3 А≠†Ђ®І нд䕙⮥≠Ѓбв® ™®бЂЃв≠Ѓ. 3 Технологическая часть 1 Кислотные методы повышения нефтеотдачи пластов на Бавлинском месторождении
 Скачать 366.5 Kb.
|
|
Из анализа полученных данных по таблице 3.5 видно, что наиболее эффективным методом воздействия на карбонатные коллектора Бавлинского месторождения является метод кислотно-имплозионного воздействия (КИВ). Число успешных скважино-операции достигло 72,2%, средний прирост нефти на одну скважину составил 1,63 т/сут, что привело к 37556 тоннам дополнительной добычи нефти с начала внедрения этого метода ПЗП (рисунок 3.2). Далее более подробно рассмотрим анализ эффективности, технологию проведения метода КИВ и выберем скважины для обработки ПЗП этим методом. 3.1.3 Сущность кислотно-имплозионного воздействия на призабойную зону пласта. Сущность кислотно-имплозионного метода заключается в следующем. В зону продуктивного пласта на колонне НКТ спускается корпус кислотно-имплозионного устройства (два цилиндра штангового насоса соединенных между собой втулкой), затем закачивается обрабатывающий состав, 20-30% состава продавливается в пласт, на штангах спускаются 2-3 соединенных между собой плунжера и начинается работа насоса, осуществляемая с помощью подъемного агрегата. В связи с тем, что насос не имеет всасывающего клапана, при ходе вверх, под плунжером, создается разряжение, а при проходе бокового отверстия в цилиндр, в разряженное пространство, мгновенно врывается обрабатывающий состав. При этом возникает многофакторное физическое явление – гидроудар и локальная депрессия, которые в свою очередь создают кратковременное состояние имплозии и волновой импульс с широкой гаммой частот и амплитуд. Многократное повторение движений плунжера создает и многократное ударно-депрессионно-волновое воздействие, которое распространяется на породу пласта и продукты, находящиеся в поровом пространстве пласта. Многократные гидроудары, возникающие при каждом движении плунжера вверх, способствуют появлению микротрещин в ПЗП, а следовательно повышается проницаемость этой зоны. Многократные импульсы депрессии способствуют перемещению загрязнений из пласта в ствол скважины, после чего они втягиваются в цилиндр насоса, а затем через плунжер поступают в колонну НКТ и поднимаются на поверхность. Предложенная технология воздействия на призабойную зону пласта, основана на использовании энергии пласта, проявляющихся при искусственном нарушении гидродинамического равновесия системы «скважина – прискважинная зона – пласт». Путем создания упругих волн. При этом в поровом объеме коллекторов ПЗП возникают попеременно изменяющиеся градиенты гидродинамических давлений, т.е. возникают силы сдвига, направленные из пласта в скважину, что приводит к расформированию сложной многокомпонентной смеси поровых флюидов и зоны кольматации, а также и другие изменения в самой породе. В результате всех обработок призабойной зоны скважин методом КИВ дебиты нефти растут. Средний прирост дебита на одну скважину составляет 1,63 т/сут. Продолжительность эффекта по скважинам, обработанным с 1996 года составляет 593 суток, эффект по многим из них продолжается. Имеющиеся данные промысловых исследований позволяют отнести этот метод к физико-химическим методам повышения нефтеотдачи пласта. Это положение обосновывается увеличением работающих толщин пласта (обычно в 2 раза), ростом пластовых давлений на 1 - 2 МПа (даже при применении на залежах, работающих на естественном режиме), увеличением коэффициентов продуктивности и приведённого радиуса скважин. Это свидетельствует о подключении в эксплуатацию ранее не работавших участков, т.е. о повышении охвата залежи воздействием. 3.1.4 Анализ эффективности кислотно-имплозионного воздействия на ПЗП в НГДУ «Бавлынефть» Бавлинские верхнетурнейские карбонаты характеризуются низкими коллекторскими свойствами по сравнению с месторождениями, расположенными западнее. Коллекторская характеристика отложений определялась как по керну так и по результатам геофизических исследований. В результате анализа опробования скважин, вскрывших карбонатные коллекторы, установлено, что без соляно-кислотных обработок их дебиты обычно не превышают 0,5 т/с, т.е. эксплуатация этих объектов без обработки призабойных зон нерентабельна. Опытно-промышленные испытания комплексного кислотно-имплозионного воздействия (КИВ) на призабойную зону пласта в НГДУ «Бавлынефть» проводятся с 1996 года. Обработки проводились по скважинам, находящихся в эксплуатации от 1 до 25 лет. На некоторых из них в процессе эксплуатации применялись разнообразные методы ОПЗ. Описанная технология внедрена на 131 скважине НГДУ «Бавлынефть» и ЗАО «Алойл». Для примера рассмотрим эффективность проведения КИВ на скважинах № 3057 и №3061. Скважина № 3057 введена в эксплуатацию на верхнетурнейский подъярус в феврале 1993 года с дебитом жидкости 2 м3/сут., нефти 1,6 т/сут., обводненностью 12,8 %, пористостью 12,1%. Через 2 года дебит жидкости снизился до 1 м3/сут, нефти 0,8 т/сут. В августе 1997 года на скважине произвели кислотно-имплозионное воздействие. Закачали 14 тонн соляной кислоты в 4 цикла с последующей работой вакуумным насосом. Дебиты жидкости и нефти увеличились соответственно до 5,5 м3/сут и 4,6 т/сут. Несколько иная технология предлагается при обработке призабойной зоны пласта горизонтальных скважин. Горизонтальная часть ствола условно делится на несколько зон и по технологии последовательно обрабатывается каждый участок, от цикла к циклу объем кислоты увеличивается по мере создания каверн и создания упругих колебаний по длине участка воздействия. Вынос отработавшей кислоты контролируется отбором проб на устье. Общее число циклов достигает 6 – 8, расход соляной кислоты до 35 м3. Скважина № 3061 пробурена в 1992году, горизонтальный ствол имеет длину 265 м, обводненность 19%, пористость по участкам изменяется в пределах 6,2 - 11,1 %, нефтенасыщенность – 45 - 78 %. После окончания бурения горизонтальный ствол находился под воздействием глинистого раствора в течение 3-х лет, т.к. буровики проводили ремонтно-изоляционные работы по ликвидации заколонных перетоков выше 752 м. В процессе освоения была проведена СКО в щадящем режиме с предварительной промывкой 2 % раствором ТПФН, в результате которой удалось получить приток нефти дебитом 2 т/сут. В мае 1995 г с таким дебитом скважина вступила в эксплуатацию и работала в этом режиме до 1997 года. Комплексная технология была проведена в 6 циклов, общий расход кислоты составил 35 м³, дебит нефти возрос с 1,6 до 10,9 т/сут. Перспективным представляется и применение технологии для площадного воздействия на карбонатные коллектора, в отличие от обработки единичных скважин, в этом случае увеличивается охват воздействия не только по толщине, но и по площади. 3.2 Проектирование КИВ на Бавлинском месторождении 3.2.1 Условия выбора скважин Технология разработана для терригенных и карбонатных коллекторов нефтяных месторождений РТ в скважинах с не корродированными обсадными колоннами при отсутствии заколонных перетоков между нижними продуктивными пластами и верхними питьевыми горизонтами. Из анализа промысловых данных наибольший эффект данного метода возникает на скважинах со следующими характеристиками. Расстояние между нижними отверстиями перфорации и водоносным пропластком должно быть не менее 3 м, интервалы перфорации должны быть свободны от осадков и инородных объектов. Расстояние от обрабатываемого пласта до водоносного горизонта должна быть не менее двух метров. Расстояние от подошвы обрабатываемого пласта до забоя скважины должно быть не менее пяти метров. Пластовое давление не должно быть ниже 0,7МПа от гидростатического и обводненностью не более 50%. Ограничения по проницаемости пласта нет. Эксплуатационную колонну опрессовывают при давлении, превышающем ожидаемое рабочее давление. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны не менее 90 мм. Цементное кольцо за эксплуатационной колонной должно быть поднято выше "башмака" кондуктора. Конструкция скважины должна исключать перетоки между нижними продуктивными и верхними питьевыми горизонтами . Не допускается наличие заколонных перетоков. Запрещается проводить работы в скважинах, где проводились работы по герметизации эксплуатационной колонны или долговременное (в одной точке) фрезерование торцевой фрезой. Контроль при выполнении обработки осуществляется стандартными метрологическими средствами. Наземное и скважинное оборудование, трубопроводы должны быть готовы к запуску скважины сразу после проведения работ. Геолого-физические параметры пласта для успешного проведения КИВ приведены в таблице 3.6. Таблица 3.6Геолого-физические параметры пласта для применения кислотно-имплозионного воздействия
|