зон геологической неоднородности. Высокая толщинная изменчивость емкостно-фильтрационных параметров наблюдается преимущественно в зонах, где пласт набирает максимальную мощность, иногда с высокой расчлененностью. Статистические показатели характеристик неоднородности представлены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 Статистические показатели характеристик неоднородности

Объект	Коэффициент песчанистости	Коэффициент расчлененности
	кол-во скв-н.	сред-е значен	коэф. вариац	кол-во скв-н.	сред-е значен	коэф. вариац
По горизонту в целом	1545	0,740	0,515	1544	1,594	0,526
По прод.пластам	560	0,830	0,207	1154	1,311	0,584

Площадная неоднородность обусловлена геолого-структурной зональностью. Зоны высокой проницаемости характерны для участков пласта с наибольшей толщиной. Таким образом, пористость карбонатных коллекторов месторождения изменяется от 0,1 до 0,254. Среднее значение пористости по Ново-Елховской площади - 0,131, средняя проницаемость - 0,03 мкм2. Слабопроницаемые, не дренируемые коллекторы отмечаются по участкам залежей с малой мощностью, а также по отдельным прослоям высокопроницаемых зон с большой эффективной толщиной. Указанные факторы изначально обуславливает сложность выработки запасов практически всей части коллектора.

3. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ

Исследование физико-химических свойств нефти проводилось по поверхностным и глубинным пробам в течении 1958-1994 гг. Пробы пластовой нефти отбирались глубинными пробоотборниками во время испытания пластов и кратковременной пробной эксплуатации. Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ-1 и капиллярным вискозиметром ВПЖ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом. Содержание в нефти серы определялось по общепринятой методике в соответствии с государственными стандартами. Результаты анализов приведены в табл.3.1.-3.3.

По содержанию серы (2,9%), смол и асфальтенов (25%), парафина (3,5%) нефти продуктивных отложений относят к высокосернистым, смолистым парафиновым.

Плотность поверхностной нефти турнейского яруса равна 0,903 г/см3, плотность нефти в пластовых условиях - 0,882 г/см3. Вязкость нефти в пластовых условиях - 22,9 мПа*с, вязкость нефти в поверхностных условиях - 70,3 мПа*с.

Таблица 3.1 Свойства пластовой нефти турнейского яруса

Наименование	Количество исследованных	Диапазон измерения	Среднее значение
	скв.	проб
1	2	3	4	5
Давление насыщения газом, МПа	14	33	1,5-5,0	3,0
Газосодержание, м3/т	12	31	11,7-22,3	15,2
Газовый фактор при диффе- Ренциальном разгазирова- нии в рабочих условиях, м3/т Р1=0,5МПа Т1=90С Р2=0,1МПа Т2=90С				7,1 2,7
Суммарный газовый фактор, м3/т				9,8
Плотность, кг/ м3	16	38	817-896	863,7
Вязкость, МПа·с	14	58	17,5-65,9	22,9
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	16	38	1,011-1,067	1,0455
Пластовая температура, 0С				25
Плотность дегазированной Нефти при дифразгазировании, кг/ м3	16	38	886-912	903

Как видно из табл.3.1. давление насыщения нефти газом на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения изменяется от 1,5 до 5 МПа и в среднем составил 3 МПа. Газосодежание характеризуется высокими показателями и составляет 15,2 м3/т.

Таблица 3.2 Компонентный состав нефтяного газа при дифференциальном разгазировании (мольное содержание, %)

Наименование	Значение
Сероводород	0,1
Углекислый газ	2,8
Азот +редкие
в т.ч. гелий	23,64
метан	37,30
этан	16,77
пропан	12,36
изобутан	1,49
н-бутан	3,00
изопентан	0,91
н-изопентан	0,71
гексан	0,28
Плотность газа, г/ м3	1,2102

При дефференциальном разгазировании нефтяного газа в составе присутствуют в основном азот с редкими газами, а именно 23,64 % составляет гелий, 37,3% метана, 16,77% этана и 12,36% пропана. Количество остальных редких газов незначительно.

Таблица 3.3 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Количество исследованных	Диапазон измерения	Сред нее значе ние
	скв	проб
Вязкость, МПа·с при 200С при 500С	33 33	33 33	24,5-207,8 13,8-60,3	85,40 24,10
Массовое содержание серы, %	33	33	1,8-3,1	2,7
Объемный выход фракций, % до 1000С до 2000С до 3000С	28 28 28	28 28 28	2,8-6,2 16-24,9 33-47,0	4,5 22,4 45,4

При разгазировании нефти массовое содержание серы составляет 2,7%, вязкость с повышением температуры снижается с 85,4 МПа при 200С до 24,1 при 500С. Выход объемных фракций при повышении температуры увеличивается.

В отложениях турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозно- трещиноватые известняки и доломиты.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Пластовое давление колеблется в пределах 11-13,2 МПа. Температура пластовой воды 25-270С. Общая минерализация составляет 234,2-244,5 г/л, плотность - 1163,4-1165,6кг/ м3, вязкость - 1,7-1,74 МПа·с, рН=5,6-7,3. Газонасыщенность достигает 0,05-0,45 м3/т. Состав газа метано-азотный, объемный коэффициент равен 1,001.

4. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА. АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ПО ТИПАМ КОЛЛЕКТОРОВ

Промышленная разработка турнейского яруса Ново-Елховского месторождения начата в 1979 году. Залежи нефти турнейского яруса разрабатываются собственной сеткой скважин, частично возвратным фондом скважин, эксплуатирующих ранее терригенные коллектора нижнего девона.

Система размещения скважин - равномерная треугольная 300x300м. Добыча нефти ведется механизированным способом. Плотность сетки скважин 6,8 га/скв. Отдельные участки разрабатываются той же сеткой что и основные объекты разработки в терригенных пластах - 12-16 га/скв [2].

Динамика основных показателей разработки в целом по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения по состоянию на 01.10.2006г. представлена на рис. 4.1. Основные показатели по годам разработки сведены в табл.4.1. В динамике добычи нефти четко выделяются 4 периода. Первый период опытной эксплуатации приходится на 1965-74 гг.

Второй период - промышленная эксплуатации залежей турнейского яруса приходится на 1979-86 гг. Эксплуатация ведется, как правило, на естественных режимах работы залежей. Пробная закачка воды произведена в 1978 году. В 1981 году началась опытная закачка на 3 участках. В 1988 году промышленная закачка воды на основных наиболее крупных залежах (51, 71, 91) турнейского яруса. Третий период -- 1987-94 гг. характеризуется вводом в эксплуатацию практически всех турнейских залежей рассматриваемых площадей. На многих залежах применяется очаговое заводнение. Идет отработка применяемых систем внутриконтурного заводнения.

Четвертый период разработки-- 1995-2006 гг. характеризуется вводом в эксплуатацию практически всех турнейских залежей Акташской, Ново-Елховской и Федотовской площадей месторождения. В этот период ведется жесткий контроль за регулированием процесса выработки остаточных запасов нефти. Ведется опробование и широкое применение гидродинамических (вторичных) методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Внедряются на залежах в промышленных масштабах третичные (физические и физико-химические) МУН и технологии интенсификации добычи. Апробируются и внедряются в промышленных масштабах четвертичные МУН. Проведение всех этих мероприятий позволяет не только удерживать уровни добычи нефти, но и ежегодно их увеличивать.

Максимальные уровни добычи достигнуты на разных этапах разработки. Первый пик в добыче нефти - 424,4 тыс.т. приходится на 1991 год. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,30%, от текущих извлекаемых запасов 1,43%. Обводненность продукции за отчетный год составила - 26,4%.

Последние 12 лет разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах наблюдается устойчивая тенденция роста добычи нефти, при среднегодовой обводненности не превышающей 40%. Увеличение объемов

закачки воды на карбонатных залежах благоприятно сказывается в целом на общей динамике добычи нефти. Среднегодовые объемы добычи нефти по турнейскому ярусу составляют 350-400 тыс.т. Прослеживается постепенное ежегодное увеличение обводненности, в среднем на 0,6% в год. Так с 1994г. по 2006г показатель вырос на 8%. Относительная стабилизация среднегодовой обводненности продукции на уровне 38% наблюдается последние 5 лет разработки.

Максимальный уровень добычи нефти в размере 584,5тыс.т был достигнут в 2005г. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,79%, от текущих извлекаемых запасов 2,43%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 5,28%. Суммарный отбор нефти от НИЗ составил 26,4%. Водонефтяной фактор составил 0,53д.ед. Обводненность продукции - 38,1%.

С начала разработки залежей турнейского яруса по состоянию на 01.10.2006г. добыто 9103,2 тыс.т нефти и 13979,5 тыс.т жидкости. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 5,58%. Активные остаточные запасы в настоящее время отобраны на 27,8%. Обводненность добываемой продукции в среднем по скважинам составила 38,3%. Дебиты нефти невысокие -- 3,3т/сут по нефти, и 5,4 т/сут по жидкости. Действующий фонд добывающих скважин составил 722ед, нагнетательных скважин - 257ед. Соотношение действующего добывающего фонда скважин к нагнетательному равно 2,8.

С начала организации заводнения на залежах в продуктивный пласт закачано порядка 25,2 млн.м3 воды. Соотношение годовой закачки к добытой жидкости за 2005 год составило 225,28%, за 2006г. -193,7%. Пластовое давление в зоне отбора составило по залежам Ново-Елховской и Федотовской площадей 7,99МПа

В 2006г за 9 месяцев отобрано 480 тыс. т нефти, учитывая тот факт что ежемесячная добыча нефти месяца составляет 54тыс.т, то ожидается, что добыча нефти за 2006г. превысит отметку 630тыс.т. Коэффициент использования запасов с учетом прогноза составит 28,3%.

Состояние пластового давления на объекте определяется как сложностью геологического строения месторождения, так и эффективностью системы ППД. Применяемая избирательная система заводнения учитывает особенности геологического строения месторождения, однако высокая неоднородность в распространении и свойствах коллекторов приводят к неодинаковой степени охвата пластов закачкой. Существующая система ППД позволяет вести выработку запасов высокопродуктивных пластов. Для малопродуктивных коллекторов эффективная система воздействия пока не создана. На месторождении имеются участки, где пластовое давление в добывающих скважинах остается низким. Это неохваченные заводнением линзы, застойные тупиковые зоны. А также участки, где имеется слабое влияние закачки из-за несовершенства системы ППД (наличие на одном водоводе нескольких нагнетательных скважин с различной приемистостью, состояние нагнетательного фонда (снижение приемистости и ухудшение технического состояния скважин и водоводов)). В конечном итоге это привело к неравномерному распределению пластового давления по залежам месторождения [2].

В целом по турнейскому ярусу пластовое давление находится на уровне 8 МПа. Организованная на залежах система заводнения на первых этапах оказало существенное положительное влияние на пластовое давление карбонатных коллекторов турнейского яруса. С 1992 года проводятся первые работы по изоляции водопритоков в скважину. Получены положительные результаты с применением циклического заводнения.

На рис.4.2 приведена динамика изменения пластового давления и компенсации по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения.

Рис.4.1 Динамика изменения пластового давления и компенсации отборов по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения

Продуктивным разрабатываемым объектом турнейского яруса являются отложения турнейского возраста, представленные кизеловским, черепетским, упинским и малевским горизонтами (сверху вниз). К ним приурочено восемь залежей нефти, которые имеют большие размеры и, в основном, запасы по ним полностью охвачены выработкой, за исключением залежей №№ 31, 41 и 61. На Ново-Елховской площади содержатся 64,9 % от суммарных запасов нефти турнейских отложений по месторождению. Превалирующее направление залежей северо-западное. Тип залежей - массивный. Основные запасы нефти (около 95 %) сосредоточены в верхних продуктивных горизонтах: кизеловском и черепетском. Залежь 31 включает в себя небольшие залежи, из которых в двух ведется разработка единичными скважинами (4 скв.). Из нее отобрано всего 39,23 тыс.т нефти [2].

Залежь 41 по площади полностью охвачена выработкой. Однако отобрано всего 20,1 % от НИЗ из-за того, что она, в основном, введена в разработку недавно с 2000-2001 гг. Заводнение на ней применяется приконтурное и законтурное. Закачано всего 1174,203 тыс.м3. Отбор жидкости составляет 856,566 тыс.м3, нефти - 520,691 тыс.т. Средняя за последний год обводненность равна 38,3 %. Обводнились, в основном, скважины на залежи 4-1-38 вследствие прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым прослоям, заколонных перетоков из-за плохого качества сцепления цемента с колонной и конусообразования.

Самая большая по размерам залежь 51 тоже разрабатывается полностью за исключением зон, в которых эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев небольшая и есть опасность быстрого обводнения добываемой продукции из-за близкого расположения ВНК. По залежи отобрано 2047,802 тыс.т нефти. Залежь введена в разработку в 1979 году, на ней освоена система ППД с 1983 года. Накопленный объем закачки равен 8619,076 тыс.м3, отбор жидкости 3395,452 тыс.м3. Эффективность закачки составила всего 39,4 % из-за ухода закачиваемой воды в законтурную область. Основная часть нагнетательных скважин расположена за контуром нефтеносности или в приконтурной части залежи. Текущий КИН равен 0,067.

Запасы нефти залежи 61 вырабатывается единичными скважинами, поэтому отобрано всего 70,067 тыс.т нефти.

Залежь 71 активно введена в разработку с применением законтурного и приконтурного заводнения. Накопленный отбор нефти составляет 1012,023 тыс.т. Текущий КИН равен 0,081. Эффективность закачки составляет всего около 50 %, о чем свидетельствует также и текущее пластовое давление, которое в зонах нагнетания варьирует в пределах 11,2 -13,4 МПа, в зонах же отбора намного ниже 4,6 - 11,0 МПа (среднее 8,7 МПа).

В пределах залежи № 81, которая находится на северной части площади, выделяются небольшие отдельные залежи малых размеров и не введенные в разработку. Основная залежь руслового вида, имеющая северо-западное направление, разрабатывается с 1983 года и с применением ППД с 1990 года. Фонд действующих добывающих скважин составляет 81. Всего отобрано на залежи с начала разработки 1195,525 тыс.т нефти и 1926,562 тыс.м3 жидкости. Текущая обводненность добываемой продукции за последний год составила 29,7 %. Накопленный объем закачки равен 4582,592 тыс.м3. Соотношение закачки к отбору жидкости составило 238 %. Нагнетательные скважины, действующий фонд на 1.01.2008 г равен 38, в основном, находятся около контура нефтеносности или за контуром.

Залежь № 91 имеет большие размеры и представляет собой единую, по площади почти полностью охваченную выработкой Система ППД - рядная, только на юго-востоке - приконтурная. Объем закачки равен 3207,234 тыс.м3. На ней отобрано 1726,986 тыс.т нефти и 4240,495 тыс.м3 жидкости. Эффективность закачки составляет более 100 %. Текущая обводненность равна 31,0 %.

Залежь № 101 состоит из семи маленьких залежей, из которых только две охвачены выработкой полностью. Остальные разрабатываются единичными скважинами, или запасы их состоят на балансе по категории С2. Действующий фонд нагнетательных скважин всего двенадцать, объем закачки равен 1243,046 тыс. м3. Всего отобрано 553,65 тыс.т нефти и жидкости 892,773 тыс.т.Текущая годовая обводненность 21,5 %.

Комплексный анализ всей информации, характеризующей работу пластов в скважинах (анализ динамики добычи, причины роста обводненности, состава и плотности добываемой воды), позволил авторам выделить границы зон, охваченных заводнением. Площадь полностью и частично заводненных пластов-коллекторов в турнейском объекте Ново-Елховской площади составляет около 15 % от общей площади залежи.

Фронт продвижения закачиваемой воды рассчитывался по формуле:

где в - сторона квадрата в м;

Q - объем воды, закачанной в пласт, м3;

Кп - коэффициент пористости, д.ед.;

В - коэффициент использования пор;

В = Вн.нас.* Ввыт., где

Вн.нас. - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

Ввыт. - коэффициент вытеснения, д.ед.

Зоны заводнения проводились с учетом динамики добычи, обводненности и состава, добываемой с нефтью воды по окружающему эксплуатационному фонду скважин. Средний коэффициент охвата заводнением по объекту в целом по добывающим скважинам составил всего 0,099, по нагнетательным - 0,486.

Расчетный коэффициент вытеснения по программе «АРМ-Лазурит» равен 0,589, по результатам лабораторного моделирования процесса вытеснения нефти водопроводной водой он составил 0,458-0,489 (верхнетурнейский/нижнетурнейский).

Всего по турнейскому объекту на Ново-Елховском месторождении накопленная добыча нефти равна 7165,974 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по категории С1 достиг 0,07. Степень выработанности запасов нефти по всем залежам низкая и составляет, в основном, до 40 % и чуть выше, например, залежи 91.

5. ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН

Анализ конструкции скважин, типов применяемого устьевого и подземного оборудования. Распределение скважин по дебитам жидкости, обводненности, глубинам спуска насосов)

Весь эксплуатационный фонд скважин турнейского яруса Ново-Елховского месторождения по состоянию на 01.01.2007 год составляет 636 скважины, из них 562 скважин представляют действующий фонд скважин, который в свою очередь подразделяется [3]:

- по способам эксплуатации: УСШН - 502 , УЭЦН - 53, фонтан-7 скважин.

114 скважин действующего фонда добывают малообводненную продукцию (0-40%). К категории скважин, где возможны осложнения, связанные с образованием стойких высоковязких эмульсий (обводненность 40-80%), относится 149 скв. действующего фонда. Из 205 скв. фонда скважин добывается высокообводненная продукция (80-100%) (рис.5.1).

Рис.5.1 Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по обводненности продукции

Весь эксплуатационный фонд скважин по дебитам нефти подразделяется: 235 скважин относятся к малодебитным (менее 5 м3/сут), 165 - среднедебитным (5-10 м3/сут), 162- высокодебитным (более 10 м3/сут) (рис.5.2).

Рис.5.2 Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по дебиту жидкости

Из рис.5.3 видно, что у основного фонда скважин (88,79%) насосы расположены на глубинах от 1050 до 1350 м, у 3,05% скважин на глубине до 950 м, 7,66% - от 950-1050 м, 0,56% - на глубине от 1350 - 1450 м.

Рис.5.3 Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по глубинам спуска насосов

Распределение скважин по типу насосов показывает (рис.54):

- 440 скважины, оснащенных ШСНУ, оборудованы вставными толстостенными насосами с верхним механическим креплением RHAM, с наиболее используемым диаметром 125 мм (269 скважин);

- трубные насосы используются в 67 скважинах.

Рис.5.2.Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по типам применяемых насосов

На скважинах оборудованных ШСНУ применяются приводы: СК, UP, ПНШ, ПЦ. (рис.5/2)



Рис.5.3. Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по типу наземного привода

Анализ данных рис.5.3 позволяет отметить что большинство скважин (155ед) турнейского яруса работает с числом качаний от 4 до 5.

Рис.5.4. Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по числу качаний привода

На рис.5.5. показано распределение фонда скважин по длине хода плунжера. 43% фонда скважин длина хода плунжера составляет от 2 до 3 м, 21% скважин имею длину хода от 1,5 до 2 м. 18% скважин работают с длиной хода менее 1,5м и более 3м.

Рис.5.7. Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по длине хода плунжера

Из ЭЦН на 45 % скважин используются ЭЦНМ -60, 28% скважин работают с ЭЦНМ5А-80 и 25% с ЭЦН-125

Рис.5.8. Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по типу применяемых ЭЦН

Таким образом, подводя итоги проведенного анализа можно отметить, что 36% фонда скважин имеют обводнённость более 81%. При этом дебит жидкости у 42% скважин составляет менее 5 м3/сут. Оборудовние у 49% скважин спущено на глубину от 1251 до 1350м. Из вставных насосов используются, в основном, насосы типа RNAM-125, из не вставных - ТНМ-225. Из наземных приводов преобладают СК различных параметров и модификаций.

6. АНАЛИЗ ПРИЧИН УХУДШЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОН СКВАЖИН. АНАЛИЗ ДИНАМИКИ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ ПО СКВАЖИНАМ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Производительность эксплуатационных и поглотительная способность нагнетательных скважин зависят главным образом от проницаемости продуктивных пород и вязкости нефти. Чем больше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем при прочих равных условиях больше производительность или приемистость ее. Чем меньше вязкость нефти, тем больше производительность скважины и наоборот[11].

Призабойной зоной скважины называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвержена наиболее интенсивному воздействию различных механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через призабойную зону скважины проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния призабойной зоны скважины существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород призабойной зоны скважины. Однако нередко в процессе бурения и работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации скважины проницаемость пород пласта под влиянием различных причин с течением времени может оказаться ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Так, при вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения призабойная зона скважины закупоривается глинистым раствором, что приводит к снижению проницаемости пород и к уменьшению притока нефти и газа. При эксплуатации скважин проницаемость пород призабойной зоны может ухудшиться в результате закупорки пор и трещин в породе глинистыми частицами, парафинистыми и смолистыми отложениями, солями и т.д. В нагнетательных скважинах проницаемость призабойной зоны ухудшается в результате отложения в порах и трещинах породы механических примесей (ила, глины, окислов железа и т.п.), содержащихся в нагнетаемой воде. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на призабойную зону скважины для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Для увеличения проницаемость призабойной зоны скважин применяют методы, позволяющие очистить поры породы от различных отложений, увеличить число, размеры дренажных каналов и трещиноватость пород.

Методы воздействия на призабойную зону скважины можно разделить на основные группы: химические, механические, физические и тепловые. Выбор метода определяется геолого-физической характеристикой пласта и причинами снижения продуктивности скважин.

Динамика изменения коэффициента продуктивности показана на рис.6.1. Из которого видно постепенное снижение коэффициента продуктивности добывающих скважин. Это объясняется тем, что турнейский ярус находится на завершающей стадии разработки, когда высокопродуктивные запасы уже выработаны. Так же и рис.6.1. можно отметить, что темпы снижения коэффициента продуктивности в период с 1997 по 2000 гг.г. были выше, чем в настоящее время. Значительное снижение продуктивности скважин в эти годы связано с недостаточными объемами применения методов ОПЗ и МУН на добывающем и нагнетательном фонде скважин.

Рис.6.1. Динамика изменения коэффициента продуктивности по добывающим скважинам турнейского яруса

В период с 2000 по 2007 г.г. темп снижения коэффициента продуктивности составил от 0,002 до 0,006 (т/сут*МПа) в год.

Для предотвращения падения и увеличения продуктивности добывающих скважин автор проекта рекомендует более активно применять методы ОПЗ и МУН на турнейском ярусе и относится к выбору участков более системно.

7. УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ СКВАЖИН. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА К ОБРАБОТКАМ ПЗС

В процессе эксплуатации скважин их производительность снижается по целому ряду причин. Поэтому методы искусственного воздействия на ПЗС являются мощным средством повышения эффективности выработки запасов нефти

Среди методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗС не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скважины. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЗС вопрос подбора скважины является принципиальным. При этом обработки, даже эффективные, проводимые в отдельных скважинах могут не дать существенного положительного эффекта в целом по залежи или месторождении. Как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиции повышения коэффициента конечной нефтеотдачи [8].

Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабодренируемых запасов нефти из неоднородных коллекторов, а так же определяет принципы прлученного максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин. Слабодренируемые запасы формируются так же в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, когда замещение нефти нагнетаемой водой происходит только в высокопроницаемых разностях, приводя к невысокому охвата пласта заводнением.

Решение конкретных задач по волечению в разработку слабодренируемых запасов и по повышению продуктивности скважин базируется на достаточно многочисленных технологиях интенсификации выработки запасов.

На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков.

При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабрйные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин.

Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. При этом в начальный период разработки участка возможно проведение работ по увеличению продуктивности скважин, а в последующем, при обводнении, -мероприятий по регулированию (ограничению) водопритоков.

Необходимо отметить, что при выделении участка залежи с сильно выраженной зональной и послойной неоднородностью, в первую очередь, искусственному воздействию подвергаются призабойные зоны тех скважин, которые формируют основные направления фильтрационных потоков, что позволяет своевременно изменять эти направления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон, повышая тем самым охват объекта заводнением. При проведении таких работ возможно применение как одной технологии, так и комплекса различных технологий.

Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закачки и отбора т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны сопровождаться мероприятиями по увеличению приемистости нагнетательных скважин.

Основные принципы системной технологии сводятся к следующему:

1. Принцип одновременности обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин в пределах выбранного участка.

2. Принцип массовости обработок ПЗС участка.

3. Принцип периодичности обработок ПЗС.

4. Принцип поэтапной обработки призабойных зон скважин, вскрывших неоднородные коллекторы.

5. Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под обработку по ранее заданной программе.

6. Принцип адекватности обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам системы в ПЗС и в целом по участку.

Таким образом, вопрос выбора скважин для обработки призабойных зон является одним из главнейших.

8. КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ИХ КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Методы воздействия на призабойную зону скважины можно разделить на основные группы: химические, механические, физические и тепловые.

Выбор метода определяется геолого-физической характеристикой пласта и причинами снижения продуктивности скважин [5,9].

Химические методы воздействия на призабойную зону скважины

Химические методы применяются в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). К этой группе методой относятся различные соляно-кислотные обработки пород призабойной зоны скважины.

Соляно-кислотная обработка скважин предназначена для очистки забоев, призабойной зоны скважины, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений (термокислотной обработки) и продуктов коррозии при освоение скважин с целью их запуска, а также для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно, и производительность нефтяных и приемистость нагнетательных скважин. Для обработки скважин применяют раствор соляной кислоты с содержанием чистой HCl 10-15%, в которую добавляют ингибиторы, интенсификаторы и стабилизаторы. Различают следующие разновидности кислотных обработок: кислотные ванны, простые кислотные обработки, обработки под давлением, термохимические и термокислотные.

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенки скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений из пластовых вод, а также для очистки фильтра в скважине со спущенным перфорированным хвостовиком в интервале продуктивного объекта, очистки забоя и фильтра после ремонтных работ. Рекомендуется применять в скважинах с открытым забоем и при освоении. Для кислотной ванны объем рабочего раствора составляет не более объема ствола (или колонны) в заданном интервале. При этом раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16-24 часа. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости применяют воду.

Простые кислотные обработки предназначены для воздействия на породы призабойной зоны скважины с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Осуществляется с помощью насосного агрегата тщательно промытой и подготовленной скважине. После закачки расчетного объема кислоты в НКТ закачивается продавочная жидкость, объем которой равен объему НКТ. В качестве продавочной жидкости используется нефть для добывающих скважин и вода с добавлением ПАВ для нагнетательных скважин. Время выдержки зависит от многих факторов, в среднем составляет 8-24 часа.

Кислотная обработка под давлением применяется с целью продавки кислоты в мало проницаемые интервалы продуктивного пласта. Этот вид обработки проводят с применением пакера. Скважину отчищают от различных отложений, промывают, изолируют обводнившиеся прослои, для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта устанавливается пакер и якорь. Для изоляции или снижения поглотительной способности высоко проницаемых прослоев нагнетается эмульсия, которая закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере. Затем кольцевое пространство герметизируют пакером и оставшийся

объем эмульсии закачивается под меньшим давлением. После эмульсии закачивается раствор соляной кислоты в объеме равном объему НКТ при умеренном давлении, а при достижении кислотой башмака НКТ закачивается кислота на максимальной скорости. Вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости на той же скорости и закрывают кран на головке арматуры.

Многократные обработки заключаются в том, что призабойную зону скважины обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5-10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Поинтервальные (ступенчатые) обработки - последовательные обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных его продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействуют на следующий интервал или пропласток и т.д., пока полностью не будут охвачены вся толщина пласта или все его пропластки.

Механические методы воздействия на призабойнуюзону скважины

В процессе бурения и эксплуатации скважин породы пласта могут загрязняться даже на большом расстоянии от ствола скважины. В результате этого затрудняются приток жидкости в добывающих скважинах, и поглощение закачиваемой воды в нагнетательных скважинах. Снижение проницаемости ПЗП может происходить за счет перераспределения напряжений после вскрытия пласта бурением, что приводит к снижению проницаемости естественных трещин. Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах, когда создание дополнительных трещин позволяет приобщить к процессу фильтрации новые области. Для увеличения

или восстановления производительности скважин в перечисленных случаях применяют торпедированиеё виброобработка, гидропескоструйная перфорация, гидравлический разрыв пласта.

Торпедирование скважин заключается в спуске скважин специальной торпеды, заряженной взрывчатым веществом. В качестве взрывчатого вещества применяют тротил, тетрил, гексоген, ТЭН, нитроглицерин, аммониты и динамиты. Торпедирование применяется для ликвидации аварий с трубами, разрушения посторонних предметов на забое и иногда - для улучшения притока нефти к скважинам. Последнее достигается применением торпедирования при вскрытии продуктивного пласта и очистке зон перфорации или фильтра.

Торпедирование с целью вскрытия пласта рекомендуют производить в скважинах, продуктивные горизонты которых представлены крепкими породами и не предполагается наличие дефектов в цементном кольце. При этом в пласте образуется каверна и от нее расходятся трещины различных размеров. Поэтому проницаемость пород в призабойной зоне повышается, а производительность скважины увеличивается.

Механизм очистки перфорационных отверстий (или отверстий фильтра) от отложений цемента, солей, парафина и других веществ в процессе торпедирования заключается том, что при взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны (или фильтра), наносит сильный удар и вызывает растрескивание осадка. В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктивного взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из отверстий перфорации.

Виброобработка забоев скважин осуществляется с помощью специальных гидравлических вибраторов. Сущность виброобработки состоит в создании колебания давления различной частоты и амплитуды путем резких изменений расхода жидкости, прокачиваемой через вибратор,

присоединенный к НКТ, спущенным в скважину. При вибровоздействии применяют специальные гидравлические вибраторы золотникового типа, на конце НКТ устанавливается гидравлический вибратор, создающий импульсы давления вследствие перекрытия вращающегося с золотником потока закачиваемой через вибратор в пласт жидкости. Рабочий жидкостью служит соляная кислота, нефть, дизельное топливо, вода. Достоинством этого метода является то, что он эффективен в скважинах с ухудшенными в результате бурения (глушения) коллекторскими свойствами призабойной зоны. Недостатки - высокая стоимость, невозможность проведения в технически неисправных скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, с низким пластовым давлением.

Техника перфорации скважин. Перфорация - пробивание отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины. Существует четыре основных способа перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная.

При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат, состоящий из нескольких (8-10) камор-стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу. Длина перфорационных каналов в породе получается 145-350 мм при диаметре около 20 мм.

Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, стволами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100-160 мм, диаметр канала - 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часты случаи разрушения обсадных колонн.

Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно, так как все большее применение получает кумулятивная перфорация.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда взрывчатого вещества, облицованной тонким металлическим покрытием. Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов-продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6-8 км/с и создаёт давление па преграду до 0,15-0,3 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.

Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. Однако разработаны и корпусные перфораторы одноразового действия, в которых легкий корпус из обычной стали используется только лишь для герметизации зарядов при погружении их в скважину. Перфораторы спускаются на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, опускаемые через НКТ), а также перфораторы, спускаемые на насосно-компрессорных трубах. В последнем случае инициирование взрыва производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара, действующего как поршень на взрывное устройство. Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает 30 м, торпедным - 1 м, пулевым - до 2.5 м. Это является одной из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

...