Особенность разработки карбонатных коллекторов

Подбирая необходимые взрывчатые вещества при кумулятивной перфорации, можно в широких диапазонах можно регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями. Однако получение достаточно чистых, с точки зрения фильтрации, и глубоких каналов в породе остается актуальной проблемой и до сих пор. В этом отношении определенным шагом вперед было осуществление пескоструйной перфорации, которая позволяет получить достаточно чистые и глубокие перфорационные каналы в пласте.

Гидропескоструйную перфорацию применяют для выполнения следующих специальных работ в скважинах: создание щелей перед ГРП, обеспечивающих снижение давления разрыва и образования трещины в определенном направлении; срезание обсадных, бурильных и насосно- компрессорных труб. В основном используется тогда, когда другие виды перфорации не дают ожидаемого результата. При этом диаметр отверстий, создаваемых в колонне, составляет 12-20 мм, а глубина каналов в несколько раз больше, чем при других видах перфорации. Гидропескоструйная перфорация не нарушает цементное кольцо за колонной, и поэтому может применяться в скважинах, только что вышедших из бурения и уже эксплуатирующихся для значительного увеличения их производительности, а также в скважинах, близко расположенных к нефтеносным пластам водоносных или газоносных прослоев или пластов. Гидропескоструйную перфорацию нецелесообразно применять в интервалах, уже подвергнутых кислотной обработке и ГРП, а также в сильно обводненных пластах.

Основное условие нормального осуществления процесса гидропескоструйной перфорации - отсутствие поглощения жидкости в скважине, т.е. нормальной циркуляции жидкости для обеспечения выноса песка и шлама.

При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано - жидкостных струй, вылетающих из насадок специально аппарата- пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Песчано - жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления, смонтированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству.

При гидропескоструйной перфорации создание отверстий в колонне, в цементном камне и каналов в породе достигается приданием песчано - жидкостной струи очень большой скорости и, достигающей нескольких сотен метров в секунду. Перепад давления при этом составляет 15-30 МПа. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию тонирующий в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи. При стендовых испытаниях были получены каналы до 0,5 м. Размеры канала увеличиваются сначала быстро и затем стабилизируются в результате уменьшения скорости струи в канале и поглощения энергии встречным потоком жидкости, выходящей из канала через перфорационное отверстие. Время воздействия на преграду не должно превышать 15-20 мин, так как при более продолжительном воздействии каналы не увеличиваются. Перфорация производится пескоструйным аппаратом, спускаемым на насосно-компрессорных трубах, имеет шесть боковых отверстий, в которые ввинчиваются шесть насадок для одновременного создания шести перфорационных каналов. При малой подаче насосных агрегатов часть отверстий может быть заглушена пробками.

Перед началом работ обязательна опрессовка всех коммуникаций на давление, в 1,5 раза превышающее рабочее. Гидропескоструйную перфорацию осуществляют, начиная с нижних интервалов. Пескоструйная перфорация в отличие от кумулятивной или пулевой перфорации позволяет получить каналы с чистой поверхностью и сохранить проницаемость на обнаженной поверхности пласта. Громоздкость операции, использование мощных технических средств и большого числа обслуживающего персонала определяют довольно высокую стоимость этого способа перфорации и сдерживают ее широкое применение по сравнению с кумулятивной перфорацией. В результате чего данный метод применим в тех случаях, когда другие способы не дают желаемого результата.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс обработки призабойной зоны скважины с целью расширения и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны. Достигается это путем создания высоких давлений на забоях скважин закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает быстрое повышение давления на забое. Когда давление превысит гидростатическое примерно в 1,5-2,5 раза, произойдет разрыв или расслоение пласта, т.е. расширятся естественные и образуются новые трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоянии их заполняют песком, который вводят вместе с вязкой жидкостью. В дальнейшем эта жидкость извлекается из призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины.

Создание в призабойной зоне скважины одной или нескольких трещин, проникающих в пласт на десятки метров, приводит к увеличению проницаемости пласта в зоне распространения трещин и к значительному улучшению условий притока жидкости.

До начала работ в скважине, выбранной для ГРП, определяют дебит (приёмистость), забойное и пластовое давление, содержание воды в добываемой продукции, газовый фактор, определяют глубину забоя скважины. При необходимости проводят очистку забоя и призабойной зоны пласта путём промывки и при необходимости кислотную обработку. Хорошие результаты даёт предварительная перфорация в узком интервале пласта, намеченном для гидравлического разрыва. Перечисленные мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность. Проверяют герметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца.

Так как при ГРП в большинстве случаев давления превышают допустимые для обсадных колонн, в скважину на НКТ спускают пакер, изолирующий кольцевое пространство и предохраняющий колонну от давления. Пакер спускают с якорем - устройством, предупреждающим смещение пакера по колонне и устанавливают его выше верхних отверстий фильтра (кровли пласта). Интервал посадки пакера прорабатывают гидроскребком. Ниже пакера устанавливаются НКТ с муфтой (так называемый "хвостовик") длиной 1 м. Устанавливают арматуру устья, обвязывают установки насосные, пескосмесительные агрегаты и ёмкости.

Процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов:

-закачки в скважину жидкости разрыва для создания трещины в пласте;

-закачки жидкости-песконосителя с песком, предназначенным для закрепления образовавшейся трещины, т.е. для предупреждения её смыкания и сохранения в открытом состоянии после снижения давления ГРП;

-закачки продавочной жидкости для проталкивания песка в трещины и предохранения их от смыкания.

Перечисленные жидкости называют рабочими жидкостями и к ним предъявляют следующие требования:

-рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемости;

-при ГРП в нефтяных добывающих скважинах целесообразно применять жидкости на углеводородной основе, а в нагнетательных - на водной;

-свойства рабочих жидкостей должны обеспечивать наиболее полное удаление их из созданных трещин и порового пространства пород;

-рабочие жидкости должны растворяться в пластовых жидкостях;

-вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильной в пластовых условиях в течение времени проведения ГРП.

Рабочая жидкость, при закачивании которой в призабойной зоне пласта создается давление, достаточное для нарушения целостности пород пласта, называется жидкостью разрыва.

Для проведения ГРП в породах различной проницаемости и трещиноватости необходимо иметь жидкости разрыва различной вязкости. Обычно жидкости разрыва выбирают с вязкостью от 50 до 500 мПаМс.

При гидравлическом разрыве пластов без естественной трещиноватости применяют жидкости разрыва, хорошо фильтрующиеся через пористую среду. Если ГРП производится в трещиноватых пластах, то выбирают жидкость разрыва, не фильтрующуюся или слабофильтрующуюся в поры пласта. Рабочая жидкость, используемая для транспортирования песка с поверхности до трещин и их заполнения, называется жидкостью - песконосителем. Эта жидкость должна быть слабофильтрующейся и иметь высокую пескоудерживающуюся способность. Способность жидкости удерживать песок во взвешенном состоянии зависит от вязкости жидкости. Вязкость жидкостей увеличивают, добавляя в них загустители.

Рабочая жидкость, применяемая для продавливания жидкости разрыва в обрабатываемый пласт (и смеси жидкости-песконосителя с песком - в созданные трещины), называется продавочной жидкостью. Вязкость продавочной жидкости должна быть минимальной.

Закачивают жидкость разрыва минимальной вязкости одной насосной установкой на 2-3 режимах работы насоса. При этом замеряют давление, приёмистость и определяют коэффициент приёмистости скважины на каждом режиме. Затем ту же жидкость разрыва закачивают несколькими насосными установками при максимально возможной производительности насосов. Определяют величину четвёртого коэффициента приёмистости. Если при последнем режиме нагнетания достигается увеличение коэффициента приёмистости в 2-3 раза по сравнению с первым режимом нагнетания одной насосной установкой на низшей скорости и зависимость расхода жидкости от давления нагнетания имеет вид, то делают вывод о наличии трещин в разрываемом пласте. Если по данным закачивания жидкости разрыва с минимальной вязкостью трудно однозначно установить образование трещин и достигнутое давление намного ниже развиваемого насосными установками, то работы повторяют с использованием жидкости разрыва повышенной вязкости.

На длительно разрабатываемых месторождениях величина давления разрыва (или его градиента) и наиболее эффективный тип жидкости разрыва уже известны. Поэтому нет необходимости проведения перечисленных исследований в полном объёме на каждой скважине.

После установления признаков наличия трещин в разрываемом пласте имеющимися на скважине насосными установками приступают к их закреплению.

Для дальнейшего развития трещин и облегчения ввода в них песка перед жидкостью-песконосителем закачивают 3-4м3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости. Затем закачивают жидкость с песком при максимально возможных производительности и давления для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. Продавочную жидкость закачивают непосредственно за песчано-жидкостной смесью без снижения темпов закачивания. Объём продавочной жидкости должен быть равным или больше (в зависимости от длины "хвостовика") объёма НКТ, на которых спущен пакер.

Для предупреждения выноса песка из трещин и образования песчаных пробок на забое после завершения продавливания песчано-жидкостной смеси в трещину устье скважины закрывают до момента снижения давления до атмосферного. Одновременно демонтируют насосные установки и другое наземное оборудование. коллекторский скважина добыча нефть

После снижения давления на устье скважины срывают и извлекают пакер с якорем, спуском НКТ промывают забой от осевшего проппанта и отбивают забой скважины. В добывающих скважинах снижением уровня, определяют приток жидкости, в нагнетательных скважинах, определяют приемистость.

Существует три основных вида ГРП: однократный (создание одной трещины в пласте); многократный (создание нескольких трещин); направленный (места образования трещин регулируются по толщине продуктивного пласта или нескольких пластов).

При большой толщине продуктивного пласта проводят многократный разрыв, т.е. несколько разрывов за одну операцию.

Физические методы воздействия на призабойную зону скважины

При физических методах из призабойной зоны удаляют остаточную воду и твёрдые мелкодисперсные частицы. К ним в основном относятся обработка призабойной зоны скважины поверхностно-активными веществами и углеводородными растворителями.

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами. Поверхностно-активные вещества - это вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ. Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти (в пористом пространстве) уменьшается несколько раз и они вытесняются из пласта скважины значительно быстрее и с меньшой затратой внешней энергии, чем крупные. При этом увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Также ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, при этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя из них пленочную воду. Для обработки из призабойной зоны ПАВ применяют в виде нефтяного раствора или смеси с нефтью. Технология ОПЗ с помощью ПАВ аналогично технологии соляно-кислотной обработки. В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоной обработки было заполнено ПАВ. Применение ПАВ так же эффективно при очистке призабойной зоны и глушении скважин, снижении вязкости водонефтяных эмульсий, очистке насосно-компрессорных труб и подземного оборудования от асфальтосмолопарафиновых осадков, уменьшении гидравлических сопротивлений.

Обработка призабойной зоны скважин углеводородными растворителями применяют для очистки призабойной зоны скважины от отложений парафина и асфальтосмолистых веществ. Эффективность обработки повышается с увеличением удельного расхода растворителя, давления, темпа закачки и, особенно, при последующем подогреве пласта.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону скважины

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в призабойной зоне скважины отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), при фильтрации вязких нефтей, а также для повышения эффективности химических методов. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева призабойной зоны скважины.

Тепловая обработка призабойной зоны скважины или термообработка заключается в прогреве призабойной зоны пласта и ствола скважины с целью расплавления и удаления парафиносмолистых отложений.

Выпадение парафина и отложение асфальтосмолистых веществ в призабойной зоны происходит при добыче нефтей с высоким содержанием этих компонентов в условиях близости пластовой температуры и температуры насыщения (кристаллизации) парафина и охлаждения призабойной зоны ниже этой температуры. Охлаждение ее возможно при вскрытии пласта бурением, притоке газированной нефти или закачке воды (газа) в процессе работы скважин, при проведении интенсифицирующих и ремонтных работ, связанных с закачкой больших объемов холодных жидкостей. Приток газированной нефти, сопровождающийся снижением во временем дебита скважины вследствие парафиносмолистых отложений, вызывает необходимость стационарного подогрева или периодического циклического повторения обработок.

Теплота может быть внесена двумя способами: теплопередачей в пласт по скелету породы и насыщающий жидкости от источника теплоты (электронагревателя), расположенного в скважине; нагнетанием в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти.

Обработка паром и горячей водой. При этом способе теплоноситель - пар получают от различных котельных установок. Сущность метода заключается в закачке в пласт нагретого теплоносителя, расплавляющего или растворяющего смолопарафиновые отложения в призабойной зоны с последующим извлечением его из пласта. Предпочтительней применение углеводородных жидкостей по сравнению с водой, несмотря на их меньшую теплоемкость, так как они совмещают функции теплоносителя и растворителя и не вызывают отрицательных побочных явлений (набухание глин, разрушение скелета пород, снижение нефтепроницаемости). Для разобщения затрубного пространства скважин от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.

Для периодического кондуктивного прогрева (периодической электротепловой обработки) эксплуатацию скважины прекращают, извлекают подземное оборудование и на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают скважинный электронагреватель, затем пласт прогревают в течение 3-7 суток, поднимают электронагреватель и возобновляют эксплуатацию скважины. Этот способ проще и дешевле, чем предыдущий. Однако электропрогревом вследствие малой теплопроводности горных пород не удается прогреть более или менее значительную зону. В целом работы по прогреву призабойной зоны носят местный характер и существенно не влияют на повышение средней температуры пласта.

Термогазохимическое воздействие на призабойную зону пласта заключается в сжигании на забое скважины порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время его сгорания регулируется и может длиться от нескольких минут до долей секунды. В соответствии с этим изменяется и газоприток, т.е. скорость выделения газа при его сгорании пороха, что определяет давление и температуру в зоне горения. Кроме того, интенсивность процесса регулируется и количеством сжигаемого заряда, которое может изменяться от 20 до 500 кг. При сгорании порохового сгорания происходит быстрое нарастание давления и температуры в зоне горения. Давление на забое достигает 30-100 МПа, так как столб жидкости в скважине играет роль уплотнительного поршня, который не успевает быстро сдвинуться с места благодаря своей инерции. При этом происходит механическое воздействие на пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и к расширению существующих. При медленном горении пороховых газов на забое скважины создается высокая температура (до 350 0С), в результате происходит прогрев призабойной зоны скважины. Нагретые пороховые газы проникают по порам и трещинам в глубь пласта, расплавляют смолы, асфальтены и парафины, выпавшие в призабойной зоне в процессе эксплуатации скважины. Такое воздействие аналогично термическому воздействию на пласт. При горении заряда образуется большое количество газообразных продуктов горения, состоящих главным образом из углекислого газа, который, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость и поверхностное натяжение на границе с водой и породой. Это способствует повышению продуктивности скважины.

Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на призабойную зону скважины.

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

За 2007 год по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения за счёт применения методов интенсификации дополнительно добыто 5 816 тонн нефти. Наиболее эффективной технологией является технология КХДВ-СНПХ-9030. За 2007 год было обработано 11 скважин, дополнительная добыча нефти составила 3021 тонн, удельная технологическая эффективность на 1 обработку составила 274,6 тонн. ( табл.9.1,рис.9.1.). Далее по эффективности идет технология закачки КПАС , за 2007 год обработано 4 скважины и подучено дополнительно 1092 тонн нефти, удельная технологическая эффективность составила 273 т/скв.обр. Впервые на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения была применена технология обработки термогазогенератором (СТГГ-80), в результате обработки 3 скважин дополнительно получено 835 тонн нефти, уд.технологическая эффективность метода составила 278,3 т/скв.обр.

Таблица 9.1 Показатели эффективности применения методов интенсификации на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения

Методы	Количество обработанных добывающих скважин	Удельная эффективность, т/скв.	Дополнительная добыча нефти,тонн
ГИВ	4	55,8	223
КПАС	4	273	1092
ДП+ТИМ	2	100,5	201
СТГГ-80	3	278,3	835
ВВВ	2	222	444
КХДВ-CНПХ-9030	11	274,6	3021

Рис.9.1. Гистограмма эффективности применяемых методов интенсификации добычи нефти.

Менее эффективными технологиями явились технологии газоимпульсного воздействия и ДП+ТИМ. По методу ГИВ было обработано две скважины, дополнительно получено 223 тонны нефти, по методу ДП+ТИМ обработано 2 скважины и получено 201 тонна нефти (рис.9.2.)

Рис.9.2. Гистограмма распределение методов интенсификации по дополнительной добычи нефти.

Как видно из всех вышеприведенных диаграмм наиболее эффективной технологией по интенсификации добычи нефти на на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения является метод закачки КХДВ-СНПХ-9030. Данный метод является так же наиболее применяемой на данном объекте разработки. В результате применения метода прослеживается увеличение всех фильтрационно-ёмкостных параметров пласта, таких, как дебита нефти, коэффициента продуктивности, пластового давления. Так же улучшается скин-фактор и увеличивается параметра ОП (отношение фактической продуктивности к потенциально возможной) после обработки скважины.

Расчёт технологической эффективности применения метода КХДВ-СНПХ-9030 на на турнейском ярусе

Ново-Елховского месторождения

Методика прямого счета заключается в следующем:

В координатах «месячная добыча нефти - время» за нулевой отсчет времени принимают месяц на 1-2 года раньше месяца начала воздействия ОПЗ, т.е. в качестве ближней предыстории берут 12-24 месяца, причем за 12-й или 24-й месяц предыстории принимают месяц начала воздействия ОПЗ. На график наносят точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводят вертикальную черту через месяц начала воздействия. Далее определяют среднемесячную добычу нефти в период предыстории и проводят равную ей горизонтальную линию до пересечения с вертикальной чертой.

Затем период предыстории второй вертикальной чертой делят на два равных полупериода, каждый длительностью 6-12 месяцев. Таким образом, период предыстории превратился графически в квадратную диаграмму, в которой первый (а) и второй (б) квадраты расположены выше среднемесячной добычи нефти, а третий (в) и четвертый (г) ниже ее.

Для определения наличия тренда и его надежности предлагается использовать коэффициент ассоциации Юла:



где а, б, в и г- количество точек в соответствующих квадрантах.

Если больше 0,7, считают тренд установленным и достаточно надежным. Перебором вариантов с четным числом месяцев предыстории от 12 до 24 определяют вариант с максимальной величиной коэффициента ассоциации Юла, который берут за основу.

Далее определяют количественные показатели тренда. Для этого вычисляют среднемесячную добычу нефти за первые и вторые 6-12 месяцев предыстории, графическим или расчетным путем наносят прямую тренда до пересечения с первой вертикальной чертой (месяцем начала воздействия).

В точке пересечения определяют базовую среднемесячную добычу нефти и из нее проводят горизонтальную (параллельную оси времени) прямую на весь период истории. Таким образом, считают, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, что, естественно, занижает технологический эффект.

Разумеется, если динамика месячной добычи нефти в период предыстории имеет малый разброс точек (что редко бывает для малых участков) и представляет собой плавную кривую, то базовую месячную добычу нефти можно определить графическим и расчетным путем, но, в любом случае, во избежание завышения эффекта на большей части периода времени после воздействия базовая месячная добыча нефти должна быть постоянной.

По количеству и положению точек после начала воздействия ОПЗ относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляются качественный эффект и его динамика. Для количественного определения эффективности вычисляют среднемесячную добычу нефти от месяца начала воздействия до даты анализа, вычитают из нее базовую среднемесячную добычу и умножением на указанное число месяцев определяют дополнительную добычу нефти и ее долю ко всей добыче нефти после воздействия, а также удельный технологический эффект.

Таким образом, эта методика является одним из вариантов характеристик вытеснения, унифицированным во избежание произвола и субъективизма. Для того, чтобы оценить, за счет чего получена дополнительная нефть за счет интенсификации или за счет повышения нефтеотдачи, предлагается определять фактическую среднемесячную обводненность продукции за 12-24 месяца предыстории и за период после воздействия и сопоставлять их с расчетной базовой средней обводненностью после воздействия ОПЗ, используя для этого среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории и расчетную базовую среднюю добычу нефти.

Опыт применения этой методики «прямого» счета, когда используют совершенно не обработанные, не преобразованные данные из эксплуатационных карточек, показал, что в среднем такой подход дает величины технологического эффекта, как и следовало ожидать, более низкие, чем по характеристикам вытеснения, но близкие к нижнему пределу размаха их величин для статистики, включающей 5-10 участков.

Помимо «крестьянского» счета использование динамических рядов для прямой оценки эффективности ОПЗ иногда бывает возможным, если брать временный ряд текущего (лучше квартального) водонефтяного фактора. В любом случае динамические ряды дают дополнительную информацию, хотя чаще всего промежуточную, рабочую, а не конечную, выходную.

Определение эффективности КХДВ-СННПХ-9030 в скважине №2603

По эксплуатационной карточке добывающей скважины добыча нефти за 10 месяцев предыстории равна 729,6 и среднемесячная добыча в этот период 72,96. Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия. Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадрантную диаграмму, на которой в первом квадранте оказалось 2 точки, во втором 3 точек, в третьем 3 и в четвертом квадранте 2 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Поскольку больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Рис.9.7 .Определение эффективности в скважине №2603

Определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 5 месяцев (362,4) и вторые 5 месяцев (367,2) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (72,98) и вторую половину предыстории (73,4). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (80т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия).

Для количественной оценки эффективности по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу за 14 месяцев, после проведения метода, нефти 2002,2. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 143,01 т, больше базовой.

Вычисляем дополнительную добычу нефти

т

По аналогии произведем расчёт для остальных скважин, где применялся метод КХДВ-СНПХ-9030. Результаты расчётов приведены в табл. 9.2.

Таблица 9.2 Результаты расчёта технологической эффективности по методу прямого счёта

№№ скв.	Добыча нефти за период предистории,т	Базовая ср.мес. добыча нефти до воздействия,т/мес	Ср.мес. добыча после воздействия	Доп.добыча нефти
КХДВ-СНПХ-9030
2603	729,6	80	143,01	882,2
2769	851,2	88	152,14	898
2774	1732,8	175	441,21	3727
2531	638,4	64,7	164,3	1394,9
669	851,2	86,24	200,8	1604,24
Итого по методу	8506,34
ГИВ
2604	1087,2	88	241	2142
882	1044,4	80	116,25	507,5
1881	328,4	34	64	420
2674	1118,2	45	116	994
Итого по методу	4063,5
КПАС
1225	849,5	58	90	448
1879	2017,8	155	276,6	1702,4
2442	351,3	13	84,9	1006,6
2210	956,9	78	126	672
Итого по методу	3829
ДП+ТИМ
888	1381,1	148	185,6	526,4
335	1945,2	205	249	616
Итого по методу	1142,4
СТГГ-80
3464	416	33	39	84
1227	1002,8	92	103,7	163,8
3525	792,6	68	105,3	522,2
Итого по методу	770
ВВВ
8277	438,5	19	130	1554
6234	853,3	76	179	1442
Итого по методу	2996

Как видно из табл.9.2. метод прямого счёта показал, что все применяемые методы интенсификации процессов добычи нефти эффективны. По результатам расчётов дополнительная добыча нефти составила 20537,24 тонн. По методу КХДВ-СНПХ-9030 дополнительная добыча нефти составила 8506,34 тонны, что является самым высоким результатом. Так же эффективен метод КПАС, по результатам расчётов дополнительная добыча нефти составила 3829 тонны. Менее всего добыто после воздействия методом СТГГ-80- 770 тонны дополнительной нефти. В целом можно отметить, что по всем применяемым методам положительная эффективность достигнута.

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

Осуществление технологического процесса

1. Скважина обвязывается спецтехникой и наземным оборудование, производится опрессовка нагнетательной линии на полуторократное ожидаемое рабочее давление [6].

2. После распакеровки при открытой затрубной задвижке по колонне НКТ циркуляцией до интервала перфорации доводится расчетный объем композиции СНПХ-9030.

3. Производится посадка пакера и его опрессовка путем закачки жидкости в НКТ при заполненном межтрубном пространстве и открытой затрубной задвижке на допустимое давление закачки.

4. В случае приемистости более 50 м3/сут при допустимом давлении закачки в пласт закачивается весь расчетный объем композиции СНПХ-9030, который продавливается расчетным объемом технологической жидкости.

5. В случае приемистости менее 50 м3/сут при допустимом давлении закачки, технологический процесс осуществляется в циклическом режиме.

После посадки пакера проводится продавка композиции из НКТ в пласт технологической жидкостью с замером приемистости и давления. При этом осуществляется закачка с ожиданием падения давления нагнетания от допустимого на 20-30 %. Эти циклы выполняются до задавки в пласт всей композиции, находящейся в объеме НКТ. После чего срывается пакер и повторяются операции в режиме, описанном в настоящем пункте выше. Если в любом из циклов в ходе закачки приемистость достигает более 50 м3/сут, в конце продавки срывается пакер и осуществляется замена технологической жидкости в колонне технологических труб на композицию. Затем осуществляется посадка пакера и продолжается закачка всего оставшегося объема композиции в пласт с перепродавкой технологической жидкостью.

6. В случае возникновения ситуации, когда в ходе нагнетания композиции в пласт происходит снижение приемистости скважины менее 50 м3/сут.

7. В случае отсутствия приемистости СНПХ-9030 доводится до интервала перфорации, сажается пакер и в циклическом режиме. И продавливается в течение не менее 2 часов с последующим закрытием скважины на реагирование под давлением в течение 8-12 часов (установка ванны под давлением). После выдержки возобновляется закачка композиции.

В случае невозможности реанимации скважины дальнейшие работы проводятся по решению главного геолога НГДУ.

8. После задавки в пласт расчетного объема композиции и технологической жидкости выдерживается технологическое время на реакцию композиции с пластом 2 часа.

9. После завершения операций проводится депрессионное воздействие по извлечению отработанных реагентов и продуктов реакции методом свабирования или с применением гидровакуумной желонки в желобную емкость с последующей их утилизацией.

10. По завершении депрессионного воздействия, скважина промывается и осуществляются заключительные операции по пуску скважины в работу.

Материалы и технические средства, необходимые для осуществления технологического процесса.

1. При реализации технологии используются следующие химреагенты, сертифицированные и разрешенные к применению в нефтяной отрасли в соответствии с требованиями РД 153-39-026-97 [6]:

- Композиция СНПХ-9030 по ТУ 39-05765670-ОП-231-97 с изм. № 1-5.

- Технологическая жидкость для добывающих скважин:

- на основе моющего препарата «МЛ-81Б» по ТУ 2481-007-48482528-99, «МЛ-80 БС» по ТУ 2458-040-52412574-03 концентрацией 0,1 % масс в воде, возможно применение других моющих препаратов;

для нагнетательных скважин:

вода любой минерализации - пресная, сточная по ОСТ 39-225-88, техническая.

2. В технологическом процессе используются следующие технические средства в соответствии с табл. 10.2.

Таблица 10.2

Применяемое оборудование	Обозначение технической документации	Потребное количество, шт
1	2	3
Стандартизированное оборудование
1 Пакер гидравлический или механический с якорем: 2ПВ-М 122-50 2ПВ-М 136-50 2ПВ-М 140-50 ПН-М 118-21 ПН-М 122-21 ПН-М 136-21 ПН-М 140-21	ТУ 26-16-246-88 ТУ 26-16-10-76	1
ПРО-ЯМО-2ЯГ1(М)-122 ПРО-ЯМО-2ЯГ1(М)-142 ПЦРО-2	ТУ 3665-001-20666528-2002
2 Насосный агрегат: ЦА-320М	ТУ3666-014-05-785537-94	1
3 Кислотный агрегат: Азинмаш-30 или АКПП-500 Установка насосная для кислотной обработки скважин СИН 32.05, СИН 35 или АНЦ 32/50 Установка насосная УН-125х25К	ТУ 26-02-209-75 ТУ 3666-005-43067730-2001 ТУ 3666-105-00217352-95 ТУ 3666-00220229-2004	1
4 Автоцистерны: АЦ 10; АЦН 11-257; АЦН-7; 5-5334 АЦН-120-250 ППЦ-23 Кислотовоз: КП-6,5 с прицепом-цистерной	ТУ 26-16-32-77 ТУ 26-16-125-87 ТУ 6-02-459-73	2
Нестандартное оборудование
5 Агрегат для свабирования на базе самоходных каротажных подъемников ПКС-3,5 или ПКС-5, оснащенных штатным каротажным кабелем или стальным тросом или аналогичные агрегаты, допущенные к использованию в ОАО «Татнефть»		1
6 Гидровакуумная желонка типа КОС, Ж..О.Р., ИПН-120/140, ТОЗ-114		1
7 Желобная ёмкость для приема и замера поступающей из пласта жидкости, объемом не менее 10 м3		1

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

Объектами применения технологии являются добывающие и нагнетательные скважины, эксплуатирующие низкопроницаемые терригенные пласты. Технология может применяться также в скважинах с высокопродуктивными пластами, снизивших свою производительность в ходе эксплуатации [6].

Технологию в условиях низкопроницаемых коллекторов предпочтительно применять на участке нагнетательной скважины, включающем один элемент разработки, характеризующийся гидродинамической сообщаемостью скважин. Обработка нагнетательной и добывающей скважин позволит существенно улучшить гидродинамические условия работы обрабатываемого участка и получить максимальный технологический эффект.

Технологический процесс может применяться на скважинах со следующими геолого-промысловыми и техническими характеристиками.

1. Продуктивный разрез скважины должен быть представлен терригенным коллектором.

2. Вскрытый перфорацией интервал пласта должен иметь эффективную толщину не менее 0,8 м.

3. Коэффициент продуктивности действующей добывающей скважины на момент проведения технологического процесса должен составлять не менее 0,01 т/сут.*МПа

4. В добывающих скважинах обводненность продукции должна быть не более 80%. Продуктивный пласт должен быть отделен от водоносных горизонтов непроницаемой перемычкой толщиной не менее 4 м.

Таблица 11.1 Параметры скважин для проведения метода КХДВ-СНПХ-9030

№№	Глубина	Эф.толщина	Коэф.порист.	Прониц-ть	Уровень подъема цемента	Внутр. Диамет	Кривизна ствола скв.	Обводнённость
скв.	залегания, м	пласта,м	доли ед.	мкм2	за э/к	э/к, мм	град.	%
2603	1763	5,4	0,204	106,1	до устья	102,3	1,2	12
2769	1756	2,6	0,142	18,6	до устья	102,3	1,6	44
2774	1854	2,4	0,184	2,6	до устья	102,3	1,6	7
2531	1654	1,8	0,186	11,2	до устья	102,3	1,6	21
669	1786	4,2	0,196	0,5	до устья	102,3	1,8	3
2503	1750	2	0,198	4,5	до устья	100,3	1,2	17
2537	1650	2,7	0,22	7	до устья	102,3	1	8

5. Эксплуатационная колонна скважины должна быть герметичной.

6. Скважина должна иметь исправную устьевую арматуру, обеспечивающая проведение технологического процесса закачки композиции.

7. Цементное кольцо за эксплуатационной колонной должно быть герметичным (иметь хорошее сцепление с колонной и породой) в интервале продуктивного пласта и до выше (ниже) лежащих необрабатываемых пластов.

8. Для защиты эксплуатационной колонны от избыточных давлений компановка труб НКТ должна быть оборудована пакером.

В табл.11.1 приведены необходимые параметры скважин для проведения метода КХДВ-СНПХ-9030.

Из данных табл.11.1 видно, что данные скважины соответствуют необходимым характеристикам для проведения ОПЗ с применением КХДВ-СНПХ-9030.

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

1. По результатам промыслово-геофизических и гидродинамических исследований проводится расчет технологических параметров обработки: суммарного объема композиции СНПХ-9030 и технологической жидкости и создаваемых депрессий для извлечения продуктов реакции и отработанных химреагентов [1].

1.1. Суммарный объем закачки химреагентов в пласт (композиции СНПХ-9030, технологической жидкости) рассчитывается по формуле:

V= m h (R2к - r2c), м3

где m - коэффициент пористости, доли единиц;

h - эффективная работающая толщина пласта, м;

Rк - радиус контура питания, м;

rc - радиус скважины по долоту, м.

Долевые объемы соответствующих химреагентов для обработки скважин определяются в зависимости от эффективной работающей толщины пласта в соответствии с табл.12.1.:

Таблица 12.1.

Химреагенты	Объемы х/р при толщине пласта, %
	до 4 м	более 4 м
СНПХ-9030	40	30
Технологическая жидкость	60	70

Для депрессионного извлечения продуктов реакции проводятся следующие расчеты.

Определяется максимально допустимое значение депрессии на пласт (Р).

При наличии ниже продуктивного объекта водоносного горизонта или вышележащего обводнившегося пласта, не вскрытого перфорацией, перепад давления на метр разобщаемого интервала не должен превышать 20 кгс/см2. При этом условии допустимая величина депрессии на испытуемый пласт не должна превышать значения:

Р = Рпл - (Рпл.в. - 20 h), кгс/см2

где Рпл - пластовое давление нефтеносного горизонта, кгс/см2;

20 - допустимый градиент давления на 1 м цементного кольца, кгс/см2;

h - расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до водонефтяного контакта (ВНК) или до кровли водоносного горизонта, м;

Рпл.в.- пластовое давление водоносного горизонта, кгс/см2.

Производится расчет максимальной глубины (Нмах ) спуска в скважину сваба для создания оптимальной депрессии (но не более чем, определенной по формуле:

Нмах = Нкр - 10 Рз.мin / (ж Cos), м

где: Нкр - глубина кровли продуктивного пласта, м;

Рз.мin - минимально допустимое забойное давление (рассчитывается по формуле Рз.мin = Рпл - Р, где Р - определяется по формуле, кгс/см2;

ж - плотность скважинной жидкости, г/см3;

- средний угол кривизны скважины, градус.

Глубина спуска сваба с учетом утечек жидкости может быть увеличена на 50-100 м исходя из разрешенного минимально допустимого забойного давления.

2. В промытой скважине прорабатывается интервал посадки пакера (на 20 м выше кровли продуктивного пласта). При этом для промывки используется облагороженная жидкость глушения на сточной воде плотностью не более 1,1 г/см3 с добавлением 0,1 % масс. препарата МЛ-81Б. Плотность жидкости 1,1 г/см3 соответствует плотности композиции СНПХ-9030, что в последующем при посадке пакера предотвращает обратный излив композиции из НКТ. В случае использования для промывки жидкости с плотностью более 1,1 г/см 3, последняя перед обработкой заменяется на технологическую жидкость плотностью 1,1 г/см3 .

3. Производится спуск в скважину лифтовой колонны из НКТ, прошаблонированных под сваб до расчетной глубины, скомпанованных пакером , щелевым фильтром (в случае использования пакера с упором на забой), пером или воронкой на уровне нижних перфорационных отверстий в скважине. Предпочтительно применять пакер с упором на забой или ПРО.

Во избежание разрушения уплотняющего элемента пакера скорость спуска (подъема) погружного оборудования (компоновки лифтовой колонны НКТ) в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,5о на 10 м, скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

4.Последовательность операций и технологические параметры операций отражаются в плане производства работ.

Приведем пример расчёта для скв.№2603 турнейского яруса Ново-Елховского месторождения:

Исходные данные:

Эффективная толщина пласта, h - 5,4 м;

Коэффициент пористости, Кп- 0,204 доли ед;

Радиус контура питания, Rк - 4м;

Радиус скважины по долоту, rс- 0,1 м;

Пластовое давление нефтеносного горизонта, Рпл- 164 кгс/см2;

Пластовое давление водоносного горизонта, Рпл.в- 190 кгс/см2;

Средний угол кривизны скважины- 70;

Минимально допустимое забойное давление, Рз.min- 84 кгс/см2;

Глубина кровли продуктивного пласта, Нкр- 1763 м;

Расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до ВНК - 5,3 м;

Плотность скважинной жидкости, сж - 1,11 г/см2

1. Рассчитывается суммарный объем закачки химреагентов в пласт (композиции СНПХ-9030, технологической жидкости) по формуле 12.1:

Из табл 12.1 определяем что объём СНПХ-9030 составит 16,6 м3, объём технологической жидкости - 38,7 м3.

2. Определяется максимально допустимое значение депрессии на пласт (Р) по формуле 12.2:

3. Производится расчет максимальной глубины (Нмах ) спуска в скважину сваба для создания оптимальной депрессии по формуле 12.3:

Исходные данные и результаты расчётов по остальным скважинам приведены в табл.12.2.

Таким образом, для проведения метода КХДВ-СНПХ-9030 на скважинах турнейского яруса Ново-Елховского месторождения понадобится 379,7 м3 кислотной композиции, для приготовления которой используется 113,9 м3 реагента СНПХ-9030 и 265,5 м3 технологической жидкости.

Таблица 12.2 Исходные данные и результаты расчёта параметров, необходимых при проведении метода КХДВ-СНПХ-9030

№№	V	коэф.порист.	Rк,м	rс,м	Объём	Объем	Р	Рпл	Рпл.в		Нмах	Нкр	Рз.min	?ж		Cos?
скв.	м3	доли ед.			СНПХ-9030	техн.жидк.	кгс/см2	кгс/см2	кгс/см2	м	м	м	кгс/см2	г/см2
2603	55,3	0,204	4	0,1	16,6	38,7	80	164	190	5,3	925	1763	84	1,11	7	0,992
2769	23,5	0,142	4,5	0,1	7,0	16,4	55	142	175	4,4	889	1756	87	1,12	4	0,997
2774	28,1	0,184	4,5	0,1	8,4	19,6	87	151	180	5,8	1183	1854	64	1,11	8	0,99
2531	21,3	0,186	4,5	0,1	6,4	14,9	65	163	192	4,7	701	1654	98	1,11	8	0,99
669	41,3	0,196	4	0,1	12,4	28,9	87	145	178	6	1170	1786	58	1,11	10	0,985
2503	25,2	0,198	4,5	0,1	7,6	17,6	60	155	175	4	810	1750	95	1,11	10	0,985
2537	37,8	0,22	4,5	0,1	11,3	26,4	40	158	178	3	522	1650	118	1,11	5	0,996
4336	25,4	0,2	4,5	0,1	7,6	17,8	30	164	184	2,5	295	1560	134	1,11	10	0,985
4427	33,0	0,188	4	0,1	9,9	23,1	120	145	165	7	1328	1700	25	1,11	20	0,94
562	38,6	0,192	4	0,1	11,6	27,0	100	160	180	6	1111	1780	60	1,11	18	0,951
567	50,2	0,2	4	0,1	15,1	35,1	95	165	185	4	914	1750	80	1,11	12	0,951

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

В данном курсовом проекте рассмотрен комплекс технологий, применявшихся за 2007 год для увеличения продуктивности добывающих скважин, работающих на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения. Работы проводились по 6 технологиям.

Завершающая стадия разработки месторождения, сложность геологического строения продуктивных пластов обуславливают приоритетность тех методов воздействия на пласт, которые направлены, главным образом, на: повышение продуктивности низкодебитного фонда добывающих скважин, восстановление фильтрационных характеристик призабойной зоны, восстановление естественной гидродинамики между скважинами, а так же вовлечение в разработку образовавшихся целиков нефти. Наиболее эффективны следующие методы интенсификации процессов добычи нефти: КПАС с технологической эффективностью 273 т на одну обработку, ВВВ с технологической эффективностью 222 т и технология КХДВ-СНПХ-9030 с технологической эффективностью 274,6 т/скв.

Анализ применения метода КХДВ-СНПХ-9030 показал, что данный метод эффективен. После воздействия на призабойную зону добывающих скважин данным методом отмечается улучшение гидродинамической связи зоны отбора с зоной питания, что подтверждается увеличением пластового давления по всем скважинам. Метод КХДВ-СНПХ-9030 способствует очищению фильтрационных каналов от АСПО и других отложений о чем свидетельствует увеличение степени отношения фактической продуктивности к потенциально-возможной (параметр ОП). В итоге продуктивность скважин увеличилась в среднем в 1,25-1,88 раза.

Таким образом, дальнейшее применения метода КХДВ-СНПХ-9030 на турнейском ярусе Ново-Елъовского месторождения позволит увеличить продуктивность добывающих скважин, тем самым снизить долю малодебитных скважин и повысить выработку остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Геологический отчет НГДУ «Елховнефть» за 2007г. - Альметьевск

2. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана. М., Недра.- 2005.- 316с

3. Проект разработки верхних горизонтов Ново-Елховского месторождения, Бугульма,ТатНИПИ нефть, 2007г.

4. Программный комплекс «АРМИТС»

5. Закиров А.Ф., Архипова Н.Н., Гарипова Л.И. Комплекс технологий по повышению выработки запасов нефти. - Методическое пособие к курсовым и дипломным проектам - Альметьевск: АГНИ, 2008, 130 с.

6. Инструкция по применению технологии освоения, повышения продуктивности, реанимации скважин с использованием комплексного виброволнового и депрессионно-химического воздействия на призабойную зону пласта (КВДХВ-СНПХ-9030)

7. Ибрагимов Н.Г. и др. Осложнения в нефтедобыче. Издательство научно-техни...