Технология и расчеты. 2 техникотехнологический раздел
 Скачать 2.08 Mb.
|
 Рисунок 2.9 – Факторы, влияющие на приемистость нагнетательных скважин За последние годы разработан ряд методов воздействия на нагнетательные скважин с целью восстановления приемистости и увеличения охвата пластов по толщине пласта воздействием, обеспечивающим повышение эффективности их работы с высокой и устойчивой приемистостью, что, в свою очередь, ведет к повышению темпа извлечения нефти. Повышение приемистости скважин определяется различными причинами изменением свойств пористой среды и жидкости. Так, например, свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин или при тепловой обработке, в результате которой расплавляются отложившиеся на поверхности поровых каналов парафино-смолистые вещества. Свойства жидкостей изменяются при прогреве призабойной зоны или, например, при магнитной обработке. Существенным фактором является и изменение взаимодействия жидкости и породы, приводящее к выравниванию профиля притока. Этот эффект наиболее ярко проявляется при использовании вязкоупругих систем. Основными причинами ухудшения фильтрационных свойств в зоне нагнетательных скважин и низкого охвата пластов закачиваемыми агентами являются геологическая неоднородность по проницаемости (анизотропия проницаемости) и использование для закачки сточных вод, содержащих значительные количество взвешенных загрязнений и нефти (АСПО). Эти компоненты со временем накапливаются в порах и каналах фильтрации с последующим их уплотнением (в результате повышения давления нагнетания), что приводит к резкому снижению приемистости скважин, затруднению доступа регентов (кислоты) при обработке ПЗП к поверхности горной породы и тем самым к низкой их эффективности. Методы регулирования приемистости нагнетательных скважин условно разделяются на четыре группы: - химические методы – применяются в случае, если причинами снижения коэффициента приемистости скважин являются отложения в каналах фильтрации веществ, удаление которых возможно путем растворения в различных химических реагентах. Основным методом является солянокислотная обработка; - механические методы – применяются в малопроницаемых твердых породах. Основным методом является ГРП; - тепловые методы – применяются в случае, если в каналах фильтрации произошло образование отложений твердых углеводородов (парафин, смолы, асфальтены); - комбинированные – представляют сочетание трех предыдущих методов регулирования приемистости скважин (кислотный ГРП, термокислотная обработка и другие). Для восстановления и регулирования приемистости нагнетательных скважин применяются две группы методов: - методы поддержания приемистости скважин; - методы увеличения и регулирования приемистости скважин. К первой группе методов относятся: промывка ствола скважины, дренаж породы призабойной зоны пласта, прерывистый и длительный излив, а также импульсные методы поддержания приемистости скважин при использовании различных видов пульсаторов. Вторая группа методов включает увеличения давления нагнетания воды в пласт, кислотные обработки ПЗП, тепловые и химические обработки, ГРП, технологии выравнивания профиля приемистости скважин. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство и увеличение диаметров поровых каналов. К ним относятся различные виды кислотных обработок. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является кислотная обработка Выбор поддержания или регулирования приемистости нагнетательных скважин основан на изучении условий эксплуатации и определении интенсивности действия осложняющих факторов. Для этого необходимо выполнить анализ динамики технологических режимов работы скважин и провести необходимые виды исследовательских работ. Результатом такого анализа будет определение более сильнодействующего фактора или факторов, по причине которых происходит ухудшение технологических показателей работы скважины. Затем проводят выбор технологии обработки ствола и ПЗП нагнетательных скважин. Важным вопросом выбора метода обработки скважин является обеспечение условий требуемой полноты вытеснения нефти из пласта и выравнивание профиля приемистости скважин. [5]. Октябрьский цех ППД обслуживает нагнетательный фонд скважин октябрьской группы месторождений, в которую входят Серафимовское, Абдуловское, Копей-Кубовское, Суллинское, Стахановское, Михайловское, Троицкое, Саннинское, Ташлы-Кульское, Петропавловское, Кальшалинское, Илькинское, Солонцевское, Усень-Ивановское месторождения. В процессе эксплуатации нагнетательных скважин происходит загрязнение призабойной зоны, что снижает их приемистость по сравнению с первоначальной величиной и увеличивает давление закачки. [1] Рассмотрим динамику режима работы некоторых нагнетательных и реагирующих скважин. В качестве примера возьмем очаги нагнетательных скважин № 1852, 1631, 1627 Илькинского месторождения (рисунки 2.10 - 2.12).  Рисунок 2.10 – Динамика коэффициента приемистости нагнетательной скважины № 1852 (дата ОПЗ – март 2010 года)  Рисунок 2.11 – Динамика коэффициента приемистости нагнетательной скважины № 1631 (дата ОПЗ – сентябрь 2010 года)  Рисунок 2.12 – Динамика коэффициента приемистости нагнетательной скважины № 1627 (дата ОПЗ – сентябрь 2010 года) По рисункам видно, что после проведения глинокислотной обработки с использованием колтюбинговых технологий коэффициенты приемистости нагнетательных скважин резко увеличивается и затем происходит их постепенное снижение. Степень восстановления приемистости скважин зависит от технологии применяемого метода. Для сохранения данных показателей необходимо своевременно применять ГТМ по поддержанию призабойной зоны скважин в оптимальном состоянии для обеспечения заданного режима нагнетательных скважин и выполнения запланированных норм закачки воды. 2.4 Анализ эффективности применения методов восстановления приемистости, выполняемых по стандартной технологии и с использованием колтюбинговых технологий в условиях Илькинского месторождения Оценка технологического эффекта производится с помощью кривых вытеснения. Кривые вытеснения – это графические зависимости между функциями, зависящими от показателей разработки. На поздней стадии разработки эти зависимости зачастую носят линейный характер. Это свойство используется для прогноза базовой добычи нефти, то есть добычи без применения метода увеличения нефтеизвлечения. Технологический эффект определяется как разница между фактической накопленной добычей нефти и накопленной добычей нефти, спрогнозированной с помощью кривых вытеснения. В данном проекте рассматривается применение технологии глинокислотной обработки скважин с использованием колтюбинговой установки в нагнетательной скважинах Илькинского месторождения. Глинокислотная обработка предназначена для восстановления приемистости нагнетательной скважины с целью увеличения закачки пластовых вод и интенсификации добычи нефти. Экономическая эффективность глинокислотной обработки нагнета-тельной скважины характеризуется дополнительным объемом добычи нефти в реагирующих добывающих скважинах. Итак, для восстановления приемистости нагнетательных скважин в октябрьском цехе ППД применяются кислотные обработки. Из 19 проведенных кислотных обработок 8 проходили с использованием колтюбинговой установки (таблица 2.9). В среднем приемистость скважины после такой обработки увеличивается в 2,4 раза. На проведение ГКО с использованием колтюбинговой установки потребуется около 36 часов. Продолжительность ремонта традиционным КРС займет 120 часов, продолжительность эффекта – от 8 до 285 суток, в среднем — 118 суток. Продолжительность эффекта от проведения ГКО совместно с колтюбинговой установкой около года (таблица 2.10). Таблица 2.9 – Объем проведения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения
Для большей наглядности на рисунке 2.13 приведена гистограмма по данным из таблицы 2.9.  Рис. 2.13 – Объем проведения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения Таблица 2.10 – Продолжительность эффекта от кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения
 Рис. 2.14 – Продолжительность эффекта от кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения Судя по рисунку 2.14, можно сделать вывод о том, что по продолжительности эффекта проведение ГКО с колтюбингом практически в 2,5 раза эффективнее чем ремонты, выполненные с привлечением бригад КРС. Разница между ремонтом, выполненным по стандартной технологии и ремонтом, выполненным с использованием колтюбинговой установки, составляет 112,31 тысяч руб. (таблица 2.11). Таблица 2.11– Результаты сравнения стоимости одного ремонта, проведенного с колтюбинговой технологией и стандартного метода КРС
 Рисунок 2.15 – Стоимость одного ремонта, проведенного с использованием колтюбинговых технологий и стандартного метода КРС Как показывает рисунок 2.15, стоимость ремонта с применением колтюбинга практически на 30 % меньше стоимости КРС, проведенного по стандартной технологии. Это подтверждает одно из основных преимуществ использования колтюбинговых технологий – минимальные материальные затраты на проведение работ. Таблица 2.12 – Показатели эффективности технологий КРС по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения
Для наглядности построим диаграмму (рисунок 2.18).  Рис. 2.16 – Дополнительная добыча нефти при проведении КРС по стандартной технологии и ГКО с использованием колтюбинговых технологий на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения Анализируя рисунок 2.16, можно сделать вывод о том, что дополнительная добыча нефти от проведения ГКО с колтюбинговой установкой практически на 15 % больше, чем от проведения КРС по стандартной технологии. Таблица 2.13 – Показатели удельной эффективности и удельных затрат на проведение технологий КРС по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения
Итак, ГКО с использованием колтюбинговых технологий была произведена на 8 скважинах, КРС по стандартной технологии – на 11 скважинах. Дополнительная добыча нефти от проведения обработок в целом составила 7580,6 тонн, из которых 3500,4 тонн было добыто благодаря использованию колтюбинга. Удельная технологическая эффективность с учетом применения обеих технологий в среднем составила 404 т/скв. На проведение кислотных обработок в период с 2010 по 2012 г. было потрачено около 6 млн. рублей, из которых примерно 2 млн. были расходованы на проведение ГКО с использованием колтюбинга. 2.5 Обоснование применения колтюбинговых технологий для выполнения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения. Технология выполнения кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий. Описание и технические особенности применения колтюбинговых технологий Для выбора оптимальной технологии применения метода повышения выработки пластов требуется следующее: детальное знание строения и состояния месторождений, изменение коллекторских свойств пластов, макро- и микронеоднородности, достоверное распределение текущей нефтегазо-насыщенности пластов по всему объему залежей. [6] Мировой опыт применения КГТ насчитывает более 35 лет. Если вначале колтюбинг применялся для осуществления наиболее простых операций, очистки колонны труб и забоев от песчаных пробок, то сегодня с его помощью можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин. [7] Во время работ ведется точный навигационный контроль на основе данных, получаемых в реальном масштабе времени и исследование скважины в процессе ремонта. Кроме того, работы в нефтяных и газовых скважинах осуществляются без их предварительного глушения. При использовании колтюбинговой технологии обеспечивается безопасность проведения спускоподъемных операций. Дело в том, что в данном случае не нужно осуществлять свинчивание/развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы на мостки. Кроме того, время, требуемое на спуск и подъем внутрискважинного оборудования на проектную глубину, сокращается. Еще следует подчеркнуть, что компании в результате применения колонн гибких труб, как при ремонте, так и при проведении буровых работ получают существенный экономический эффект. С одной стороны, по стоимости работ использование колтюбинговых установок иногда оказывается более дешевым, чем применение обычных установок капитального ремонта скважин (КРС). Экономические преимущества обуславливаются объемами нефти, которые можно добывать за счет разницы в сроках проведения работ. Если у обычных бригад КРС уходит до 7 дней на проведение довольно простых операций, то с использованием колтюбинга – это вполне удается сделать за три дня. Эффективность применения колтюбинга оказывается на 15-20 % выше стандартных методов. Кислотную обработку с использованием оборудования КГТ проводят в тех же целях, что и при традиционных технологиях: главным образом для воздействия кислоты на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, и увеличения его проницаемости. [8] Для осуществления технологического процесса используются колтюбинговая установка марки МК-10Т производства белорусской группы компаний «ФИД», а также серийно выпускаемое оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы, применяемые при капитальном и текущем ремонте скважин. При проведении КО колтюбинговая установка МК-10Т позволяет влиять агрессивными реагентами непосредственно на нижнюю зону интервала перфорации, тогда как без колтюбинга эта операция проводится с: - применением буровой вышки, что забирает лишнее время на её монтаж-демонтаж; - полным глушением скважины; - демонтажем фонтанной арматуры и допуском НКТ к нижним отверстиям перфорации. Эффективность и многофункциональность колтюбинговой установки МК-10Т экономит время и средства, существенно повышает рентабельность эксплуатационных скважин. Технические характеристики установки приведены в таблице 2.14. Схема колтюбинговой установки приведена на рисунке 2.17. Таблица 2.14 – Технические характеристики установки МК-10Т
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||