ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ППД НА ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ

4.1 Источники водоснабжения

При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды как поверхностных водоёмов (реки, моря, озёра), так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью. Для месторождений, расположенных в районах с хорошо развитой системой рек, для заводнения пластов обычно применяется речная вода, забираемая непосредственно из рек или из артезианских скважин, размещаемых в пойме этих рек.

В первой технологической схеме разработки девонских горизонтов для Ново-Елховской площади основным методом воздействия на продуктивные пласты по площади было внутриконтурное разрезание в сочетании с законтурным: выделение пяти рядов эксплуатационных скважин между законтурным (восточным и западным) и центральным разрезающими рядами, которые размещены параллельно контурам нефтеносности, т е меридионально. Нагнетание закачиваемой воды в скважины центрального ряда оказалась не эффективным, т.к. линзы коллекторов в эксплуатационных рядах, как правило, не имели связи с нагнетательными скважинами.

Для устранения недостатков линейного заводнения стало применяться очаговое заводнение, которое позволило в короткие сроки в результате

целенаправленной закачки воды прекратить снижение пластового давления и начать его восстановление и получить существенный прирост добычи нефти – до 25% в сравнении с предшествующим периодом.

Дальнейшее разукрупнение объекта путем организации индивидуального воздействия на пласты, бурение специальных нагнетательных скважин, применение циклического заводнения с переменой направления потоков.

Размещение нагнетательных скважин и совмещение в них пластов образовались ряды не менее чем из 3-4 скважин для повышения эффекта от смены направления потоков.

Методы циклического воздействия и изменения направления фильтрационных потоков позволяет значительно увеличить охват заводнением запасов нефти, сосредоточенных в тупиковых и застойных зонах.

Эффективность методов заключается в том, что они могут применяться в зонах с высокой остаточной нефтенасыщенностью после стационарного заводнения. [2]

4.2 Оборудование нагнетательных скважин

Гидрогеологические условия разреза нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» позволяют бурить скважины с применением одноколонной конструкции. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации, охраны недр и предотвращения загрязнения подземных пресных водоносных горизонтов и окружающей среды ствол скважины обсаживают направлением, кондуктором и эксплуатационной колонной (ЭК) или направлением, кондуктором, технической и эксплуатационной колонной.

Строительство новой нагнетательной скважины должно осуществляться согласно утверждённому проекту, разработанному проектной организацией, имеющей лицензию на проектные работы.

Арматура устья нагнетательной скважины должна выбираться в зависимости от максимального ожидаемого давления нагнетания.

Глубина спуска направления колеблется в пределах от 20 до 50 м в зависимости от литологической характеристики, водоносности разреза и абсолютной отметки местности. Направление цементируют с подъёмом цементного раствора в заколонном пространстве до устья.

Верхний разрез ствола скважины, включая кровельную часть артинских отложений, крепится кондуктором, глубина спуска которого определяется абсолютной отметкой местности, осложнённостью разреза и составляет от 170 до 350 м. Кондуктор цементируют с подъёмом цементного раствора в заколонном пространстве до устья.

Весь вскрытый бурением разрез перекрывают эксплуатационной колонной. Цементный раствор за эксплуатационной колонной поднимают до устья или выше башмака кондуктора.

При закачке сточных и пластовых вод контроль герметичности эксплуатационных колонн нагнетательных скважин, не оборудованных пакером, следует проводить не реже одного раза в год, в том числе без подъёма подземного оборудования.

При закачке пресных вод, а также для бездействующих или простаивающих нагнетательных скважин более года, исследование технического состояния нагнетательных скважин, не оборудованных пакером – не реже одного раза в 2 года, в том числе без подъёма подземного оборудования.

При наличии пакера, закачанной антикоррозионной жидкости (АКЖ) в межтрубное пространство и НКТ без антикоррозионного покрытия контроль герметичности эксплуатационных колонн следует проводить с подъёмом подземного оборудования при потере герметичности системы или при проведении ГТМ, но не реже одного раза в 2 года. Исследования без подъёма глубинного оборудования для данного типа скважин осуществлять не реже одного раза в год.

При наличии пакера, закачанной АКЖ и НКТ повышенной надежности, контроль герметичности эксплуатационных колонн следует проводить с подъёмом подземного оборудования при потере герметичности системы или при проведении ГТМ, но не реже одного раза в 5 лет. Исследования без подъёма глубинного оборудования для данного типа скважин осуществлять не реже одного раза в 3 года при наличии одного пласта и не реже одного раза в год при наличии двух и более пластов (для определения работающих интервалов, отбивки забоя и др.).

Требования к устьевому и внутрискважинному оборудованию и эксплуатации нагнетательных скважин

Оборудование нагнетательной скважины должно обеспечивать надёжную герметизацию устья и эксплуатационной колонны, исключение проникновения минерализованных сточных вод в пресные водоносные горизонты и возможность проведения геофизических исследований и работ по восстановлению приемистости скважины и других технологических работ.

Устье нагнетательной скважины должно оборудоваться арматурой, обеспечивающей её герметичность, подвеску колонны НКТ, возможность подсоединения накладного расходомера для контрольных измерений и давления нагнетаемой воды, проведение геофизических исследований и работ по восстановлению приёмистости скважины и других технологических работ.

Устьевая арматура для нагнетательных скважин должна быть оснащена следующими элементами:

– манометром, установленным на центральном или боковом отводе ёлки арматуры, для определения давления нагнетания воды (или гнездом для него);

– манометром, установленным на боковом отводе трубной головки (крестовины) арматуры, для контроля за давлением в межтрубном пространстве скважины (или гнездом для него);

– обратным клапаном, установленным на боковом отводе ёлки арматуры (манифольде) для исключения возможности обратного перетока воды из скважины при временном прекращении нагнетания (например, при циклической закачке или повреждении водовода).

Вновь вводимые нагнетательные скважины независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента должны оборудоваться колонной насосно-компрессорных труб в антикоррозионном исполнении, и пакерующим устройством (пакером), обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны.

Беспакерная эксплуатация нагнетательных скважин допускается:

- для новых скважин, вышедших из бурения, с цементированием ЭК до устья;

- для эксплуатационных (технически исправных) скважин с УЦК за эксплуатационной колонной выше башмака кондуктора;

- при оборудовании дополнительной 89, 102 или 114 мм колонной труб с защитным антикоррозионным покрытием внутренней поверхности и заливкой цемента затрубного пространства до устья скважины.

Пакерная эксплуатация нагнетательных скважин осуществляется следующим образом:

- при оборудовании 60, 73 или 89 мм колонной НКТ – металлических без антикоррозионного покрытия, стеклопластиковых и полимернопокрытых;

- при оборудовании съемной 89, 102 или 114 мм колонной труб с защитным антикоррозионным покрытием внутренней и наружной поверхности труб и посадочно-пакерующим устройством;

- при оборудовании съемной 73, 89 или 114 мм колонной стеклопластиковых труб с посадочно-пакерующим устройством.

Для обеспечения герметичности резьбовых соединений труб необходимо применять герметики или высокогерметичные муфты (ВГМ).

При любом ремонте скважины производить проверку герметичности колонны НКТ опрессовкой. Колонна НКТ должна быть оборудована седлом для её опрессовки.

Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента согласно. Для защиты от замерзания при кратковременных остановках рекомендуется теплоизолировать устьевую арматуру нагнетательной скважины согласно «Технологической инструкции по монтажу теплоизоляционных кожухов из пенополиуретана на устьевую арматуру нагнетательных скважин и их демонтажу при проведении работ по обслуживанию и ремонту устьевых арматур». При уменьшении технологической потребности в закачке пресной воды необходимо обеспечить циркуляцию воды в системе.

4.3 Требования к закачиваемойводе
Требования к качеству сточных и пластовых вод, закачиваемых в нагнетательные скважины

Сточная вода, закачиваемая в продуктивный горизонт, должна быть подготовлена и иметь такое качество, чтобы обеспечить вытеснение нефти, длительную и устойчивую приёмистость нагнетательных скважин в заданных объёмах при оптимальном давлении закачки воды. Требования настоящего стандарта, предъявляемые к качеству сточных вод, распространяются и на пластовые воды, закачиваемые в продуктивный горизонт.

Водородный показатель (рН)

Значение рН должно находиться в пределах от 4,5 до 8,5.Закачиваемая вода при контакте в пластовых условиях с пластовой водой и породой коллектора должна сохранять стабильность при изменении температуры и давления, быть совместимой с пластовой водой и породой пласта, не способствовать осадкообразованию.

Размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти

Допустимый размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти в закачиваемой воде определяются расчетным путем или по номограммам в зависимости от пористости и проницаемости продуктивного пласта согласно РД 153-39.0-456-06.

Содержание растворенного сероводорода и ионов железа

В воде, нагнетаемой в продуктивные коллекторы, пластовые воды которых не содержат сероводород или содержат ионы железа, сероводород должен отсутствовать. В воде, закачиваемой в продуктивные пласты, содержащие сероводород, ионы железа должны отсутствовать.

Содержание нефти и механических примесей

Допустимое содержание нефти и механических примесей приводится в таблице 24.

Таблица 24 – Допустимое содержание в воде нефти и механических примесей

Для повышения вытесняющих свойств воды и более длительного сохранения приёмистости нагнетательных скважин рекомендуется снижать содержание нефти и механических примесей для приведения в соответствие с коллекторскими свойствами пластов.

Содержание растворённого кислорода

Предельное содержание растворённого кислорода в воде допускается не более 0,5 мг/дм³.

Набухаемость пластовых глин

Набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должна превышать значения их набухаемости в своей пластовой воде конкретного месторождения.

Коррозионная активность

При скорости коррозии свыше 0,1 мм/год необходимо выявить причины и предусматривать мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования.

Содержание сульфатвосстанавливающих бактерий взакачиваемой

сточной воде

Сульфатвосстанавливающие бактерии должны отсутствовать в закачиваемой сточной воде. Допускается присутствие сульфатвосстанавливающих бактерий в концентрации не более, чем 10¹ кл/мл в сточной воде, содержащей сероводород свыше 100 мг/дм³.

Требования к качеству пресных вод, закачиваемых в нагнетательные скважины

Твердые взвешенные частицы

Концентрацию ТВЧ и их дисперсность следует нормировать для каждого конкретного месторождения с учетом коллекторских свойств заводняемых пластов (таблица 25).

Таблица 25 – Допустимые концентрация ТВЧ и их дисперсность с учетом коллекторских свойств заводняемых пластов

Сульфатвосстанавливающие бактерии

СВБ в закачиваемой пресной воде должны отсутствовать.

Коррозионная активность

Скорость коррозии в закачиваемой пресной воде не должна превышать значения 0,1 мм/год.

Учитывая, что при протекании коррозионных процессов на внутренней поверхности водоводов, перекачивающих пресную воду, образуются прочные окисные пленки, которые выполняют роль защитного покрытия, применение труб со специальным антикоррозионным внутренним покрытием не обязательно.

Набухаемость пластовых глин

Набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должна превышать значения их набухаемости в пластовой воде конкретного месторождения. В связи с увеличенной набухаемостью глин в пресной воде не рекомендуется их использование для коллекторов с коэффициентом объемной глинистости более 2 %, проницаемостью менее 0,1 мкм² для коллекторов терригенного девона и с коэффициентом объемной глинистости более 2 %, коэффициентом пористости скелета менее значения 32,6633 lg (к_гл) + 12,1683 для терригенных пород нижнего карбона.

Стабильность и совместимость с пластовой водой и породой пласта

Пресная вода должна сохранять стабильность при изменении температуры и давления, быть совместимой с пластовой водой и породой пласта, не способствовать осадкообразованию.

5 ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин на Ново-Елховской площади осложнена такими факторами, как:

- отложение парафина и АСПО;

- отложение солей и гипса;

- отложение песка или пескообразование;

- вредное влияние газа;

- повреждение пласта;

- коррозия подземного и наземного оборудования.

Формирование отложений парафина и АСПО

Проблема АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая температура для девонских отложений месторождений РТ колеблется в пределах от 29 до 34 ⁰С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует диапазон температуры 26-30 ⁰С и давления 6-9 МПа. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений со стенок НКТ потоком продукции, и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации. При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

-подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперсности водонефтяного потока;

-применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

-снижение динамического уровня в скважине

-увеличение глубины погружения насоса;

-применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины.[4]

В процессе эксплуатации сталкиваются с проблемой образования отложений гипса на забое скважины. Это приводит к тому, что интервал перфорации перекрывается и в результате дебит скважины значительно снижается при росте обводненности. Скважина выходит в ОКРС, что влечет за собой большие финансовые затраты как на капитальный ремонт скважины (необходимо разбуривание отложений гипса с целью очистки интервала перфорации забоя скважины), так и из-за потерь нефти в процессе простоя скважины.

Для борьбы с отложениями гипса используются ингибиторы солеотложения СНПХ-5312Т и ИСБ-1, предназначенные для защиты скважины и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата кальция в условиях минерализации попутно добываемых вод.

В настоящее время дозировка реагентов для внутрискважинной обработки продукции скважин ведется через затрубное пространство, путем подачи их устьевыми дозаторами. Устьевые дозаторы устанавливаются на устье скважин для подачи реагента в затрубное пространство и в нефтепроводы. Распространение получили два основных типа устьевых дозаторов: УДС — с приводом от балансира привода штангового насоса и УДЭ — с электроприводом.

Применение устьевых дозаторов может быть неэффективно, если реагент легче добываемой продукции. Также реагент в затрубном пространстве растекается по стенкам скважины, что ведет к его перерасходу, особенно при низких динамических уровнях.

В этих условиях разработан глубинный дозатор, который предлагается для подачи реагента на прием насоса ШГН.

В скважины, ведущие добычу в рыхлых песчаниках, вместе с нефтью обычно поступает некоторое количество песка. Несмотря на то, что часть этого песка выносится на поверхность, большая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающееся накопление песка в скважине рано или поздно сократит скорость добычи нефти и может полностью остановить производство. Если возникает такая проблема, известная под названием пескообразование, вызывают подъемную установку, оборудованную песочным насосом. Песочный насос — это специальная желонка для удаления песка из скважины.

Если пескообразование скважины продолжается, могут потребоваться профилактические мероприятия. Одним из наиболее часто применяемых методов борьбы с пескообразованием является устройство гравийных фильтров. В скважине устанавливается гравийный фильтр, на уровне продуктивного пласта помещается щелевая гильза и тщательно подобранный по размеру гравий засыпается снаружи по периметру гильзы. Гравий крупнее песка из пласта, но достаточно мелок, чтобы песчинки не могли проходить через его слой. Таким образом, гравий образует пробку, через которую может проходить нефть, но не песок.

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.

Итак, уменьшение подачи насоса под влиянием свободного газа заключается в следующем.

Попадающий в цилиндр газ занимает часть рабочего объема цилиндра и тем самым снижает подачу жидкости насосом.

Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважин УСШН является обводнение продукции.[3]

При обводнении выше 50% в скважинах образуется эмульсия типа «нефть в воде». Это сопровождается резким ростом утечек в соединениях труб, износом штанговых муфт и внутренней поверхности труб, снижением усталостной прочности штанг.

От структуры потока нефтеводяной смеси зависят и гидродинамические сопротивления в насосном подъёмнике.

Практика эксплуатации показывает, что наибольшие гидродинамические сопротивления в насосном подъёмнике возникают при обводнённости 40-80%.

Образование и стойкость нефтяных эмульсий в основном определяются скоростью движения нефтяной смеси, относительной величиной содержания фаз, физико-химическими свойствами этих фаз и температурным режимом.

Повреждение пласта наблюдается, если с пластом, окружающим скважину, происходит что-то, снижающее добычу нефти. Например, избыточное нарастание обводнения в окрестностях скважины затормаживает ток нефти. Глинистая пробка — накопление бурового раствора вокруг скважины в продуктивном интервале, также может снизить скорость тока нефти. Во многих сланцевых продуктивных пластах буровой раствор, используемый при капитальном ремонте, может вызвать набухание глины и полностью прекратить приток нефти.

Скважины с таким типом повреждений обрабатывают кислотами, реагентами для смывки глины, смачивающими реагентами и/или другими специальными химикатами. Эти материалы закачиваются в пласт и через какое-то время выкачиваются на поверхность. Это высококвалифицированные операции, требующие специальных насосных грузовиков и оборудования.

В основном на Ново-Елховской площади осложнения, связанные с парафино отложениями. В связи с этим на Ново-Елховской площади используют различные скребки: пластинчатые (78), одинарные (34), полимерные (10). Из-за них мероприятия по ГТМ: увеличение длины хода, проведение ПРС, перемонтаж СК, чистка забоя и др.

Из-за высокой обводненности скважин на Ново-Елховской площади, проблема парафинизации наиболее обострена.

6 ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Характерной особенностью подземного ремонта является то, что при различных его назначениях могут выполняться одни и те же операции. Например, при изменении глубины подвески ШСН и при гидроразрыве выполняют спуско-подъемные операции и т. п. Независимо от целей подземного ремонта одинаковые по своему содержанию операции, входящие в него, требуют использования одних и тех же специализированных машин и инструментов.

При подземном ремонте выполняются следующие операции :

- транспортные (доставка к скважине необходимого оборудова­ния и инструмента);

- подготовительные (установка оборудования на площадке у скважины и подготовка его к работе);

- спускоподъемные (извлечение или спуск в скважину обору­дования);

- собственно операции ремонта;

- заключительные - свертывание комплекса оборудования и под­готовка его к транспортировке.

Подземный ремонт скважин включает в себя текущий и капитальный ремонты. А текущий в свою очередь, подразделяется на предупредительный, вынужденный и технологические работы.

Предупредительный ремонт в зависимости от спосо­ба эксплуатации скважины включает следующие операции:

При фонтанной или компрессорной эксплуатации:

- спуск или подъем колонн труб;

- замену отдельных изношенных или имеющих дефекты труб;

- установку или замену пакеров, якорей, газлифтных клапанов, клапанов-отсекателей;

- очистку внутренней полости труб от песка, парафина, солей или продуктов коррозии (с подъемом и без подъема труб на поверх­ность);

- промывку пробок.

При эксплуатации ШСН:

к перечисленным операциям добавляют:

- спуск или подъем насоса, проверку его состояния, замену но­вым:

- проверку и замену клапанных узлов;

- проверку, очистку или замену защитных приспособлений насо­са;

- спуск, подъем или замену подземного оборудования скважин, оборудованных ЭЦН;

- установку или замену клапанов отсекателей.

Вынужденный ремонт проводят для устранения внезап­но появившихся отказов или дефектов в работе оборудования :

- ликвидация обрывов или отвинчивания колонны насосных штанг;

- расхаживание заклиненного плунжера;

- расхаживание прихваченных труб.

При текущих ремонтах целесообразно совмещать несколько операций; например, при замене ШСН целесообразно очистить поднятые трубы от песка или парафина, осмотреть и отбраковать дефектные штанги и трубы и т.п.

К технологическим работам относятся:

- изменение глубины подвески рядов труб или их диаметров при Фонтанной или газлифтной эксплуатации;

- изменение глубины подвески насоса;

- замена насоса на другой;

Необходимо отметить, что такое деление операций на перечисленные группы достаточно условно, но оно приводится здесь для облегчения понимания назначения и целей всего многообразия работ, проводимых со скважиной и оборудованием, спущенным в неё.

Капитальный ремонт скважин включает в себя операции, связанные с ремонтом собственно скважины и воздействием на призабойную зону и пласт. Кроме того, обычно к ним относятсложные вынужденные операции текущего ремонта, например извлечение оборванных штанг и труб.

В 2010 году НГДУ «Елховнефть» успешно выполнило запланированные работы в области КРС, достигнув плановые показатели по дополнительной добыче и эффективности работ.

По добывающему фонду скважин произведено 172 капитальных ремонтов или 54% от общего количества ремонтов, на нагнетательных скважинах – 142 ремонта.

В общем объеме КРС 40% приходится на ремонты направленные на прирост добычи нефти.
По добывающим скважинам на карбонатных коллекторах успешность составила – 59 %, прирост – 2,38 т/сут, при плане 2,42т/сут.

В рамках ОПР были проведены обработки призабойной зоны с применением реагента «Химеко-ГАНГ» на 10 нагнетательных скважинах, показавшие довольно высокую технологическую эффективность.

Основной задачей капитального ремонта скважин остается поддержание фонда в работоспособном состоянии.

С начала года КРС по восстановлению базовой добычи нефти и поддержанию работоспособности фонда скважин проведены на 42 добывающих и 99 нагнетательных скважинах.

Эксплуатационный фонд с каждым годом стареет и на сегодня средний возраст скважин составляет 27 лет. В данной ситуации естественным является увеличение нарушений эксплуатационных колонн. Следовательно, актуален вопрос выбора технологии герметизации эксплуатационныхколонн, обеспечивающей продолжительную эксплуатацию скважины после ремонта без повторного вскрытия нарушения. В последние годы возросла доля ремонтов с внедрением доп. колонн или хвостовиков, что позволило сократить количество скважин с повторными нарушениями колонн. Сократилась трудоемкость, аварийность и стоимость выполняемых работ, увеличилась технологическая успешность ремонтов благодаря применению таких технологий как внедрение доп. колонн (хвостовиков) с использованием опрессовочного клапана цементирования (КОЦ), стыковочный узел при наращивании дополнительных колонн, герметизация нарушений эксплуатационныхколонн без установки отсекающих цементных мостов, установка манжетного цементирования (УМЦ) для исключения предварительных заливок при внедрении цементируемых хвостовиков.

В последние годы доля ремонтов по герметизации эксплуатационныхколонн с внедрением доп. колонн или хвостовиков растет и составляет в 2010 году - 62% (в 2009 году - 58%).

Таблице 26 - Динамика внедрения дополнительных колонн по годам в НГДУ «Елховнефть».

Ликвидация заколонных перетоков проводилась в основном по технологии закачки ВНП с закреплением цемента. Успешность проведенных работ составила 67%. Несмотря на совершенствование технологий ликвидации заколонных перетоков, эффективность данных работ остается на невысоком уровне. Это обусловлено в первую очередь значительным ухудшением в процессе ремонта коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта, не обеспечивающим рентабельную эксплуатацию скважины. Дополнительная добыча за счет КРС, направленных на восстановление базовой добычи, составила 25,147 тыс. т при плане 7,17 тыс. т. Получен среднесуточный прирост дебита нефти 4,77 т/сут. при плане -1,94, успешность – 60%.

Успешность КРС, направленных на поддержание работоспособности нагнетательного фонда, составила 71%. Дополнительная добыча составила 23,136т.т. при плане 2,483 т.т. нефти. [2]

7 МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН
По характеру воздействия на призабойную зону методы улучшения ее проницаемости можно разделить на три основные группы: химические, меха­нические и тепловые. Иногда наилучшие результаты дает комбинированное или последовательное применение этих методов.[5]

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов

В отчетном году применялись различные методы ПНП, направленные на стимуляцию работы пласта, на ограничение водопритока, а также на выравнивание профиля приемистости и потокоотклонение. С учетом имеющихся фактических результатов и актуальности решаемых задач список применяемых технологий ПНП в последнее время стабилизировался. Динамика последних лет показывает, что основной акцент в спектре технологий смещается в сторону методов стимуляции для карбонатных коллекторов на добывающем фонде и потокоотклоняющих, профилевыравнивающих технологий для терригенных пластов, что обусловлено их высокой технологической и экономической эффективностью.

В 2010 году выполнение программы по ПНП было проведено с применением 24 технологий.

Научные разработки института «ТатНИПИнефть» составили эффективный комплекс технологий в области стимуляции скважин, позволяющий получить достаточно высокую продуктивность скважин в течение длительного периода эксплуатации.

Методы стимуляции:

1. ЦНСКО произвели на 40 скважинах, дополнительная добыча нефти составила 15287 т, с учетом переходящего эффекта в 2010 году дополнительно добыто 68966 т нефти. Удельная эффективность –382 т/скв. или 2,3 т/сут (при плане 2,5 т/сут). Успешность обработок по данной технологии составила 72,5%.

2. Закачка реагента ПАКС проведена на 9 скважинах (7 добывающих, 2-нагнетательных), дополнительно добыто по ним 4985 т нефти, с учетом переходящего эффекта в 2010 году дополнительно добыто 7817 т нефти. Удельная эффективность – 554 т/скв. Прирост на 1 скважину составил 2,1 т/сут (от обработок добывающих скважин) и 7,8 т/сут (от обработок нагнетательных скважин). Успешность соответственно составила 57% и 100%.

3. Закачка реагента КСМД проведена на 23 скважинах, дополнительно добыто по ним 14717 т нефти. Удельная эффективность – 640 т/скв. Прирост на 1 скважину составил 3,5 т/сут (при плане 2,6 т/сут). Успешность составила 87%.

4. Закачка реагента СНПХ-9030 проводилась на 8 скважинах , дополнительно добыто по ним 2940 т нефти, с учетом переходящего эффекта в 2010 году дополнительно добыто 18517 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 2,4 т/сут. Успешность 87,5% .

Удельная эффективность – 367,5 т/скв.

5. Закачку КРК-А произвели на 8 скважинах, дополнительная добыча нефти составила 2938 т, с учетом переходящего эффекта в 2010 году дополнительно добыто 10579 т нефти. Удельная эффективность – 367 т/скв или 2,5 т/сут. Успешность 75%.

6. Закачку ГКК произвели на 7 добывающих и 4 нагнетательных скважинах, дополнительно добыто по ним 2699 т нефти. Получен прирост 1,3 т/сут по добывающим скважинам и 4,4т/сут по нагнетательным скважинам, удельная эффективность – 245 т/скв. Сучетом переходящего эффекта дополнительная добыча нефти составила 6988 тонн.

7. Закачка реагента НКОВП в рамках ОПР проводилась на 2 скважинах , дополнительно добыто по ним 178 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 2,1 т/сут. Успешность 100% .

8. Газоимпульсное воздействие произвели на 10 добывающих скважинах, дополнительно добыто по ним 2498 т нефти, с учетом переходящего эффекта в 2010 году дополнительно добыто 28049 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 1,7 т/сут .Успешность проведенных обработок составила 70%.

9. ГДРП (газодинамический разрыв пласта) в рамках ОПР произвели на 2 добывающих скважинах, дополнительно добыта по ним 171 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 1,4 т/сут.

10. ДВО в рамках ОПР произвели на 3 добывающих скважинах, дополнительно добыто по ним 609 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 2,1 т/сут.

Итого за счет применения методов стимуляции работы скважин дополнительно добыто 47022т нефти (при плане 40748 т) по 116 скважинам, среднесуточный прирост на скважину составляет 2,7 т/сут при плане 2,6 т/сут, средняя удельная эффективность составляет 405 т/участок.

В процессе эксплуатации продуктивных отложений залежей нефти, на поздней стадии разработки, существует проблема обводнения продукции при неполной выработке запасов. С целью ограничения водопритоков в добывающих скважинах используется методы, направленные на изоляцию пласта и ограничение водопритока:

1. Закачка СНПХ-9633 проводилась на 14 добывающих скважинах. Дополнительно добыто 5105 т нефти, 18593 т нефти с учетом переходящего эффекта. Удельная эффективность 365 т/скв или 2,3 т/сут (при плане 2,9 т/сут). Успешность 64%.

2. Закачку ГКС произвели на 6 скважинах, эффект по ним составил 2317 т нефти, успешность 83% . Прирост дебита нефти на 1 скважину составляет 2,5 т/сут (при плане 2,7 т/сут).

Всего работы по водоограничению произведены на 20 скважинах, дополнительно добыто 6775 т нефти. Среднесуточный прирост на скважину составляет 2,4 т/сут (при плане 2,8 т/сут), дополнительная добыча нефти на 1 скважину в 2010 году составляет в среднем 339 тонн.

Для повышения нефтеотдачи пласта применяются эмульсионные растворы и дисперсные системы, закачиваемые через нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Данные технологии позволяют селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключать в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи.

На нагнетательных скважинах проводились ниже перечисленные технологии, направленные на выравнивание профиля и потокоотклонение:

1. ВУКСЖС - упругая коллоидная система на основе жидкого стекла закачена в 6 скважинах, дополнительная добыча по участкам составила 5171 т нефти, прирост составил 5,3 т/сут (при плане 4,7 т/сут). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча нефти за 2010 год составила 14298 т. Успешность 67%.

2. КПС – капсулированная полимерная система была проведена на 10 скважинах. Дополнительная добыча составила 5146 т нефти (16925 т с переходящими участками). Прирост составил 4,5 т/сут. Удельная эффективность 514,6 т/участок.

3. Сшитая полимерная система (СПС) закачена на 12 скважинах, дополнительно добыто по ним 3916 т нефти. Дополнительная добыча в 2010 году с учетом переходящего эффекта составила 21697 тонн нефти, прирост составил 4,2 т/сут (при плане 4,3 т/сут).

4. Закачка гидрофобной эмульсии (ГЭР) на 15 скважинах позволила добыть дополнительно 4155 т нефти, с учетом переходящего эффекта- 50488 т нефти. Прирост на 1 участок составил 277 т нефти. Удельная эффективность 3,3 т/сут.

5. Закачка щелочной полимерной композиции (ЩПК) проведена на 4 скважинах. Дополнительно добыто 834 т нефти (10261 т с переходящими участками). Прирост на 1 участок составил 208,5 т нефти. Удельная эффективность 5,9 т/сут (при плане 4,8 т/сут), успешность 75%.

6. Закачка ГЕОС-К (осадко-гелеобразующая суспензионная композиция) на 6 скважинах позволила добыть дополнительно 2612 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 435 т. Удельная эффективность 4,0 т/сут.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: