Геотехнологические основы освоения трудноизвлекаемых запасов мелких сложнопостроенныхместорождений нефти (21.09.2009)

Автор: Хузин Ринат Раисович

2201 Январь 2004 г 0,8 2,5 +1,7 3,7 7,4 +3,7 127 2

3554 Декабрь 2003 г. 3,5 8,2 +4,7 50,0 18,0 -32,0 323 3

Кварц+соля-ная кислота 3557 Июль 2003 г. 2,1 4,4 +2,3 6,2 6,2 0 318 8

3568 Сентябрь 2003 г. 2,1 3,0 +0,9 3,7 3,2 -0,5 171 6

Карфас 3577 Февраль 2004 г. 6,5 8,4 +1,9 51,7 36,0 -15,7 88 2

Разработана кислотная композиция для ОПЗ продуктивных пластов скважин с ТрИЗ. Оптимальная рецептура предлагаемого состава определялась на основании полного комплекса лабораторных исследований, результаты которых сведены в таблицу 8.

Таблица 8 – Физико-химические свойства кислотного состава для ОПЗ.

1 Замедление скорости реакции в сравнении с 10 % соляной кислотой, раз 1,7

2 Эмульгируемость с нефтями, % ост. эмульсии 0

3 Фактор интенсификации, раз 2,2

4 Коррозионная активность, г/м2ч 0,5

5 Межфазное натяжение КС на границе с нефтью, мН/см Менее 0,4

Состав был испытан в 2005 году на одиннадцати скважинах

ОАО «Иделойл», за счет чего было добыто 430 т нефти на скважино-операцию.

В целом, в 2005 году, за счет комплексного использования гидродинамических и физико-химических МУН пластов, было добыто свыше 25 тысяч т нефти, что составило 19,5 % от общего объема добычи.

Проведенный анализ показал, что принятый в ОАО «Иделойл» метод системного регулирования процесса разработки является в целом результативным и высокоэффективным. Применение циклического заводнения в сочетании с МУН пластов и ОПЗ нагнетательных и добывающих скважин способствует получению интегрального технологического эффекта в виде дополнительно добытой нефти по отношению к базовому уровню.

Пятая глава посвящена разработке и внедрению инновационных энерго- и ресурсосберегающих технологий в области систем поддержания пластового давления и добычи нефти.

В ходе освоения мелких нефтяных залежей с ограниченным запасом пластовой энергии возникает необходимость формирования системы заводнения на начальном этапе разработки.

Разработан способ разработки многопластового нефтяного месторождения, позволяющий значительно снизить капиталовложения при освоении и эксплуатационные затраты при разработке месторождений нефти. Способ предусматривает размещение скважин на залежи в соответствии с системой разработки, отбор нефти механизированным способом из верхнего и нижнего пластов и искусственное воздействие на пласт для поддержания пластового давления путем закачивания в пласты рабочей жидкости. Сначала отбирается нефть из пластов одновременно и раздельно в одной скважине до снижения забойных давлений до 3…4 МПа. Затем подбираются скважины для одновременно раздельного отбора продукции из одного пласта и закачки жидкости в другой пласт в одной скважине (рисунок 12). При организации закачки в верхний пласт и отбора из нижнего пласта производится их разобщение с помощью пакера, спускаемого на насосно-компрессорных трубах (НКТ) с фильтром. Рабочая жидкость с ингибитором коррозии подается по межтрубному пространству, а с нижнего пласта через фильтр отбирают продукцию пласта. При выборе под закачку нижнего пласта и отборе из верхнего пласта фильтр скважины в интервале верхнего пласта разобщают двумя пакерами. Межтрубное пространство над верхним и нижним пакерами сообщают с помощью обводных каналов, смонтированных на наружной поверхности НКТ.

С целью повышения надежности разобщения пластов и повышения эксплуатационных характеристик при организации заводнения разработана установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта (рисунок 13). Установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта в скважине содержит колонну труб и пакер, установленный между нижним и верхним пластами. Колонна труб выше верхнего пласта оснащена дополнительным пакером, выполненным в виде самоуплотняющейся манжеты. Внутри колонна труб выше верхнего пласта снабжена распределителем потока с двумя сквозными каналами. В колонне труб напротив верхнего пласта установлен полый шток, верхний конец которого размещен в сквозном поворотном канале, а нижний герметично вставлен в поперечную перегородку, выполненную в колонне труб между нижним и верхним пластами. Внутреннее пространство колонны труб сообщено вертикальным сквозным каналом распределителя потока и отверстиями, выполненными в колонне труб с верхним пластом, а заколонное пространство колонны труб выше дополнительного пакера сообщено поворотным сквозным каналом распределителя потока и внутренним пространством полого штока и перфорированными отверстиями хвостовика с нижним пластом. Пакер размещен на нижнем конце колонны труб и выполнен в виде эластичной манжеты, поджимаемым снизу хвостовиком при его опоре на забой.

Рисунок 12 – Устройство Рисунок 13 –Устройство

для совмещенной закачки для одновременной

и отбора закачки жидкости и добычи

При организации системы заводнения на мелких залежах с ТрИЗ, где нет инфраструктуры и месторождения не обустроены, необходимо определение и обеспечение индивидуального оптимального объема воды, закачиваемой в пласт.

Выпускаемые в настоящее время в России насосные установки не в полной мере отвечают вышеперечисленным требованиям.

Разработана регулируемая насосная установка, не имеющая аналога в отечественной промышленности, которая обладает высокими технико-экономическими характеристиками по сравнению с существующими насосными установками и учитывает требования к насосам для организации регулируемой индивидуальной закачки воды в пласт на мелких месторождениях.

Новая разработка обеспечивает замеры объемов закачиваемой жидкости, обладает минимумом движущихся деталей. В конструкции применены простые в обслуживании узлы и детали, а потребление электроэнергии в 3…4 раза ниже, чем у аналогов (АНТ-90, СИН-46).

Установка прошла промысловые испытания на опытном участке семиточечного элемента разработки башкирской залежи Некрасовского месторождения ООО «Карбон-Ойл», представленной низкопроницаемым карбонатным коллектором с высоковязкой нефтью, и показала высокую эффективность. Центральная скв.1278 освоена под нагнетание воды с применением установки в сентябре 2008 г. Регулируемая закачка с помощью нового оборудования позволяет обеспечивать безводную добычу нефти по добывающим скважинам опытного участка. По состоянию на 01.12.08 г. устьевое давление нагнетательной скважины составило 3…4 МПа, приемистость 20…25 м3/сут. Накопленная закачка в пределах элемента разработки составляет 1100 м3. Дополнительная добыча нефти по участку 310 т (2,5 т/сут. на скважину), эффект продолжается. Установка сертифицирована и начато серийное производство.

Значительная доля ТрИЗ нефти МВ и ЮТС сосредоточена на мелких изолированных структурных поднятиях, примыкающих к более крупным месторождениям. Освоение таких залежей традиционными подходами (обустройство, организация заводнения и т.д.) экономически нецелесообразно. В этих условиях альтернативным методом может стать разработка залежи на естественном режиме методом свабирования.

Разработанный автором способ предусматривает установку специального устройства для свабирования перед началом работы в каждой скважине на колонном фланце с помощью болтового соединения. Устройство предназначено для спуско-подъёма оборудования в скважину агрегатами, не имеющими собственной мачты (рисунок 16).

После завершения работы в каждой скважине из числа намеченных к свабированию, в зависимости от полученных результатов их последовательно группируют. Скважины, в которых получены увеличение дебита или его восстановление, эксплуатируют в прежнем режиме, т.е. механизированным способом с использованием глубинного насоса. Скважины, в которых получен высокий дебит при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи, эксплуатируют в режиме свабирования. Скважины, где не получено увеличение дебита, эксплуатируют с использованием сваба в периодическом режиме работы.

Периодический режим эксплуатации скважин свабированием позволяет значительно снизить эксплутационные расходы и продлить рентабельность работы скважины.

При сравнительном анализе изменения дебитов скважин при их переводе из механизированного способа эксплуатации на метод добычи свабированием практически во всех случаях наблюдается увеличение дебитов скважин до 100 % и выше.

Так, скв. 644, 643 Максимкинского месторождения эксплуатировались с помощью винтовых насосов с дебитами 4,1 и 6,5 м3/сут. соответственно. После перевода их на добычу методом свабирования дебит по скв. 644 возрос до 10,2 м3/сут., по скв. 643 ( до 8,6 м3/сут.

Отчасти, увеличение дебитов скважин происходит за счет создания свабом в призабойной зоне пласта знакопеременных градиентов давления, что значительно снижает влияние капиллярно-гравитационных сил в коллекторе, увеличивая тем самым продуктивность скважины.

Однако в случае с карбонатным коллектором трещинно-порового типа, в отличие от коллекторов порового типа, процессы перераспределения давления происходят с запаздыванием, т.к. течение флюида к забою скважин возможно только по трещинам, а их подпитка осуществляется из матриц, наполнение которых происходит в результате капиллярной пропитки.

С целью уточнения представлений о механизме изменения ФЕС в процессе свабирования на скв. 21 Свердловского поднятия были проведены исследовательские работы. Объектом эксплуатации являются верейские отложения с порово-трещинным типом пласта, размер залежи 2,1 * 0,8 км. По состоянию на 1.03.2009 г. пластовое давление составило 5,7 МПа, дебит скважины – 1,4 м3/сут безводной нефти.

По залежам с ТрИЗ механизм взаимосвязи необратимых деформаций пород при снижении давления ниже предельно допустимых с изменением ФЕС и продуктивности карбонатного коллектора остается малоизученным.

Считается, что снижение забойного давления ниже допустимого приводит к необратимым изменениям ФЕС карбонатных пластов (смыканию трещин), вследствие чего многократно снижается продуктивность скважины.

Действительно, при достижении критического давления карбонатные коллектора сжимаются и не пропускают жидкость к скважине. Однако, переступив этот порог, можно улучшить ФЕС пласта за счет образования микротрещин.


загрузка...