Глава 3_Спецчасть


3 АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
3.1 Состояние пластового давленияСогласно промысловым и лабораторным исследованиям первоначальное пластовое давление пласта Ю11, в среднем, составляет 26.7 МПа. Давление насыщения – 80 мпа, начальная пластовая температура – 90.5оС.
Залежь разрабатывалась без ППД до декабря текущего года, в целом по месторождению наблюдается падение пластового давления, связанное с отставанием ввода системы ППД и недостаточной активностью законтурной области, характеризуется наличием неактивного упруго-водонапорного режима. Связь с областями питания и законтурной зоной слабая.
Карта пластового давления на 01.01.2013г. изображена на рисунке 3.1. Замеры пластового давления по скважинам Колотушного месторождения показывают снижение пластового давления. Замеры, выполненные в 2003– 2012 гг. в скважинах №№ 262Р, 266Р, 276, 277, 278, составляют от 22 до 25 МПа, то есть ниже первоначального на 7 – 20%. Замеры были выполнены на скважинах, простаивающих в течение месяца и более перед замером, либо осуществлялись на скважинах, находящихся в бездействии, поэтому можно говорить о том, что замеры характеризуют восстановленное давление в пласте. Однако нужно учитывать, что большинство замеров определены пересчетом статического уровня, и определяются с погрешностью. В скважине № 276, находящейся в бездействии более 6 лет, в 2011 году выполнен замер пластового давления глубинным манометром, замеренное давление равно 22.4 МПа. В 2012 году выполнены определения пластового давления в трех пробуренных в 2012 году скважинах, замеры изменяются от 22.6 до 23 МПа, что ниже начального на 15%. Из-за низкой активности законтурной зоны для поддержания пластового давления под закачку были переведены 2 добывающие по проекту скважины,
расположенные вблизи северной границы залежи. Их влияние на энергетическое состояние залежи в настоящее время не определено, так как закачка начата в конце 2012 года, закачали 1.4 тыс.м3 воды, накопленная компенсация составляет 0.2%.

Рисунок 3.1 – Карта изобар на 01.01.2013 г.В целом, необходимо отметить, что замеры пластового давления нерегулярные и охватывают не весь фонд скважин, согласно рекомендациям должны проводиться раз в квартал на всех добывающих и раз в полгода на всех нагнетательных скважинах. Недостаточный объем замеров снижает точность оценки динамики пластового давления, в качестве рекомендации - необходимо увеличить охват и частоту замеров пластового давления.
3.2 Анализ выработки запасов
На 01.01.2013 года отобрано 334.3 тыс.т нефти, отбор от НИЗ составляет 17.5%, месторождение находится на начальной стадии разработки при растущих годовых отборах нефти. Залежь не разбурена, эксплуатационное бурение начато в 2012 году, в связи с этим статистические методы не применимы. Состояние выработки запасов месторождения представлено в таблице 3.1
Таблица 3.1 – Характеристика выработки запасов
Контроль за разработкой промыслово-геофизическими методами на Колотушном месторождении осуществляется с 2001 года.
В комплекс исследований входят методы:
термоэлектрическая дебитометрия и гидродинамическая расходометрия;
термометрия;
плотнометрия;
влагометрия;
резистивиметрия;
шумометрия;
локация муфтовых соединений;
радиоактивные методы;
акустический контроль цементирования.
Гидродинамическая расходометрия (РГТ) и термоэлектрическая дебитометрия (СТД) проводятся с целью построения профилей притока (приемистости), определения общего дебита или расхода жидкости по пластам, выявления мест негерметичности обсадной колонны.
Термометрия применяется для определения изменений температуры в процессе разработки залежей, что позволяет оценить интервалы источников обводнения, затрубной циркуляции, негерметичности, подошвы работающих интервалов и мест нарушения в эксплуатационной колонне.
Плотнометрия, влагометрия и резистивиметрия проводятся с целью определения интервалов и источников обводнения добывающих скважин, исследования состава флюида по стволу скважины. По результатам исследований определяется граница раздела между флюидами по их плотности и проводимости.
Локация муфтовых соединений позволяет определить их глубину, интервалы перфорации и осуществить привязку материалов геофизических исследований скважин.
Радиоактивный каротаж проводится с целью привязки исследований, выделения радиогеохимических аномалий, определение текущего насыщения.
Акустический контроль цементирования используется для определения качества цементирования скважин, что позволяет выяснить причины затрубной циркуляции и негерметичности обсадной колонны.
Проводимый комплекс ПГИ позволяет решать следующие задачи:
определять профили притока и приемистости;
определять эксплуатационные характеристики объектов разработки;
определять источник обводнения;
определять состав флюида по стволу скважины;
выявлять места затрубной циркуляции и места негерметичности эксплуатационной колонны;
определять техническое состояние скважины и местоположение интервалов перфорации;
оценить характер и степень выработки пластов.
В процессе эксплуатации месторождения проведены промыслово-геофизические исследования в 9 скважинах, что составило 27 исследования, которые представлены в таблице 3.2 и отображены на рисунке 3.2.
Таблица 3.2 – Количество выполненных ПГИ Год Категория скважин
Добывающие Нагнетательные
пп тс ио нп итого нп тс итого
2001 276;278 276;278 276;278 6 2005 276; 277_1 276; 277_1 276, 277_1 6 2011 276 1 2013 101;202 101;202 101;202 6 102;103; 201;401 102;103; 201;401 8
Всего 6 7 6 19 4 4 8
С целью определения профиля притока в добывающих скважинах выполнено 5 исследований, источника обводнения - 5, профиля приемистости - 4, технического состояния эксплуатационной колонны – 10 исследований в добывающих и нагнетательных скважинах. Большинство исследований выполнены с целью определения технического состояния ствола скважин. Исходя из фонда добывающих и нагнетательных скважин, исследования проведены в 9 скважинах, что составляет 45% от фонда (рисунки 3.2, 3.3).
По результатам промыслово-геофизических исследований видно, что цель достигается в 90% исследований. Не выполняются задачи по ряду причин, а именно: перекрытие интервала перфорации осадком, дебит или приемистость пластов ниже порога чувствительности прибора, остановка прибора и не готовность скважин к проведению ПГИ.

Рисунок 3.2 – Выполненные ПГИСложное геологическое строение объекта и невыполнение промыслово-геофизических исследований скважин по контролю за разработкой на протяжении всего периода эксплуатации месторождения затрудняет и делает невозможным осуществление объективного контроля за процессом разработки. Анализ количества и качества ПГИ показал, что контроль за разработкой ведется неудовлетворительно. В соответствии с регламентным документом РД 153-39.0-109-01 необходимо увеличить долю системных исследований в добывающих и нагнетательных скважинах.
Результаты выделения работающих толщин по данным потокометрии методами РГТ и СТД по добывающим и нагнетательным скважинам представлены в табличных приложениях 2 и 3, соответственно. В таблице 4.5 приводятся средние значения коэффициентов работающих толщин и охвата для объекта разработки.

Рисунок 3.3 – Охват исследованиями ПГИТаблица 3.3 – Средние значения коэффициентов работающих толщин и охвата воздействиемКатегория скважин К-т работающих толщин, д.е.
РГТ / СТД К-т охвата воздействием, д.е.
РГТ / СТД
кол-во min max среднее кол-во min max среднее
добывающие 3
5 0.1
0.36 0.38
0.74 0.23
0.54 3
5 0.09
0.14 0.38
0.74 0.22
0.41
нагнетательные 3
1 0.74
0.62 0.92
0.62 0.84
0.62 3
1 0.74
0.58 0.92
0.58 0.83
0.58
Полученные результаты коэффициентов работающих толщин и охвата воздействием нагнетательных скважин свидетельствуют о достаточно высокой степени вскрытия эффективных толщин пласта перфорацией и вовлечении их в процесс закачки. По добывающим скважинам коэффициент охвата составляет менее 50%. Необходимо отметить, что это данные четырёх добывающих скважин и их недостаточно, чтобы делать выводы об охвате пласта разработкойТехническая надежность скважин оценивалась, в основном, методами термометрии, по результатам которой при выявлении аномалий определялись
нарушения герметичности эксплуатационных колон. Также определялись заколонные и внутрипластовые перетоки, которые приводят к существенному снижению эффективности закачки.
В результате проведенных исследований технического состояния обнаружены интервалы негерметичности эксплуатационной колонны (НГЭК) и температурные аномалии (ТА), связанные с заколонными перетоками в скважинах №№ 101, 202, 276, 278 (таблица 3.3).
В добывающих скважинах №№ 276, 278 повторными исследованиями ГК определены радиогеохимические аномалии, которые охватывают интервал перфорации и уходят ниже подошвы продуктивного пласта. Наличие РГХ ниже интервала перфорации связано с заколонными перетоками, которые выявлены в этих скважинах. В нагнетательных скважинах №№ 102, 103, 401 также определены интервалы РГХ в пределах перфорированных пластов и ниже перфорации. Возможно, появление РГХ в этих скважинах связано с выработкой пласта и с текущим положением ВНК. Данные по определению интервалов РГХ приводятся в таблице 4.6.Данные мониторинга РГХА в добывающих и нагнетательных скважинах могут дать информацию об охвате продуктивного пласта процессом разработки. Поэтому необходимо проведение замеров РГХА, а также выполнение промыслово-геофизических исследований для определения характера и значения текущего насыщения. Для контроля текущей нефтенасыщенности возможно сопоставление нефтенасыщенности пластов скважин, пробуренных на стадии разведки месторождения и в процессе разработки.
Таблица 3.4 – Определение заколонных перетоков и радиогеохимических аномалийСкважина Дата ПГИ Интервал пласта, м Перфорация, м Интервал ЗКЦ, м Радиогеохимическая аномалия Забой текущ, м
индекс кровля подошва кровля подошва кровля подошва кровля подошва мощность величина 101 09.02.2013 Ю11 2655.8 2662.1 2656 2661 2661 2664 2701.6
102 28.01.2013 Ю11 2691.5 2698.1 2692 2698 2691.6 2699 7.4 3.8-10.5 2736.5
103 27.01.2013 Ю11 2823.9 2831.8 2824.5 2830.6 2835 2836 1 2 2877
2842 2843 1 1 2845 2854 9 2 202 08.02.2013 Ю11 2574.7 2581.9 2575.5 2580.5 2405 2435 2623
2580.5 2590.0 276 10.02.2001 Ю11 2638 2643 2633.4 2642 2642 2653 2637.4 2645 7.6 1.5-3.0 2653
2646 2648.8 2.8 1.0-2.5 276 21.03.2005 Ю11 2638 2643 2636.5 2642.5 2642.5 2645.4 2637.4 2648.4 11 2.5-8.0 2651.3
276 06.04.2011 Ю11 2636.5 2640.2 3.7 20 2640.2
277 22.03.2005 Ю11 2588.7 2595.4 2587.4 2594.4 2594.4 2616.4 2589 2604.6 15.6 1-8 2620.4
2610.4 2620.4 10.0 0.75-7.5 401 28.01.2013 Ю11 2799.2 2805.8 2799.5 2805.5 2799.5 2813 13.5 5.3-15 2834
Сложное геологическое строение объекта и невыполнение промыслово-геофизических исследований скважин по контролю за разработкой на протяжении всего периода эксплуатации месторождения затрудняет и делает невозможным осуществление объективного контроля за процессом разработки. Анализ количества и качества ПГИ показал, что контроль за разработкой ведется неудовлетворительно. В соответствии с регламентным документом РД 153-39.0-109-01 необходимо увеличить долю системных исследований в скважинах.
3.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Сравнение фактических и проектных показателей разработки за последние 5 лет приведено в таблице 3.5 и на рисунках 3.4 и 3.5. В 2008 году было запланировано бурение 10 новых скважин, за счет ввода в добывающий фонд 7 скважин планировали получить 76.4 тыс.т нефти. Бурение не было выполнено, добыча нефти в 2008 году составила 27% от проектной, что стало причиной корректировки проектных показателей в Авторском надзоре за реализацией дополнения к технологической схеме.

Рисунок 3.4 – Сравнение проектных и фактических показателей разработкиВ 2009 году решения проектного документа были выполнены, выполнена запланированная операция ГРП на боковом стволе 277_БС. Фонд действующих скважин соответствует проектному. Фактическая добыча нефти за 2009 г. 30.5 тыс. т., что превышает проектную на 6.3%. Фактическая добыча жидкости и обводнённость соответствует проектной.
Несогласованность проектных и фактических показателей наблюдается в 2010 году. Согласно проекту действующий фонд добывающих скважин должен был составить 5 ед., по факту на 01.01.2011 г. – составил 4 ед. В проектном документе предполагалось в 2010 году проведение двух операций ГРП на скважинах №№ 262 и 266 и одной операции по зарезке бокового ствола на бездействующей скважине 276, которые не были выполнены. Причиной невыполнения ЗБС на 276 скважине является неподходящая конструкция скважины. В скважинах №№ 262 и 278 проведение ГРП видится нецелесообразным т.к. по результате проведено КВУ получен отрицательный скин-фактор.

Рисунок 3.5 – Сравнение проектных и фактических дебитов нефти, жидкости, добывающего фондаОтбор нефти в 2010 году составил 23.4 тыс.т, что ниже проектного значения на 43%, (допустимое отклонение 40%).
Таблица 3.5 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Средний дебит нефти действующих скважин был в 1,4 раза меньше (16.4 т/сут) проектных – 23.5 т/сут, средняя обводненность (60.1%) соответствует проектной (60.4%).
В 2011 - 2012 гг. разработка ведется в соответствии с составленным в 2011 году «Дополнением к технологической схеме разработки Колотушного месторождения» (Протокол ТО ЦКР №1387 от 26.12.2011г.).
В 2011 году фактический отбор нефти меньше проектного на 10%, что связано с уменьшением отбора жидкости в 2011 году на 25% относительно 2010 года из-за меньшего количества дней работы скважин №№ 262 и 278. Жидкости добыто на 15% меньше проекта. Дебит жидкости выше проектного на 3%, дебит нефти меньше проектного на 3.5%, среднегодовая обводненность выше на 4.3%.
В 2012 году добыли 41.4 тыс.т. - отставание от проектного уровня составило 23%. В 2012 г. был запланирован ввод 9 скважин: семи добывающих - №№ 302, 303, 204, 304, 203, 102, 103 (из них две горизонтальные - №№ 302, 303) и двух нагнетательных – №№ 401, 403. Все скважины пробурены, кроме того пробурена скважина №202, которая на конец года находится в освоении. В течение года в добывающий фонд вводились 10 новых скважин, из них 2 нагнетательные по проекту № 401,403, скважина № 401 переведена под закачку после отработки на нефть. Две пробуренные добывающие скважины №№ 102, 103 переведены в нагнетательный фонд для организации приконтурного воздействия. Из новых скважин добыли 29.4 тыс.т нефти – меньше ожидаемого на 16% (5.6 тыс.т), в основном, из-за более высокой обводненности (20% вместо проектной 13%), дебит новых скважин по нефти составил 35 т/сут – на 5.5% меньше проектного. Скважинами переходящего фонда добыто в 2012 году на 6.8 тыс.т., что на 37% меньше ожидаемого из-за меньшего количества дней работы скважин, а также из-за того, что скважина № 278 с апреля находится в бездействии, в ожидании ликвидации аварии.
Отбор нефти в 2010 году составил 23.4 тыс.т, что ниже проектного значения на 43%, (допустимое отклонение 40%). Средний дебит нефти действующих скважин был в 1,4 раза меньше (16.4 т/сут) проектных – 23.5 т/сут, средняя обводненность (60.1%) соответствует проектной (60.4%).
В 2011 - 2012 гг. разработка ведется в соответствии с составленным в 2011 году проектным документом. Наблюдается различие фактического и проектного действующего фонда. По проекту на конец года в действующем добывающем фонде 11 скважин, по факту – 8, что связано с тем, что 2 новые скважины пробурены в конце декабря 2012 года и на 01.01.2013 г. находятся в освоении, также из-за аварии бездействует скважина № 278.
3.4 Анализ выполнения программы исследовательских работ
Дополнение к технологической схеме разработки Колотушного месторождения______________________
В соответствии с «Дополнением к технологической схеме разработки Колотушного месторождения» (протокол ТО ЦКР № 1387 от 26.12.2011 г.) на период с 2012 по 2018 гг. была утверждена программа исследовательских работ, представленная в таблице 3.6. В 2012 году выполнена основная часть из намеченных мероприятий.
Во всех пробуренных в 2012 году скважинах в полном объеме выполнен Комплекс геофизических исследований (стандартный каротаж с ПС; БЭЗ; БК; ИК; МКЗ; МБК; резистивиметрия; радиоактивные методы ГК, НГК; инклинометрия; кавернометрия).
Программа реализованных ГДИС включает в себя замеры буферного, затрубного давлений и статического уровня скважин для определения пластового давления. В течение 2012 года выполнены 13 определений пластового давления в 6 скважинах. Для уточнения фильтрационных характеристик пласта в 2012 году в скважине №202 было выполнено исследование на неустановившихся режимах, определена проницаемость пласта. С целью изучения литолого-петрографических характеристик разреза, коллекторских свойств продуктивных пластов было намечен отбор керна в 1 эксплуатационной скважине, в 2012 году керн в интервале продуктивного пласта Ю11 отобран в скважине № 202.
Отбор глубинных проб не проводился.
Таблица 3.6 – Программа исследовательских работ№ пп Цель проводимых работ Вид работ Сроки выполнения, гг. Объемы Исполнитель
1.1 Уточнение структурного плана Переинтерпретация сейсмических материалов 2016 Имеющиеся материалы обработки 2Д-сейсмики ОАО
«Томскнефть» ВНК
1.2 Площадные и детальные работы МОГТ 3D 2016 в объеме 110 кв.км ОАО
«Томскнефть» ВНК
2.1. Уточнение геологического строения, характера насыщения и добычного потенциала Бурение эксплуатационных сква-жин, проведение комплекса ГИС 2012-2018 58 скважин ОАО
«Томскнефть» ВНК
2.2. Апробация метода FMI, (Formation Micro Imager) 2013 скв. №№101, 201, 202 ОАО
«Томскнефть» ВНК
2.3. Гидродинамические исследования скважин на приток 2012-2018 44 скважины ОАО
«Томскнефть» ВНК
2.4. Гидродинамические исследования скважин на приемистость 2012-2018 14 скважин ОАО
«Томскнефть» ВНК
3.1 Уточнение фильтрационно-емкостных, электрических и акустических свойств пласта Отбор керна 2012-2018 100 % отбор изолиро-ванного керна пласта Ю11 с одной субвер-тикальной скважины каждого куста ОАО
«Томскнефть» ВНК
3.2 Изучение профильной проница-емости полноразмерного керна после продольной распиловки 2012-2018 весь отобранный керн ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.3 Фотографирование распиленного керна в дневном и ультрафиолетовом освещении 2012-2018 весь отобранный керн ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.4 Седиментологичекий анализ 2012-2018 весь отобранный керн ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.5 Определение ФЕС для стандартных образцов 2012-2018 4 образца на 1 пог.м., в т.ч. перпендикулярно напластованию ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.6 Определение капиллярных свойств методом полупроницаемой мембраны и ультрацентрифугированием 2012-2018 30% отбираемых образцов с учетом представительности каждого литотипа ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.7 Литологические исследования (изучение петрографических шли-фов, рентгеноструктурный анализ валовой пробы и глинистой фрак-ции, гранулометрический анализ) 2012-2018 10 шлифов на каждый вид исследования для каждого выделяемого литотипа ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.8 Определение структуры порового пространства и характера распре-деления минералов методом электронной микроскопии 2012-2018 10 проб для каждого выделяемого литотипа ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.9 Определение акустических свойств в пластовых условиях 2012-2018 10 % от общего кол-ва образцов с учетом представительства каждого литотипа ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.10 Определение электрических свойств в нормальных и пластовых (барических) условиях 2012-2018 для н.у.- 100% от обще-го кол-ва образцов; для барических - 10 % ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.11 Определение ОФП для систем "нефть-вода" и "нефть-газ" 2012-2018 по 2 теста в системах нефть-вода и нефть-газ ОАО «ТомскНИПИнефть»
Продолжение таблицы 3.6
№ пп Цель
проводимых работ Вид работ Сроки выполнения, гг. Объемы Исполнитель
3.12 Уточнение фильтрационно-емкостных, электрических и акустических свойств пласта Определение коэф-та вытеснения нефти водой, газом, водой пониженной солености, ПАВ 2012-2018 5 исследований ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.13 Оценка степени изменения прони-цаемости при воздействии на пласт технологических жидкостей (бурового раствора, жидкостей глушения и др.) 2012-2018 6 исследований ОАО «ТомскНИПИнефть»
3.14 Потоковые исследования на параллельных моделях пласта (кернодержателях) для оценки эффективности потокоотклоняющих технологий 2012-201 3 исследования ОАО «ТомскНИПИнефть»
4.1 Исследования физико - химических свойств пластовых жидкостей. Анализ химического и микроэлементар-ного состава пластовых вод, газов и нефтей Отбор и изучение поверхн.проб нефти (стандартный комплекс) 2012-2018 по 3 пробы из скв. №№304, 903, 1403 ОАО «ТомскНИПИнефть»
4.2 Отбор глубинных проб нефти 2012-2018 по 3 пробы из скв. №№304, 903, 1404 ОАО
«Томскнефть» ВНК
4.3 Изучение глубинных проб нефти   по 3 пробы из скв. №№304, 903, 1405 ОАО «ТомскНИПИнефть»
4.4 Проведение лабораторных исследований отложений АСПО на промысловых образцах нефтей 2012-2018 весь фонд по одной пробе ОАО
«Томскнефть» ВНК
45 Сбор и обобщение материала по парафинизации и выбора методов по защите промыслового оборудования 2012-2018 2012-2018, весь фонд по одной пробе ОАО
«Томскнефть» ВНК
4.6 Определения состава растворен-ного газа 2012-2018 с каждой глуб. пробы ОАО
«Томскнефть» ВНК
4.7 Отбор и изучение свойств пласто-вых вод. Химический и микро-элементный состав 2012-2018 3 пробы ОАО
«Томскнефть» ВНК
5.1 Изучение методов интенсификации притока и техно-логий УН пластов Исследования эффективности проведения ГРП 2012-2018 на всех доб. скв. ОАО
«Томскнефть» ВНК
5.2 Апробация технологии ГРП с ограничением роста трещины в высоту 2012-2018 на всех доб. скв ОАО
«Томскнефть» ВНК
6.1 Установление закономерности вовлечения запасов нефти в разработку. Контроль за энергетическим состоянием месторождения Проведение гидродинамических иссл-ний скважин (КВД, КВУ) не реже раза в два года 25% от добывающего фонда ОАО
«Томскнефть» ВНК
6.2 Проведение индикаторных исследований постоянно 5 скважин в год ОАО
«Томскнефть» ВНК
6.3 Гидродинамические исследования новых скважин (КПД) не реже раза в два года весь фонд скважин системы ППД ОАО
«Томскнефть» ВНК
6.4 Проведение комплекса ПГИ до и после ГТМ Весь фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
6.5 Проведение иссл-ний по опреде-лению профилей притока и про-филей приемистости совместно с определением тех.состояния не реже раза в два года Весь фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
6.6 Анализ динамики изменения дав-лений и дебитов (приемистости) скважин постоянно весь действующий фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
6.7 Определение забойных давлений один раз в месяц весь действующий фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
6.8 Определение пластовых давлений один раз в год весь действующий фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
7.1 Промысловые исследования замеры дебитов, устьевых давлении два раза в неделю весь фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
7.2 отбор поверхностных проб продукции скважин один раз в неделю весь фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
7.3 замер газового фактора при вводе в эксплуатацию и далее раз в год действующий фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
Продолжение таблицы 3.6
№ пп Цель
проводимых работ Вид работ Сроки выполнения, гг. Объемы Исполнитель
7.4 Методами ПГИ - определение технического состояния эксплуатационных колон и источников обводнения раз в два года, либо при необходимости весь фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
8.1 Мероприятия по повышению эффективности техники и технологии добычи Изучение особенностей применения механизированного способа добычи 2012-2018 все скважины ОАО
«Томскнефть» ВНК
8.2 Испытание ингибиторов солеотложений 2012-2018 3 скважины ОАО
«Томскнефть» ВНК
8.3 Испытание ингибиторов парафиноотложений 2012-2018 3 скважины ОАО
«Томскнефть» ВНК
8.4 Испытание технологий предотвра-щения гидратно-парафиновых пробок 2012-2018 3 скважины ОАО
«Томскнефть» ВНК
8.5 Изучение совместимости, ста-бильности и способов применения различных классов хим.реагентов 2012-2018 В соответствии с РД ОАО
«Томскнефть» ВНК
9.1 Мероприятия по повышению эффективности технологии добычи нефти Анализ динамика работы механи-зированного фонда скважин постоянно весь фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
9.2 Отбор проб продукции скважин на определение КВЧ, пластовых и закачиваемых вод с целью прогно-зирования концентрации солей раз в месяц весь фонд ОАО
«Томскнефть» ВНК
На базе лаборатории физики пласта ОАО «ТомскНИПИнефть» проведены лабораторные исследования по определению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) на образцах керна из эксплуатационной скважины 202, глубина отбора 2579.25 и 2580.13 м. Коэффициент вытеснения определен по 6 образцам керна из скважины №202
Для контроля за выработкой пласта планировались промыслово-геофизические исследования по определению профиля и состава притока в эксплуатационных скважинах. В начале 2013 года работы по определению профиля притока и источника обводнения проведены в скважинах №101, 202. Также выполнены работы по определению технического состояния 4 скважин, при этом в 2 скважинах выявлены заколонные перетоки. Программа исследовательских работ, по действующему фонду выполнена частично, для лучшего отражения ситуации на месторождении можно рекомендовать более регулярное осуществление замеров пластового давления, а также проведение гидродинамических исследований, которые позволят уточнить свойства пласта и призабойной зоны скважин.
Выводы:
1. На 01.01.2013 г. на Колотушном месторождении пробурено 26 скважин из них 12 поисково-разведочных, 13 эксплуатационных и одна водозаборная. На 01.01.2013 г. на балансе нефтедобывающей организации числится 22 скважины. В добывающем эксплуатационном фонде находится 11 скважин, из них 6 действующие, 2 остановлены в текущем месяце, 1 скважина бездействует, 2 скважины в освоении. Не эксплуатируются 7 скважин: 6 ликвидированных (разведочные) и 1 скважина переведена в консервацию.
В нагнетательном фонде находится 3 скважины, все действующие.
2. Месторождение разрабатывается с 1991 года, на 1.1.2013 года накопленный отбор нефти составляет 334.3 тыс.т, отбор от начальных извлекаемых запасов категории С1-19.8%, (от запасов С1+С2 – 17.55), текущий КИН для С1 - 0.082, (для категории С1+С2 – 0.070), водонефтяной фактор – 0.87.
3. В 2012 году ГРП проведены в 8 новых скважинах при их освоении, поэтому оценить эффективность проведенных мероприятий нельзя, так как не определен базовый дебит.
Всего за историю разработки на Колотушном месторождении было выполнено 14 операций ГРП. На данный момент основной объем добычи нефти на месторождении связан с дополнительной добычей нефти за счёт выполнения ГРП. На всех скважинах после проведения ГРП наблюдается значительный прирост дебита нефти.
4. Пробурены 2 горизонтальные скважины, №№ 302 и 303, одна из них находится в освоении. Скважина № 303 введена в эксплуатацию с дебитом нефти 11.5 т/сут, жидкости 13 т/сут при обводненности 12%. На 01.01.2013 года согласно технологическому режиму, скважина работает ЭЦН при динамическом уровне 2133 м, забойное давление составляет 4.3 МПа, депрессия 16.7 МПа. Продуктивность скважины 0.9 м3/сут*МПа, что втрое ниже средней продуктивности наклонно-направленных скважин, в которых проведены операции ГРП.
5. С целью определения профиля притока в добывающих скважинах выполнено 5 исследований, источника обводнения - 5, профиля приемистости - 4, технического состояния эксплуатационной колонны – 10 исследований в добывающих и нагнетательных скважинах. Большинство исследований выполнены с целью определения технического состояния ствола скважин. Исходя из фонда добывающих и нагнетательных скважин, исследования проведены в 9 скважинах, что составляет 45% от фонда.
6. В 2012 году добыли 41.4 тыс.т, - отставание от проектного уровня составило 23%. Наблюдается различие фактического и проектного действующего фонда.
По проекту на конец года в действующем добывающем фонде 11 скважин, по факту – 8, что связано с тем что 2 новые скважины пробурены в конце декабря 2012 года и на 1.1.2013 г находятся в освоении, также из-за аварии бездействует скважина №278.
7. Необходимо отметить, что замеры пластового давления не регулярные, и охватывают не весь фонд скважин, согласно рекомендациям должны проводиться раз в квартал на всех добывающих и раз в полгода на всех нагнетательных скважинах. Недостаточный объем замеров снижает точность оценки динамики пластового давления, рекомендуется увеличить охват и частоту замеров пластового давления.
Программа исследований, по действующему фонду скважин выполнена частично.
3.5 Анализ эффективности применяемых методовВ целях увеличения нефтеотдачи пласта, интенсификации отборов нефти и устранения загрязнений призабойной зоны на скважинах Колотушного месторождения проводились следующие виды работ:
Интенсификация добычи нефти;
Дополнительная перфорация;
Гидравлический разрыв пласта (ГРП);
Бурение боковых стволов (ЗБС);
Бурение горизонтальных скважин.
Наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи пласта является проведение операций ГРП, которые были осуществлены почти на всем добывающем фонде. В табличном приложении 4 представлены данные об эффективности применяемых ГТМ как фактические, так и ожидаемые прогнозные показатели.
Интенсификация добычи нефти
Интенсификация добычи нефти (ИДН) проводилась с 2003 года за счет форсированного отбора жидкости путем снижении забойного давления. Все добывающие скважины были переведены на механизированную добычу, использовались насосы типа ЭЦНМ5А-250-2000 и ЭЦНА5-60-2200. До проведения работ дебиты нефти находились в интервале 11,2–17,0 т/сут, после перевода на ЭЦН наблюдался рост дебита скважин по жидкости от 2 до 32 раз, при незначительном росте обводненности. Во всех скважинах отмечено последующее достаточно быстрое снижение дебитов жидкости и рост обводненности. Для восстановления производительности скважин проводился ГРП, в скважинах №276, 277, 278 перевод на механизированный способ добычи проведен непосредственно после ГРП. В боковом стволе скважины №277 после гидроразрыва проведена замена насоса ЭЦН-18 на ЭЦН- 80. Количественную оценку эффекта ИДН провести затруднительно из-за совпадения данного ГТМ с ГРП.
Дополнительная перфорация
Дополнительная перфорация и перестрелы ранее перфорированных интервалов производятся для увеличение притока нефти к добывающей скважине, а также для очистки интервала перед проведением ГРП. Всего произведено 11 операций. Перфорация производилась разными типами перфораторов, в основном кумулятивными ленточными: ЗПКО-73, ЗПКС-105, ПКС-105. С 2003 по 2009 гг. проведено 2 операции дополнительных перфораций и 3 повторных перфорации. В период с 2009 по 2012 гг. таких операций не проводилось. Все работы проведены эффективно, однако оценить объемы дополнительной добычи сложно, так как после некоторых операций проводился ГРП.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) на месторождении проводится с 2003 года компанией Schlumberger, по технологии адаптированной специалистами к местным условиям. С 1 января 2003 года по 1 января 2005 года силами этой организации на месторождении проведено 5 операций гидроразрыва на добывающих скважинах.
Таблица 3.7 – Показатели эффективности ГРП

При планировании работ по ГРП проведены предварительные расчеты с помощью моделирования, используя такие программные продукты, как FracCADE, MFrac-III. Параметры проведения ГРП подбирались исходя из условий оптимального дизайна создаваемой трещины, который необходимо получить в результате проведения работ. В январе 2009 года компанией ООО “Катобьнефть” операция ГРП была проведена на боковом стволе скважины №277. Дизайн оптимизирован на предотвращение прорыва трещины в нижележащий водоносный горизонт.
Эффект от проведения ГРП проведенных в 2003 - 2009 гг. на 01.01.2013 г. продолжается в одной скважине №266Р, в остальных дебит нефти ниже базового. Этими скважинами дополнительно добыто за счет ГРП 159 тыс.т нефти, в среднем дополнительная добыча на одну скважино - операцию составляет 31.9 тыс. тонн. Наблюдается рост дебита нефти в 1.5 – 3 раза.
В 2012 году ГРП проведены в 8 новых скважинах при их освоении, поэтому оценить эффективность проведенных мероприятий нельзя, так как не определен базовый дебит.
Всего за историю разработки было выполнено 14 операций ГРП. На данный момент основной объем добычи нефти на месторождении связан с дополнительной добычей нефти за счёт выполнения ГРП.
В предстовляемой работе на всех скважинах в ЧНЗ также рекомендуется проведение ГРП. А также рекомендуется провести «слепой» ГРП на существующей горизонтальной скважине № 303, в которой фактический дебит нефти в 4-5 раз ниже проектного. Геологических причин такого низкого дебиты (11.4 т/сут) не найдено, факторный анализ показал ориентировочный скин порядка +30 – произошло загрязнение призабойной зоны.
Основные характеристики операций ГРП, проведенных месторождении представлены в таблице
Скважина № 262Р:
После проведения ГРП 15.03.2004 г. дебит нефти увеличился c 10,9 до 66,9 т/сут, обводнённость с 39,2 до 64,5%. На 01.01.13 дополнительная добыча нефти за счёт ГРП – 22.7 тыс. т., что составляет 37.8% от накопленной добычи нефти. На 1.01.2013 года скважина работает с дебитом нефти ниже базового.
Скважина находится сравнительно недалеко от контура ВНК. Согласно отчету ГРП оцениваемая полудлина трещины 76,5 м, высота 18,1 м. Нижележащие водоносные горизонты отсутствуют, источником обводнения является краевая вода пласта Ю11.
Скважина №266Р:
После проведения ГРП дебит нефти увеличился с 9,3 т/сут до 43,6 т/сут, обводнённость с 2,6 до 23,2%. На 01.01.13 г. эффект от проведенного мероприятия продолжается, дополнительная добыча нефти за счёт ГРП – 60.9 тыс. т., что составляет 67% от накопленной добычи нефти по скважине. Скважина расположена в куполе структуры и находится на значительном расстоянии от контура ВНК, работает длительное время с невысокой обводненностью.
Скважина №276Р:
После проведения ГРП дебит нефти увеличился с 4,0 т/сут до 54,9 т/сут, обводнённость с 6,7 до 55,0 %. ГРП сопровождался существенным ростом обводнённости, эффект от ГРП продолжался менее года. На 01.01.13 г. на скважине дополнительная добыча нефти за счёт ГРП составляет 1,7 тыс.т, Скважина бездействует с 2004 года, причиной остановки скважины является заклинивание ЭЦН. На момент остановки скважины дебит нефти составлял 9,5 т/сут, дебит жидкости 27,4 т/сут, обводнённость 64,4%, накопленная добыча 10,1 тыс.т. После повторного запуска скважины в декабре 2007 года дебит нефти составил 1,1 т/сут., дебит жидкости 26,6 т/сут, обводнённость 95,8%. С 2011 скважина находится в консервации, рекомендуется для перевода под нагнетание.
Источником обводнения по данным ПГИ является нижележащий пласт Ю12, - выявлен переток из нижележащего пласта Ю12 (из интервала 2642,5-2645,4м). Скважина расположена вблизи ВНК, возможно также обводнение краевой водой.
Скважина №277 (основной ствол)
После проведения ГРП в марте 2003 года дебит нефти увеличился с 11,4 до 231,1 т/сут, жидкости с 11,6 до 381,8 т/сут, обводнённость резко возросла с 1,2 до 39,5%. Дополнительная добыча нефти за счёт ГРП за 9 месяцев работы скважины составляет 8,3 тыс. т. Скважина бездействует с 2004 года.
Согласно данным ПГИ возможно заколонное движение жидкости в интервале 2594,4-2616,4 м., что свидетельствует о наличии перетоков из нижележащего водоносного горизонта. В ноябре 2003 скважина остановлена в связи с заклиниванием ЭЦН при дебите нефти 22,8т/сут, жидкости 48,3 т/сут при обводнённости 52,7%. При запуске скважины в марте 2004 года обводнённость продукции составила 97,2% затем скважина была остановлена в связи с падением изоляции УЭЦН до 0. С апреля 2004 года скважина находилась в бездействии.
Скважина №277_БС
В начале 2008 года в скважине 277 выполнена зарезка бокового ствола (277_БС). Скважина была запущена с дебитом нефти 15,5 т/сут, жидкости 18,6 т/сут при обводнённости 16,6% . В результате ГРП проведённого в январе 2009 г. дебит нефти увеличился с 5,8 т/сут. до 40,4 т/сут., обводнённость с 6,9 до 45,3 %. Эффект от проведения ГРП на скважине закончился в текущем году. На 01.01.2013 дополнительная добыча нефти за счёт ГРП составляет 14.5 тыс. т., что составляет 59% от накопленной добычи бокового ствола.
Скважина №278Р
В результате ГРП дебит нефти увеличился с 19,7 т/сут. до 196,8 т/сут., обводнённость увеличилась незначительно с 4,8 до 9,5 %. После проведения ГРП наблюдается постепенный рост обводнённости. На 01.01.2013 дополнительная добыча нефти за счёт ГРП составляет 50.3 тыс. т., что составляет 51% от накопленной добычи по скважине. Эффект от проведения ГРП на скважине закончился.
В восьми скважинах, пробуренных в 2012 году, гидроразрыв проведен при их освоении. 7 скважин были введены в эксплуатацию с дебитами по нефти от 6.1 до 47.6 т/сут, в среднем 33.7 т/сут, дебит по жидкости от 42.5 до 74.8 т/сут, в среднем 61 т/сут при обводненности от 17 до 90.5%. После непродолжительного периода добычи, три скважины переведены в нагнетательный фонд. На 1.01.2013 года скважина №202 находится в освоении, работают 4 новые скважины, в которых проведен ГРП.
Бурение боковых стволов (ЗБС)
Одним из наиболее перспективных направлений интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи является бурение боковых стволов, которое позволяет увеличить коэффициент охвата воздействием как по площади, так и по разрезу. На Колотушном месторождении за весь период разработки проведена одна операция по зарезке бокового ствола из скважины №277 (которая находилась в бездействии из-за высокой обводненности, связанной с заколонным перетоком). В боковом стволе была проведена операция ГРП, которая привела к увеличению дебита нефти с 5,8 т/сут. до 40,4 т/сут. На 01.01.2013 г. в результате бурения бокового ствола получено 22 тыс. т.
Бурение горизонтальных скважин
В 2012 году на месторождении пробурены 2 горизонтальные скважины. Одна из них, №302 находится в освоении. Скважина №303 введена в эксплуатацию с дебитом нефти 11 т/сут, жидкости 13 т/сут при обводненности 12%. На 01.01.2013 года согласно техрежиму, скважина работает при динамическом уровне 2133 м, забойное давление составляет 4.3 МПа, депрессия 16.7МПа. Продуктивность скважины 0.9 м3/сут*МПа, что втрое ниже средней продуктивности наклонно-направленных скважин, в которых проведены операции ГРП.
Механические методы воздействия
Глубокопроникающая перфорация
Для получения положительных результатов при вскрытии пласта рекомендуется проводить перфорацию мощными перфораторами, обладающими большой глубиной проникновения.
Эффективность вскрытия и производительность скважин напрямую зависят от того, насколько качественно и глубоко была проведена перфорация.
Основными факторами, определяющими гидродинамическое совершенство скважин при вторичном вскрытии продуктивных горизонтов, являются свойства перфорационной жидкости, тип перфоратора, плотность, условия и параметры перфорации.
В большинстве случаев рекомендуют в качестве перфорационной среды применять обезвоженную дегазированную нефть, а также системы КПС-1М и КПС-2, которые дали хорошие результаты при неоднократном их использовании.
В качестве жидкости перфорации предлагается применять поверхностно-активные кислотные растворы (ПАКР). Особенностью ПАКР является высокая физико-химическая активность к породам продуктивных пластов и пониженная коррозионная активность к породам продуктивных пластов и пониженная коррозионная активность к металлу и цементному кольцу.
Опыт разработки месторождений в Западной Сибири показал, что наибольший эффект при прострелочно-взрывных работах по установлению гидродинамической связи между стволом скважины и коллектором показала кумулятивная перфорация при депрессии на пласт. Следует отметить, что проведение перфорации при репрессии на пласт может способствовать снижению проницаемости призабойной зоны пласта на 20 - 30 %.
К перфораторам отечественного производства, обладающими большой пробивной способностью и относительно невысокой стоимостью, относятся следующие:
ПК-105С – с длиной пробивного канала 57 см;
ЗПКО-89 – с длиной пробивного канала 60 см;
41/2”Prospector” – с длиной пробивного канала 134 см.
Высокопробивные перфораторы зарубежного производства:
TCP 3 3/8” – длина пробивного канала 53 см. спускают в скважину на НКТ;
TCP-32 фирмы ”Dynamit Nobel”;
“Western Atlas” – “Alfa Jet 4”;
“SCHLUMBERGER”;
“Enerjet”.
Электрообработка
С целью поддержания уровня добычи нефти, снижения обводненности, обеспечения максимальной нефтеотдачи пластов при минимизации затрат на добычу, на базе ранее созданных технологий была разработана технология электрообработки нефтяного пласта.
В отличие от предыдущих технологий, она позволяет не только увеличивать проницаемость в ПЗП, но и управлять фазовыми проницаемостями.
Для проведения данной операции необходимо закачивание раствора кислоты в околоскважинное пространство для улучшения коллекторских свойств пласта.Технология основана на эффекте изменения структуры пустотного пространства микронеоднородной среды и пространственных структур фильтрационных потоков в результате пропускания через продуктивный пласт импульсов электрического тока.
Технология обладает следующими преимуществами:
Экологической чистотой;
Высокой эффективностью, то есть продуктивность скважин возрастает в несколько раз при снижении обводненности;
Простотой реализации;
Мобильностью установки;
Минимальные капитальные вложения.
Таким образом, технология электрообработки пластов представляется перспективным методом интенсификации добычи нефти, снижения обводненности продукции скважин и увеличения нефтеотдачи.
Акустические методы
Сущность акустического или ультразвукового способа добычи нефти заключается в создании в колонне НКТ мощных упругих колебаний с переменными знаками. При этом интенсивность и частоту колебаний выбирают таким, чтобы во время отрицательной полуволны давления, за счет разрывов объемов жидкости, образовывались кавитационные полости, заполненные газом или паром. В результате этих процессов плотность жидкости в НКТ будет меньше её плотности в межтрубном пространстве. Под давлением жидкости межтрубного пространства, а также за счет пластового давления смесь жидкость-газ выдавливается из подъемника на устье скважины, чем обеспечивается перепад давлений.
Промысловые испытания ультразвукового метода в различных условиях показали весьма хорошие результаты.
Основные преимущества данного метода заключаются в следующем:
- позволяет увеличивать продуктивность скважин;
- способствует снижению обводненности извлекаемой жидкости;
- немеханизированная экологически чистая технология.
Реперфорация и дострелы продуктивных интервалов
В результате некачественного вторичного вскрытия пласта часть запасов нефти может оказаться невовлеченной в процесс разработки. Чтобы увеличить нефтеотдачу пласта, необходимо провести дострелы и реперфорацию продуктивных интервалов, предварительно определив эти интервалы по результатам гидродинамических и геофизических исследований.
Для снижения скин-эффекта и образования трещиноватости на месторождении рекомендуется применить технологии дострела или реперфорации в агрессивной перфорационной среде, в качестве которой можно использовать составы:
HCL + НПАВ + уксусная кислота;
HCL + НПАВ + ацетон (или гликоль).
Первый состав также позволяет углубить отверстия, а второй - снизить содержания остаточной воды в ПЗП.
Физико-химические методы воздействия
Обработка ПЗП кислотными композициями
Сталкиваясь с проблемой низкой продуктивности коллектора с высокой проницаемостью можно предложить обработку скелета породы или матрицы кислотными композициями с целью растворения загрязнений и создания новых приточных каналов. Для проведения данной операции необходимо закачивание раствора кислоты в околоскважинное пространство для улучшения коллекторских свойств пласта.
Особенно это актуально для карбонатных пород палеозойских отложений, которые хорошо поддаются растворению соляной кислотой. Максимальная эффективность обработок будет в глинисто-карбонатных породах, для кремнистых отложений эффективность значительно ниже. Целью кислотной обработки матрицы является улучшение продуктивности, уменьшение величины скин-фактора в коллекторе путем растворения «загрязнений» пласта или создание новых приточных каналов в пределах от нескольких сантиметров до одного-двух метров вокруг ствола скважины. Это достигается путем закачивания рабочей жидкости при относительно низком давлении, чтобы избежать разрыва пласта. В сравнении с разрывом под высоким давлением кислотная обработка матрицы это немасштабная операция при невысоких материальных затратах.
Обработки производятся растворами, получаемыми при смешивании соляной и плавиковой кислот, и других реагентов. Соляная кислота и глинокислота по-разному реагируют с породой коллектора и загрязнениями ПЗП. Соляная кислота повышает продуктивность, создавая обходные каналы вокруг загрязненного участка, но, не прочищая последний. Целью обработки глинокислотой является скорее разблокировка существующих каналов путем растворения загрязнения скважины и минералов, заполняющих промежуточное поровое пространство.
Для предотвращения закупоривания мельчайшими частицами, не растворяющихся в растворе кислоты, применяют химическую систему, не содержащую собственно плавиковую кислоту, а создающую ее в результате ряда реакций, происходящих внутри пласта. Это обеспечивает большую глубину проникновения и большую продолжительность реакции для максимального растворения мельчайших частиц.
Для проведения глинокислотных обработок ПЗП могут быть использованы самые разные составы: например смесь соляной (HCl) и плавиковой кислот (HF) с бифторидом аммония (БФА), либо другие растворы: «HCL+HF», «соляная кислота + БФА», «БСК+БФА», «БСК+БФА+HF», «НСl, НF, ПАВ, вода» (БСК Бензолсульфокислота (C6H6=SO3H)).
Закачка кислотных и бескислотных составов
Среди физико-химических методов воздействия на пласт на месторождениях Западной Сибири наиболее популярны обработки кислотами, растворами ПАВ и углеводородными растворителями.
Методы воздействия кислотных составов на ПЗП используют для обработки ПЗП на месторождениях с карбонатными коллекторами или песчаниками, содержащими карбонатные разности; для обработки ПЗП в нагнетательных скважинах с целью увеличения их приемистости; для обработки ПЗП с целью удаления парафино-смолистых отложений и растворения отложений солей.
Но применение этих методов целесообразно на начальной безводной стадии разработки при обводненности продукции скважин не более 40%. Так как при закачке кислота фильтруется, в основном, в обводненный интервал, увеличивая его проницаемость, что приводит к резкому увеличению темпов роста обводненности. При обводненности скважин более 40% применяют кислотные составы с ПАВ и растворы ПАВ.
Использование бескислотных составов способствует разрушению тяжелых компонентов нефти в ПЗП, очистке забоев скважины и улучшению фильтрации нефти.
Бескислотный состав для обработки скважин включает ПАВ, жидкий углеводород и спирт. Возможно, также, использование чистых углеводородных растворителей или их смесей, но эффективность таких композиций, как правило, ниже.
При наличии в ПЗП скважин капиллярно-связанной воды процесс фильтрации углеводородов затрудняется и требует высоких давлений закачки растворов. Такие проблемы можно преодолеть путем использования взаимных растворителей (спирты, кетоны, эфиры) или композиций, содержащих растворитель и ПАВ. При этом обеспечивается комплексность воздействия на пласт, включая снижение набухаемости глин и восстановление относительных фазовых проницаемостей.
Эффективным средством предотвращения набухания глин является изменение поверхностного натяжения на границе с водой, то есть гидрофобизация породы. Для этой цели используют асфальтены, тяжелые нефтяные фракции, малорастворимые ПАВ, катионоактивные ПАВ и кремнийорганические гидрофобизаторы.
Кремнийорганические гидрофобизаторы способны образовывать мономолекулярное покрытие на поверхности глинистых минералов, практически несмачиваемое водой.
Требования к химическим реагентам, рекомендуемым к применению в технологиях увеличения нефтеотдачи
В потокоотклоняющих технологиях для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и создания фильтрационных барьеров в качестве выравнивающих составов предлагаются к применению различные модификации термогелеобразующей композиции Галка и Метка. В технологиях, направленных на регулирование процесса нефтевытеснения и нефтеизвлечения возможно применение нефтевытесняющей композиции ИХН-КА (на основе ПАВ, аммиачной селитры и карбамида).
Физико-химическая сущность процесса создания барьеров для фильтрации воды в продуктивном пласте с помощью композиции Галка (раствор хлорида алюминия и карбамида) заключается в том, что после закачки гелеобразующей системы в пласт под воздействием температуры продуктивного пласта (85 оС) происходит химическое превращение компонентов системы с образованием геля гидрата окиси алюминия. При температуре выше 70 оС один из компонентов системы (карбамид) гидролизуется с образованием аммиака и двуокиси углерода, что постепенно повышает рН раствора:
2(NH2)2CO+H2O 4NH3 + 2CO2
Выделяющийся аммиак образует щелочную буферную систему (рН9.0-10.5). При этом из хлорида алюминия образуется гель гидроксида алюминия:
AlCl3+3NH3+3H2O Al(OH)3+3NH4Cl
Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды из нагнетательных в добывающие скважины, в результате чего происходит перераспределение фильтрационных потоков, выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, увеличение охвата пласта воздействием. Положительным дополнительным эффектом является то, что образующийся диоксид углерода повышает подвижность нефти в пористой среде. Реологические свойства геля и подвижность его в пористой среде регулируются степенью разбавления закачиваемого рабочего раствора. Присутствие ПАВ в растворе усиливает смачивание породы нефтяного пласта, улучшает проникающую и нефтевытесняющую способность раствора. Кроме того ПАВ оказывает пластифицирующее действие на гель и может давать пену с углекислым газом и аммиаком, выделяющимися в процессе гидролиза карбамида. Выбор указанной композиции обосновывается ее высокой водоизолирующей эффективностью, которую можно регулировать в зависимости от концентрации закачиваемого раствора, термической стабильностью образующегося геля, а также соответствием других геолого-промысловых характеристик пластов критериям применимости технологии.
Кроме того, в УФ «ЮганскНИПИнефть» совместно с НИИ «Нефтеотдача» была разработана модифицированная жидкая товарная форма композиции Галка - реагент РВ-3П-1 по ТУ38.602-22-97, которая представляет собой готовую композицию растворов хлорида алюминия и карбамида с добавками. Применение реагента РП-3В-1 значительно упрощает применение технологии, т.к. технологический процесс заключается в соответствующем разбавлении химреагента закачиваемой водой при определенном соотношении.
Физико-химическая сущность применения композиции ИХН-КА, состоящей из ПАВ (анионактивные поверхностно-активные вещества - АПАВ и неионогенные поверхностно-активные вещества - НПАВ), аммиачной селитры, карбамида и воды заключается в следующем. Под воздействием высокой температуры пласта происходит гидролиз карбамида с образованием аммиака, который при взаимодействии с пластовой и закачиваемой водой образует аммиачную воду и в совокупности с закачиваемыми ПАВ (АФ9-12, ОП–10, сульфонат и др.) и аммиачной селитрой происходит создание щелочной буферной системы с рН 9.0-10.5 и выделением углекислого газа непосредственно в пласте. В этом интервале рН ПАВ обладает максимальной нефтевытесняющей (вымывающей) способностью, а адсорбция ПАВ из гидролизованной композиции на пористой среде значительно меньше по сравнению с водными растворами ПАВ. Композиции ИХН и ИХН-КА сходны по методике воздействия на пласт, но в силу коррозионной активности композиции ИХН её применение в значительных объемах не целесообразно.
Композиция ИХН-КА имеет высокие нефтеотмывающие свойства, однако её вязкость меньше вязкости нефти, что может вызвать неустойчивость фронта вытеснения. Наиболее приемлемый способ предотвращения неустойчивости является применение загущенных композиций ИХН-КА с регулируемой вязкостью, позволяющие повысить нефтеотдачу как за счет увеличения коэффициента нефтевытеснения, так и коэффициента охвата пласта заводнением. Загущение производится путем введения соли алюминия в состав композиции. Точный состав применяемой композиции подбирается с учетом температуры и минерализации воды в окрестности скважин, рекомендованных для применения воздействия.
Комплексные обработки ПЗП нагнетательных скважин (КОПЗП)
Рекомендуется проводить с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин. Набор химреагентов, применяемых в том или ином случае, определяется с учетом конкретных геолого-геофизических параметров коллекторов. Для ОПЗ применяются углеводородные растворители и их смеси, солянокислотные и глинокислотные составы и растворы ПАВ.
В технологии восстановления продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин предусматривается применение следующих углеводородных растворителей, кислотных агентов и химреагентов:
ингибированная соляная кислота (11% водный раствор);
глинокислота (глинокислотный раствор 11 % НСl +1-4 % НF);
нефтяные растворители марок Нефрас А 120/200, Нефрас А 150/330, Нефрас С4 130/350;
деэмульгаторы марок сепарол, прогалит, проксамин, реапон и т.д. с концентрацией в растворителе 0.5-1.0%;
ингибиторы марок катапин, катионактивные ПАВ, Нефтехим и т.д. с концентрацией в растворителе 0.5-1.0%;
водопоглотители (этиловый спирт, полиглицерин, этиленгликоль, бутиловый спирт);
гидрофобизаторы (ГКЖ-10, 11, ИКАП-1, Нефтенол НД) 0.5-3.0%-ые водные растворы.
Химреагенты последовательно закачивают в пласт, затем скважину оставляют на реакцию и запускают в работу, при этом кислотные составы и НПАВ закачивают циклически до достижения необходимого уровня приемистости.
Все перечисленные реагенты разрешены к применению в нефтяной промышленности, относятся к IV классу опасности.
Глушение
В песчаных пластах наиболее характерное загрязнение возникает во время или сразу же после перфорирования и во время последующего ремонта, как результат ухода загрязненных жидкостей в пласт, кроме того, после проведения ГРП, как правило, существует проблема глушения скважин при проведении капитального ремонта, связанная с поглощением значительных объемов жидкости глушения. Для предотвращения водопоглощения и ухудшения коллекторских свойств ПЗП предлагается работы по глушению скважин проводить с применением различных жидкостей глушения на водно-полимерной, гидрофобно-эмульсионной и гидрофобно-суспензионной основах в качестве буферных жидкостей, которые блокируют зону перфорации и предотвращают поглощение солевых растворов. В 2000 г. по технологии глушения водно-полимерным составом «Шанс» на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК были проведены 48 скважино-операций на Вахском и Западно-Полуденном месторождениях. В результате обработок выявлен положительный эффект как по снижению кольматации ПЗП, так и по сокращению времени вывода скважин на режим. Вышесказанное позволяет рекомендовать гидрофобные составы к дальнейшему промышленному применению на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК.
Таким образом, рассмотрев граничные значения параметров эффективного применения различных МУН и технологий для условий продуктивных пластов месторождения, наряду с применяемыми технологиями, перспективным можно считать внедрение водогазового воздействия и физико-химических методов (потокоотклоняющих технологий на основе термогелеобразующих реагентов – при достижении обводненности более 50%).
Кроме того, для интенсификации разработки, доотмыва остаточной нефти и подключения к работе слабодренируемых низкопроницаемых пропластков, не работающих при обычном заводнении, возможно применение закачки оторочек композиции ИХН-КА.
Для более эффективной работы системы поддержания пластового давления рекомендуется воспользоваться технологиями, направленными на увеличение приемистости нагнетательных скважин, особенно при переводе скважины под нагнетание после отработки на нефть - комплексные обработки ПЗП многокомпонентным составом химических реагентов (КОПЗП).
Для повышения эффективности применения рассмотренных методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти разработаны оптимальные составы предлагаемых к применению реагентов (таблицы 3.8 - 3.14).
Таблица 3.8 – Концентрация рабочих агентов рекомендованных к применению, составов Галка и Галка-ПАВ, мас. %Вещество Состав, мас. %
Галка Галка-ПАВ
AICI3 безводный ) 4.1 4.1
Карбамид 15.0 15.0
Неонол АФ9-12 (превоцел-NG-12) - 1.0
Сульфонол - 0.5
Вода 80.9 79.4
Таблица 3.9 – Физико-химические показатели реагента РВ-ЗП-1 (Галка, Галка-М) по ТУ 38.602-22-66-97Наименование показателя Норма Метод испытания
1. Внешний вид Жидкость темного цвета Визуально
2. Плотность при 20 оС, кг/м3, в пределах 1190-1210 По ГОСТ 18995.1-73, раздел 1
3. Температура кристаллизации, оС, в пределах Минус 20 –минус 30 По ГОСТ 18995.5-73
4. Водородный показатель, (рН), в пределах 2.5-3.5 По ГОСТ 22567.5-95
5. Класс опасности IV - Малоопасные вещества -
Таблица 3.10 – Требования и нормы ТУ 6-01-04689381-85-92 на ингибированную соляную кислотуПоказатель Норма ТУ
1. Внешний вид Жидкость от светло-желтого до коричневого цвета
2. Массовая доля HСl, %, в пределах 20-23
3. Массовая доля железа, %, не более 0.03
4. Массовая доля мышьяка, %, не более 0.015
5. Скорость растворения стали СТ-3 или 08 КП при 20 оС, г/м2 час, не более 0.2
6. Массовая доля фтористого водорода, % не нормир.
Технология щелевой разгрузкой прискважинной зоны продуктивного пласта в комплексе с обработкой горной выработки порошкообразными реагентами
При существующем опыте применение гидравлического разрыва пласта, когда после каждой проведенной операции обводненность скважины значительно возрастает, необходим поиск новых методов интенсификации притока к скважине. Одним их них является технология щелевой разгрузкой прискважинной зоны.
Таблица 3.11 – Требования и нормы условий на плавиковую кислотуНаименование показателя Норма ТУ
1. Внешний вид Прозрачный раствор от бесцветного до светло-желтого цвета
2. Физико-химический состав Массовое содержание HF не менее 40 %
3. Плотность при 20 оС, г/см3 1.035-1.180
4. Условная вязкость, с -
5. Пределы выкипания, оС 110
6. Температура застывания, оС, не ниже -
7. Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 II
8. ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны, мг/м3 80
Таблица 3.12 – Физико-химические свойства нефтяных растворителейНаименование показателя Нефрас С4 130/350 Нефрас А 150/330
1. Внешний вид Прозрачная жидкость от бесцветного до желтоватого цвета Прозрачная жидкость желтого цвета
2. Физико-химический состав Депарафинированная прямогонная фракция с массовым содержанием ароматических углеводородов не более 25 % Широкая фракция алкилбензольных углеводородов С9-С10
3. Плотность при 20 оС, г/см3 не более 0.950 не более 0.950
4. Пределы выкипания, оС 130-350 150-330
5. Температура застывания, оС, не ниже минус 45 минус 65
6. Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 IV – малоопасные вещества IV – Малоопасные вещества
7. ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны, мг/м3 100 100
Таблица 3.13 – Основные физико-химические свойства композиций ИХНПараметр ИХН-100 ИХН-60 ИХН-10 ИХН-4 ИХН-2
Плотность, г/м3 - - - - -
при 20 оС 1.050 1.010-1.070 1.010-1.050 1.018 1.018
при 90 оС - - 0.978 - 0.985
Вязкость, мПасм3 - - - - -
при 20 оС 2.8-4.3 1.2-2.8 0.96 1.14 1.14
при 90 оС - - 0.44 - 0.44
Межфазное натяжение на границе с нефтью, мН/м, при 20 оС 0.2 0.2 0.5 0.7 0.5
Температура помутнения, оС >100 70 >100 77 >100
Таблица 3.14 – Физико-химические показатели реагента МЕТКАНаименование показателя Норма Метод испытания
1. Внешний вид Прозрачная жидкость Визуально
2. Плотность при 20 оС, кг/м3, в пределах 960-1010По ГОСТ 18995.1-73, раздел 1
3. Температура гелеобразования, оС, в пределах 30 – 100 По ГОСТ 18995.5-73
4. Водородный показатель, (рН), в пределах 6.5-7.5 По ГОСТ 22567.5-95
5. Класс опасности IV - Малоопасные вещества -
Сущность технологии
На основании современных представлений теоретической геомеханики прискважинной зоны продуктивного пласта после бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости.
Вторичное вскрытие продуктивного пласта производится при помощи гидропескоструйной перфорации за счет фиксированного перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта. В процессе работы вдоль оси скважины по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность продуктивного пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая - диаметр скважины, длиной - 7-10 диаметров скважины.
Создаваемые щели преобразуют кольцевые сжимающие напряжения в прискважинной зоне в растягивающие напряжения. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, обеспечивающей улучшение коллекторских свойств прискважинной зоны (рисунок 3.6).
Преимущества предлагаемой технологии по площади поверхности дренирования (м2) на 1 пм при различных видах вторичного вскрытия продуктивного пласта иллюстрируются следующими данными:
точечная гидропескоструйная перфорация-0.151;
пулевой перфоратор ТПК-22, Россия-0.175;
корпусный кумулятивный перфоратор PPG (Schlumberger)-0.37;
корпусный кумулятивный перфоратор ПКО89С (Россия)-0.39;
корпусный кумулятивный перфоратор Экспендебл (Halliburton)-0.40;
корпусный кумулятивный перфоратор 4 Алка Джет (Western Atlas)-0.5;
открытый ствол скважины диаметром 0.2 м-0.63;
щелевая разгрузка прискважинной зоны-2.8.
Щели
Одновременно с созданием горной выработки производится физико-химическое воздействие на матрицу породы продуктивного пласта. Сравнительно высокая скорость выхода из сопел жидкости носителя с песком и реагентной составляющей в карбонатном коллекторе обеспечивает полное растворение матрицы породы за короткое время, а в гранулированном коллекторе - разрушение и растворение цемента песчаников.
Область применения технологии
Продуктивный пласт представлен карбонатными, терригенными и кристаллическими породами;
Интервал продуктивного пласта закреплен обсадной колонной диаметром 120-320 мм при любых глубинах;
Применение технологии возможно при любых значениях глубины залегания пласта; пластового давления; забойной температуры; состава флюида;
Скважины после бурения, в процессе эксплуатации и после капитального ремонта;
Коэффициент продуктивности (приёмистости) скважины не соответствует гидродинамическим параметрам пласта.
Техника и материалы:
Подъёмник, укомплектованный необходимым инструментом;
Двигатель-перфоратор ДП-500, ДП-200 с шаровым клапаном – поставляется Исполнителем;
НКТ-73 марки С-75 или Р-105 (количество в соответствии с глубиной скважины);
Два насосных агрегата плунжерного типа, обеспечивающих поочередно подачу жидкости с песком расходом 9-16 л/сек. при давлениях 370-400 атм.;
Грязевый насос типа 11 НГР (ЦА 320);
Расходная емкость 30 мз пластовой воды;
Порожняя расходная емкость 30 мз;
Пескосмесительный агрегат с возможностью контроля ввода в раствор песка и подачей пульпы на вход насосных агрегатов, подача песка 0-85 кг/мин., расход пульпы 9–16 л/сек.;
Автоцистерна;
Устьевая арматура АУ 700;
Растворный узел, оборудованный виброситами, мерником (100 баррелей), приемом; узлом сборашлама, глиномешалкой для ввода химических реагентов, насосом для подачи раствора расходами 9-16 л/сек.;
Оборудование для обвязки устья скважины при проведении гидропескоструйной перфорации: патрубки НКТ – 60 из труб марки Р–105, угольники, краны высокого давления. Количество оборудования определяется конкретными условиями проведения операции и должно обеспечивать обвязку трех насосных агрегатов, пескосмесителя и шламовых фильтров с устьем скважины;
Кварцевый песок фракцией 0.004"–0.02" (0.1-0.5 мм). Ориентировочно масса 5 тонн на одну скважино-операцию;
Пластовая вода объемом, равным четырём объёмам скважины;
Порошкообразный реагент, взаимодействующей с породой продуктивного пласта. Концентрация реагента 5% , объём раствора два объёма ствола скважины. Выбор реагента осуществляется в зависимости от состава пород продуктивного пласта;
Дизельное топливо из расчета работы установки А-50 – 6 смен, бригады КРС – 2 смены с учетом перегона техники и транспортировки пластовой воды.
Схема обвязки скважины для щелевой резки пласта представлена рисунке 3.7.
Эффективность технологии
При существующем опыте применение гидравлического разрыва пласта, когда после каждой проведенной операции обводненность скважины значительно возрастает, необходим поиск новых методов интенсификации притока к скважине. Одним их них является технология щелевой разгрузкой прискважинной зоны.
Технология эффективно использовалась на месторождениях в России (Удмуртнефть, Оренбурггаздобыча, Пермьнефть, Обьнефтегазгеология, Самаранефтегаз, Лянторнефть) и за рубежом в КНР (Манжурия), Йемене (Западный и Восточный Аяд), США (Калифорния).

Рисунок 3.6 – Распределение проницаемости в продуктивном пласте до щелевой резки (а) и после (в). 1.0- проницаемость ненарушенного массива пластаТехнология обеспечивает:
Увеличение коэффициента проницаемости горной породы за счёт изменения величины и направления касательных напряжений в прискважинной зоне и полного снятия скин-эффект, образованного за счёт характера вскрытия пласта;
Увеличение коэффициента гидродинамического совершенства скважины за счет создания горных выработок в прискважинной зоне;
7-14
Среднее увеличение производительности скважин на 375% (по данным выборки из 200 скважин);
Продолжительность эффекта от щелевой разгрузки пласта не менее 2-3 лет.

Рисунок 3.7 – Схема размещения наземного оборудования для проведения работ по щелевой разгрузке прискважинной зоны продуктивного
Технология широко апробирована и применяется в различных нефтегазоносных провинциях как способ вскрытия, капитального ремонта и интенсификации притока. В настоящее время произведена щелевая резка свыше 2000 скважин. По данным выборки из 200 скважин производительность эксплуатационных скважин увеличена на 316%, геолого-разведочных – на 450%, нагнетательных – на 360%. Особенно высокие результаты применения способа достигаются при различных видах комплексирования щелевой разгрузки с физико-химическим воздействием на матрицу породы, гидроразрывом пласта и др. Результаты по дополнительно получаемой продукции за счёт проведения щелевой резки продуктивного пласта в скважинах различного назначения приведены в таблицах (6.9 - 6.10).
Виброволновое воздействие
Технология виброволнового воздействия основана на использовании поля упругих колебаний и инфранизкочастотных волновых процессов в породе.
Методы виброволнового воздействия можно разделить на две группы:
Депрессионно-химического воздействия (ВДХВ);
Пенного воздействия (ВПВ).
Технология ВДХВ заключается в воздействии на ПЗП упругими колебаниями, создаваемыми гидродинамическим генератором. Одновременно создается длительная депрессия на пласт с помощью струйного насоса. Для усиления технологии добавляют химреагенты.
При чередовании обработок в скважине возникают направленные из пласта к забою градиенты давлений. Наложение колебательных упругих деформаций усиливает образование дополнительных трещин. За счет перераспределения и ослабления остаточных упругих напряжений уменьшается смыкание трещин после сброса давления.
При применении методов виброволнового воздействия, благодаря комплексному действию технологических факторов в низкопроницаемых и загрязненных коллекторах, происходит следующее:
Улучшение фильтрационных характеристик;
Повышение охвата пласта процессом вытеснения как по толщине, так и по простиранию;
Растворение и вынос из карбонатного цемента глинистых веществ и других отложений;
Повышение эффективности действия химических методов для очистки ПЗП;
Восстановление естественной проницаемости ПЗП в результате глубокой её очистки;
Обеспечение ввода в разработку запасов низкопроницаемых пластов в результате снижения гидростатического давления и создания длительной депрессии.
Технология ВПВ заключается в возбуждении в ПЗП упругих колебаний достаточной мощности с помощью гидродинамического генератора колебаний давления типа ГД2В при прокачке через него жидкостей.
Для создания требуемой величины длительной депрессии на забое и вызова притока в скважину осуществляются следующие работы: приготовление пенных систем на забое, пропускание их через межтрубное пространство и вынос кольматанта вместе с жидкостью из ПЗП на устье скважины.
Продолжительность прокачки пены составляет 4-6 часов и зависит от степени загрязнения ПЗП и интенсивности выноса кольматанта.
Ремонтно-изоляционные работы
При разработке нефтяной оторочки пласта М самыми значительными проблемами станут: борьба с конусообразованием воды из водяной зоны, заколонные перетоки и прорывами газа из газовой шапки.
При проведении изоляционных работ ВНП используется в скважине чаще всего в виде буфера, обладающего относительно высокими закупоривающими свойствами, гидрофобного и способного увеличиваться в объеме с начала затворения его на воде на протяжении нескольких часов и даже суток, при этом в нефти ВНП не набухает. Создание таких буферных подушек позволит ввести искусственное разобщение нефтяной и водонысыщенной частей пласта, что привет к снижению обводненности продукции и увеличению коэффициента охвата. Применение ВНП, как дополнительного компонента, в такие тампонажные составы, как цементный раствор, жидкое стекло, различные силикатные растворы и др. позволяет значительно повысить эффективность работ. Однако, данный метод слабо применим при ликвидации газовых конусов, так как обводненность пласта здесь минимальна.
Ликвидировать заколонные перетоки обычным тампонажным составом практически не удается. Для того, чтобы повысить результативность операции по ликвидации перетоков с применением цементного раствора, как показывает опыт, необходимо снизить интенсивность проявления водоносного пласта и одновременно увеличить перемычку между ним и нефтяным пластом. С этой целью рекомендуется применять водонабухающий полимер (ВНП) марки АК-639, закачка которого в пласт в качестве барьера ограничивает растекание цементного раствора в водоносном пласте.
Для технологий на основе термогелеобразующих реагентов высокая температура пластов является необходимым фактором образования экологически безопасного геля гидроксида алюминия. Реологические свойства геля и подвижность его в пористой среде регулируются степенью разбавления закачиваемого рабочего раствора.
Растворы метил целлюлозы (МЦ) способны образовывать гели непосредственно в пласте: при низких температурах растворы маловязкие, при высоких - превращаются в гели. Процесс обратим - при охлаждении гель разжижается, становится снова маловязким раствором, при повторном нагревании опять застудневает, и так многократно. Температуру гелеобразования можно регулировать добавками, подстраивая под конкретные пластовые условия - температуру и минерализацию воды. Разработаны составы на основе МЦ и соответствующих добавок (композиции МЕТКА), которые могут образовывать гели при температурах 30-40 0С, 40-50 0С, 50-70 0С и 70-90 0С. Гель устойчив при температурах до 200-250 оС. В случае необходимости гель можно разрушить кислотой по схеме обычной солянокислотной ОПЗ.
Для технологий на основе полимеров акриламида (ПАА) (закачка сшитых полимерных составов, вязкоупругих составов, концентрированных полимерных составов, полимер-гелевой системы Темпоскрин и др.) ограничивающим фактором их применения является высокая температура продуктивных пластов. При температурах выше 80оС ПАА и его сшитые модификации подвергаются интенсивной термической деструкции, что снижает эффективность его применения. Верхним пределом значения пластовой температуры для применения растворов ПАА является 75-80 оС.
Для технологий на основе водорастворимых полианионитов (закачка полимера Гивпан со сшивателем), неорганических и органических соединений кремния (закачка АКОР, КРОС, ЭТС-40 растворов жидкого стекла - СЩВ и других этилсиликатов), ограничивающим фактором для их применения является низкая средняя проницаемость пород-коллекторов продуктивных пластов.
В основе технологии ограничения водопритоков, разработанной специалистами ОАО НК ”Паритет” лежит искусственное разобщение нефте- и водонасыщенных интервалов пласта закачкой нового тампонирующего материала. Состав представляет собой гелеобразное вещество, структурирующееся при контакте с пластовыми минерализованными водами, и практически полностью растворимое в нефти. Водоизолирующие свойства позволяют использовать новую технологию как на продуктивных пластах, уже вскрытых перфорацией, так и на пластах, еще не находившихся в эксплуатации. В первом случае водоизолирующий состав закачивается в существующий интервал перфорации, с последующим дозакреплением зоны закачки цементом, и повторным вскрытием кровельной части разреза. В другом случае - тампонирующий материал закачивается в спецотверстия, создаваемые под естественным глинистым пропластком, а затем после гелеобразования вскрывается кровельная часть пласта.
Гидравлический разрыв пласта
ГРП позволяет кратно увеличить зону дренирования и вовлечь в интенсивную разработку практически весь объем залежи. Кроме того, повышение дебита жидкости способствует улучшению работы внутрискважинного оборудования и повышению МРП.
Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и по размерам создаваемых трещин.Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективное средство воздействия на призабойную зону скважин. Применение новых технологий, в частности Frac&Pac, позволяет получить трещину с оптимальными параметрами. Объем закачки варьирует от десятков до сотен кубических метров жидкости и от единиц до десятков тонн проппанта. Типичный объем закачки составляет 3-5 тонн проппанта на метр мощности. Для уменьшения выноса применяется комбинированная закачка различных типов проппанта и применением противовыносных технологий.
Технология ВПВ заключается в возбуждении в ПЗП упругих колебаний достаточной мощности с помощью гидродинамического генератора колебаний давления типа ГД2В при прокачке через него жидкостей.
Для создания требуемой величины длительной депрессии на забое и вызова притока в скважину осуществляются следующие работы: приготовление пенных систем на забое, пропускание их через межтрубное пространство и вынос кольматанта вместе с жидкостью из ПЗП на устье скважины.
Продолжительность прокачки пены составляет 4-6 часов и зависит от степени загрязнения ПЗП и интенсивности выноса кольматанта.
Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, позволяющий вовлечь в разработку и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев, однако область его применения очень ограничена.
Самой значительной проблемой, с которой можно столкнуться при проведениии ГРП на месторождении является проникновение трещины в водоносные или газовые пласты. Это происходит при недостаточной мощности экранирующих глинистых пластов и приводит к значительному росту обводненности и снижению эффективности работ. В настоящее время в мировой практике существуют технологии обработки и изоляции водонасыщенных интервалов и технологии проведения ГРП в условиях угрозы развития трещины в нижележащий водоносный пласт. В частности это относится к использованию в ходе ГРП модификаторов относительной проницаемости, селективно отсекающих водонасыщенные интервалы. Применение модификаторов относительной проницаемости позволяет нефтяным компаниям планировать проведение ГРП в тех зонах, где ранее они были невозможны из-за опасности прорыва воды в скважину. Кроме ограничения поступления воды эта технология позволяет эффективно решать и вопросы охраны окружающей среды, утилизации отходов, поддержания пластового давления.
В данной работе предлагается провести ГРП на всех наклонных добывающих скважинах в ЧНЗ, а также на нагнетательныхз с отработкой на нефть. Кроме того, с целью интенсификации отборов нефти с наименьшими затратами предлагается разрабатывать основную часть месторождения горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (3-4 стадии на скважину).
3.6 Расчет основных параметров ГРП
Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:
- расчет основных характеристик процесса и выбор необходимого количества техники для проведения ГРП;
- определение вида трещины и расчет ее размеров.
Проведем расчет основных параметров ГРП на примере скважины
№ 632 куст 6 Выинтойского месторождения.
Исходные данные:
Глубина скважины Н = 2942 м
Пластовое давление Рпл = 27,0 МПа
Потери на трение Ртр = 18,0 МПА
Вскрытая толщина пласта h = 6 м
Разрыв производится по НКТ с пакером, внутренний диаметр d=0,076 м. В качестве жидкости разрыва и песконосителя используется не фильтрующий водяной гель плотностью ж.п.= 1011 кг/м3. Предполагается закачать в скважинуQп= 12 тн. типоразмером частиц 16/30. Используем агрегат FC-2251.
Расчет:
1)Определение давления разрыва по формуле:
Рр = Рвг- Рпл+G , (3.1)
где Рвг - вертикальное горное давление;
Рпл - пластовое давление;
G = 1,5-3 МПа - сопротивление горной породы на разрыв.
Рвг = H * pn*g, (3.2)
где Н - глубина залегания продуктивного пласта;
рп =2600 кг/мЗ - средняя плотность вышележащих пород;
g – ускорение свободного падения.
Рвг = 2942*2600*9,81*10-6 = 75,0 МПа,
тогда Рр будем иметь:
Рр=75,0–30,6+2=50,0МПа.
2)Необходимое забойное давление определяется по формуле:
Рзаб = Рр*а, (3.3)
где а=1,2-1,4 - необходимое превышение забойного давления над давлением разрыва.
Рзаб = 50,0 * 1,2 = 60,0 МПа,
3) Давление на устье скважины, которое необходимо создать для осуществления процесса ГРП определяется по формуле:
Ру=Рзаб - Рст + Ртр, (3.4)
Статическое давление определяется по формуле:
Рст= р см, * g * Н, (3.5)
где рсм- плотность смеси равна ,
р см = (р пр - рж) * С + pж, (3.6)
где р пр - плотность песка, 2100 кг/м3;
рж=1011 кг/м3 - плотность жидкости, используемой в качестве песконосителя;
С – объемная концентрация песка:
С = Спр/(Спр+рпр) (3.7)
С = 550/(550+2100)=0,2
рсм = (2100-1011)*0,2+1011=1228 кг/мЗ
тогда,
Рст = 1228*9,8*2942=35,4МПа
Подставляя значения Рзаб, Рст и Ртр в формулу (5.2.5.4), получается значение устьевого давления:
Ру = 60,0 – 35,4+ 18 = 42,6 МПа.
4)Определение общего обьема закачиваемой жидкости и продолжительность процесса гидроразрыва: Vж.р.=10 мЗ.
Объем жидкости-песконосителя определяется из соотношения
Vж.пp =Gпр/Спр, (3.8)

где Gпр - колличество проппанта, кг;
Спр – концентрация проппанта, кг/м3;
Vж.пp = 12*103/550 = 21,8мЗ
Объем продавочной жидкости принимаем на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с проппантом.
Vnp = (K*3,14*d2*H)/4 , (3.9)
где К =1,3 - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб.
Vnp = (1,3* 3,14 * 0,0762 * 2942)/4 =17,3 м3,
Тогда общий объем закачиваемой жидкости будет равен:
Vж : Vжр + Vжпр + Vnp =10+21,8+17,3=49,1м3,
0бщую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения:
t = Vж/Q, (3.10)
где Q=2,05 м3/мин – темп закачки.
t= 49,1/2,05 = 24 мин.
5) Выбирается наземное оборудование:
Рабочую жидкость ГРП в скважину закачиваем агрегатом FC-2251
При давлении Ра=70МПа развиваемым агрегатом подача будет Qа=9л/с, при диаметре плунжера 120 мм.
Число насосных агрегатов найдем из соотношения:
N = (Ру * Q)/(Ра * Qa * Ктс)+1, (3.11)
где Ктс= 0,8 - коэффициент учитывающий техническое состояние
агрегатов.
N = (42,6*106 * 2,05*10-2)/(70*106* 9*10-3*0,8) + 1 =3
Так как по условию задано ввести в трещины 12 т проппанта, то согласно характеристики агрегата потребуется 1 пескосмеситель.
Количество автоцистерн определяем исходя из обьема рабочей жидкости процесса ГРП: Uж = 10 м3. Для обеспечение проведения процесса потребуется 2 емкости, вместимостью по 50м3.
6) Определение технологической эффективности проведенного ГРП:
Для этого сначала определяется радиус трещины проведенного ГРП:
r тр = ((Vж*Е)/(5,6(1-v^2)*h*(Рзаб-Рр)), (3.12)
где Vж - объем жидкости;
Е=104 МПа - модуль упругости;
v=0,3 – коэффициент Пуассона.
гтр =√(49,1*104) / (5,6 . (1 – 0,3)^2 . 6 . (60,0 – 50,0) = 55м,
7) Ширину трещины определяется по формуле:
w = 4 * (l-v) * гтр * (Рзаб-Рр)/E, (3.13) w=4*0,7*55*10/104=0,15м.Проппант распространяясь в трещины не заполняет ее полную длину, а проходит на 90% ее длины.
гтр =55*0,9=49,5м.
8)Определим остаточную ширину трещины:
w ост = w*c/(i-ш), (3.14) где: ш- пористость трещины.
При закачке проппанта с типоразмером частиц 16/30 мм, пористость трещины равна 0,3. w ост = 0,15*0,2/(1-0,3) =0,04 м.
9)Проницаемость таких трещин определяется по формуле:
Кп.тр. = w 2/12, (3.15)
Кп.тр. = 0,15*10-3м2,
Если считать, что значение проницаемости призабойной зоны указанных скважин до осуществления в них гидроразрыва было равно среднему значению проницаемости пласта, то проницаемость призабойной зоны скважин в радиусе распространения трещин будет:
10)Расчет проницаемости призабойной зоны после ГРП:
Кпз=(Кп*h+Кп.тр.*w ост)/(h+wост), (3.16)
где Кп =0,8 .10-10 м2 - проницаемость до ГРП.
Кпз=(0,8*10-10 * 6 + 1,5*10-4 *0,04)/6,04 =9,9 .10-7
11)Определим изменение проницаемости после ГРП:
Кпэ / Кп = 9,9 .10-7/0,8 .10-10= 1237 раз,
Таким образом, в результате создания трещины в призабойной зоне
проницаемость ее увеличивается в тысячи раз.
Проницаемость всей дренажной системы изменяется незначительно, поэтому из формул Дюпюи, Максимович Г.К. вывел приближенную формулу
ожидаемого эффекта от гидроразрыва:
Э=(Lg(Rк/rc))/(Lg(Rк/rтр)), (3. 17)
где Rк =300 м - радиус контура питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами;
rс = 0,146м - радиус скважины.
Э = Lg (300 / 0,146) / Lg (300 / 55) = 4
Рисунок 3.8 - Изменение параметров работы скважины после ГРП
На рисунке 3.8 и графическом приложений № 7 представлено изменение параметров работы скважины № 632/6 после ГРП. Так как ГРП проводилось сразу после освоения, параметры работы скважины до ГРП берутся по результатам опробования. При опробовании после бурения был получен дебит нефти 1,2 т/сут обводненностью 5%. Дебит скважины после ГРП увеличился в 15 раз.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
Колотушное месторождение открыто в 1986 году бурением поисково-разведочной скважины № 262П. В процессе разведки месторождения ПГО «Томскнефтегазгеология» проводился оперативный подсчет запасов с их утверждением на уровне ЦКЗ.
В географическом отношении Колотушное нефтяное месторождение расположено на территории Западно-Сибирской низменности. В административном отношении находится на территории Каргасокского района.
На данный момент месторождение разрабатывается ОАО «Томскнефть» ВНК на основании лицензии ТОМ №14839 НЭ от 31.12.2009 г. Лицензия выдана на право геологического изучения и добычу нефти на Колотушном месторождении. Срок окончания действия лицензии 29.12.2038 г.
В данной работе предлагается разбуривать месторождение девятиточечной сеткой наклонно-направленных скважин – с расстоянием между скважинами 500/700 метров в зависимости от плотности запасов.
Предусматривает бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин по очагово-избирательной системе с расстоянием между скважинами 500 - 1000 метров. Фонд скважин для бурения – 20 скважин, в т.ч. 14 добывающих (8 н/н и 6 ГС с проведением многостадийного ГРП на 5 скважинах) и 6 нагнетательных (в т.ч. 4 с отработкой на нефть). Также предполагается бурение 1 ЗБС.
ПСС – 39.2 га/скв., КИН – 0.399, Кохв – 0.859;
Применение методов повышения нефтеотдачи тесно связано с изученностью пластов и, как правило, требует проведения предварительных опытных работ по отработке технологии в конкретных условиях. В данной работе основными методами являются ГРП и бурение горизонтальных стволов.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Рудкевич М.Я. Тектоника Западно-Сибирской плиты и ее районирование по перспективам нефтегазоносности, Труды ЗапСибНИГНИ Выпуск 14 . М: Недра 1969
Отчет «Подсчет балансовых запасов УВ и ТЭО КИН продуктивных пластов Колотушного нефтяного месторождения на основе геологического и динамического моделирования». Том I, том II. Разработчик: «ТомскНИПИнефть ВНК». Томск.-2004г
Гидрогеология СССР. Сводный том в 5-ти выпусках. Выпуск 4. Влияние производственной деятельности человека на гидрогеологические и инженерно-геологические условия, М Недра 1973
В. Н Дахнов. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Гостоптехиздат. Москва 1962
«Дополнение к технологической схеме разработки Колотушного месторождения» (протокол ТО ЦКР №1387 от 26.12.2011г.)
Методические указания по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (часть 1. Геологические модели). – М.:ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2003г.
Методические указания по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (часть 2. Фильтрационные модели). – М.:ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2003г.
«Технологическая схема промышленной разработки Колотушного месторождения» (протокол ЦКР № 2765 от 14.11.2001 г.)
Подсчет балансовых запасов углеводородов и ТЭО КИН продуктивных пластов Колотушного месторождения на основе геологического и динамического моделирования. / ТомскНИПИнефть ВНК, Томск, 2004г.
«Авторский надзор за реализацией дополнения к проекту разработки Колотушного месторождения», ОАО «ТомскНИПИнефть», Томск-2009 г.
"Дополнение к технологической схеме разработки Колотушного месторождения", ОАО «ТомскНИПИнефть», Томск-20013 г.
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. Утв. Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России 5.06.2003 г.
Методическими указаниями НК «Роснефть» «Требования к составлению раздела проектных технологических документов по выбору способа добычи нефти с использованием шаблона применения технологий»
И.Т.Мищенко, Скважинная добыча нефти, 2003г стр 574-581
Х. Мукерджи. Производительность скважин. Руководство. - М.:ЮКОС, 2001-90с.
А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 1989- 455 с.
Н. Н. Андреева. Проблемы проектирования, разработки и эксплуатации мелких нефтяных месторождений.- М., ОАО ВНИИОЭНГ- 2003г.-196с. – с. 70
Комплект каталогов нефтегазопромыслового оборудования. Томск, ТПУ, 1999
К.Г. Оркин, А.М. Юрчук. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М: Недра, 1987
Технология применения новых ингибиторов отложения солей импортного производства (SP-181, SP-191, SP-203, Корексит 7647).// РД 39-1-219-79.
РД 39-0148463-0010-89 «Инструкция по технологиям применения ингибиторов солеотложения в твердой форме»
Рабочий проект «Обустройство Колотушного месторождения нефти. Кустовые площадки №2, 4», ш.1804, ОАО «ТомскНИПИнефть», 2006.
Рабочий проект «Обустройство Колотушного нефтяного месторождения. Кустовая площадка №3», ш.2316, ОАО «ТомскТИСИз», 2011.
ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающих районов»
Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. ВНТП 3-85. Министерство нефтяной промышленности, Москва, 1985.
ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
Методические указания компании НК «Роснефть» «Оценка устойчивости работы локальных энергосистем и рекомендации по проектированию и реконструкции локальных энергосистем», № П2-04 М-0011, 2012.
ОСТ 39-225-88; Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству.
Положение компании НК «Роснефть» «Критерии качества промысловых трубопроводов ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ», № П1-01.05 Р-0107, 2013.
Сборник технологических регламентов и инструкций, ОАО «СИБИНКОР», г.Тюмень, 1998.
РД 39-3934356-003 «Технологический регламент по ограничению водопритоков в скважинах гелеобразующими составами»
Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39.0-109-01. – М., 2002.
Групповой рабочий проект №445 на строительство эксплуатационных скважин Колотушного месторождения. ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», Томск, 2008.
Гаттенбергер Ю.П. Причины и прогноз проседаний земной поверхности в районах, разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений. Бюлл. Москов. Общества испытателей природы. Отдел геологический, 1984, Т.59, -вып.1, -с. 108-118.
Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами, утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 2 июня 1999г. №33.
Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов, утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002г.№22.
Проект нормативов предельно-допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах Колотушного месторождения, ЗАО «Томск-Петролеум-унд-Газ», 2003 г.
Рабочий проект на бурение разведочно-эксплуатационных скважин для водоснабжения. Объект: Первомайское месторождение нефти в Каргасокском районе Томской области. Трест «Востокбурвод», Новосибирск, 1988.
Правила ликвидационного тампонажа буровых скважин различного назначения, засыпки горных выработок и заброшенных колодцев для предотвращения загрязнения и истощения подземных вод. М., 1968.
Разработка регламента по эксплуатации и обслуживанию подводных переходов трубопроводов, а также ликвидация возможных аварий. Арх. №1369. ОАО “ТомскНИПИнефть” ВНК.-2001.
РД 39-133-94. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. М: ГП Роснефть НПО Буровая техника, 1994.
География Томской области. Томск: Изд-во Томского ун-та. 1988.-243с.
ГОСТ 17.5.3.04-83* Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель.
ГОСТ 17.5.1.01-83 Охрана природы. Рекультивация земель. Термины и определения.
ГОСТ 17.4.3.02-85 (СТ СЭВ 4471-84) Охрана природы. Почвы. Требования к охране плодородного слоя почвы при производстве земляных работ.
ГОСТ 17.4.2.02-83 Охрана природы. Почвы. Номенклатура показателей пригодности нарушенного плодородного слоя почв для землевания.
Постановление СМ ССР от 02.06.76 № 407 “О рекультивации земель, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы при разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведении геологоразведочных, строительных и других работ” (с изменениями на 30 июня 1988 года).
ГОСТ 17.5.1.02-85. Охрана природы. Земли. Классификация нарушенных земель для рекультивации.
ГОСТ 17.5.1.06-84 Охрана природы. Земли. Классификация малопродуктивных угодий для землевания.

Приложенные файлы

  • docx 26659207
    Размер файла: 590 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий