Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карама

Введение

Проблема АСПО возникла с момента строительства первой эксплуатационной скважины и по сей день не теряет своей актуальности. Многочисленные методы для борьбы с АСПО предложенные за этот столь продолжительный период не дают 100%-го положительного результата, а половина из них, при своей небольшой эффективности, оценивается недешево как по капитальным, так и по амортизационным затратам.

Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, осложняются комплексом

проблем, связанных с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению добычи нефти, уменьшению межремонтного периода работы скважин и эффективности работы насосных установок.

Существуют различные методы борьбы с парафиноотложениями. Одним

из перспективных методов борьбы является химический способ. Для очистки порового пространства призабойной зоны пласта от органических высокомолекулярных асфальтено-смолистых и парафиновых отложений наиболее широкое применение получили углеводородные растворители и композиции на основе отходов нефтехимических производств. Однако за последнее время резко выросла стоимость применяемых химических реагентов из-за требуемого большого расхода реагента на тонну нефти, что негативно влияет на себестоимость добываемой нефти. В связи с этим возникает необходимость в поиске более дешевых, доступных и вместе с тем эффективных реагентов для удаления АСПО. Таким реагентом является композиция КРК, представляющая собой эффективный, доступный и дешевый растворитель АСПО и, предназначенная для увеличения продуктивности добывающих скважин за счет восстановления фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта в результате растворения АСПО.

Основной задачей курсового проекта является оценка эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторождения. Для решения поставленной задачи необходимо:

Провести анализ динамики Кпр по скважинам Карамалинской площади, выявить положительный эффект от реализации методов восстановления продуктивности

Провести сравнительный анализ технологической эффективности методов восстановления продуктивности

Выбрать скважины для проведения ОПЗ закачкой КРК

На основании оценки эффективности применения технологии КРК сделать выводы и дать рекомендации.

12. Выводы и рекомендации по дальнейшему применению метода ОПЗ закачкой КРК на промысловом объекте

Рассматриваемая в курсовом проекте Карамалинская площадь Ромашкинского месторождения введена в пробную эксплуатацию в 1963, находится на последней стадии разработки, характеризующейся неуклонным падением уровня добычи нефти, что объясняется ухудшением структуры запасов, объектами разработки являются: терригенные отложения пашийского горизонта.

Основными причинами ухудшения проницаемости ПЗП являются: закачка в пласт для ППД сильно загрязненной нефтепродуктами, мех.примесями и продуктами коррозии воды; выпадение в ПЗП твердых компонентов нефти, солей сложного химического состава; засорение перфорационных отверстий, несовершенная технология бурения, цементирования и вторичного вскрытия продуктивных пластов, когда под воздействием репрессии задавливается значительное количество фильтрата бурового раствора, цемента и других технологических жидкостей; глушение скважин некачественными технологическими жидкостями и рассолами и т.д.

На Карамалинской площади Ромашкинского месторождения применялись такие методы восстановления продуктивности скважин, как МИА-ПРОМ, СНПХ-9030, СНПХ-9350,ТБИВ и КРК. В данной работе главным рассматриваемым методом является метод КРК. Общее количество скважин, обработанных этим методом в период с 2006 по 2009 год, составляет 6 шт. Дополнительная добыча по всем скважинам составила 4326 тонн. Во всех исследуемых скважинах этот метод дал положительный результат, дополнительная добыча в среднем составила 618 т/скв. Удельная эффективность при сравнении всех методов оказалась максимальной при применении метода КРК (606 т/скв), затем идет метод СНПХ-9350 (545 т/скв). Наименьшая удельная эффективность у метода МИА-ПРОМ (311,5 т/скв.).

По результатам расчёта технологического процесса закачки композиции КРК получили, что среднее значение объёма композиции для проведения технологии составляет 7,42 м3, объем композиции увеличивается с увеличением радиуса призабойной зоны, в пределах которого давление не превышает давления насыщения, эффективной толщины продуктивного пласта.

Исходя из результатов проведенного анализа можно сделать выводы, что проведенный метод КРК на Карамалинской площади Ромашкинского месторождения эффективен с технологической точки зрения, так как при его применении был получен большой удельный эффект и практически в 1,5-2 раза увеличился коэффициент продуктивности, чем при применении других методов.

Таким образом, дальнейшее применение КРК можно считать целесообразным на Карамалинской площади. Кроме того, необходимо отметить, что технология КРК безотходна, благодаря использованию растворителей, являющимися продуктами переработки нефти.

8.Расчет технологической эффективности методов восстановления продуктивности скважин на промысловом объекте

Расчет технологической эффективности методов восстановления продуктивности скважин проводим по методу «прямого счета».Эта методика может применяться для экспрессной оценки эффекта МУН.

Суть методики заключается в следующем.

В координатах «месячная добыча нефти - календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц на 1 год раньше месяца начала воздействия, т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев, причем за 12-й месяц предыстории принимаем месяц начала воздействия метода. На график ( рис. 8.1) наносим точки месячной добычи из указанных скважин по месяцам до и после воздействия предыстории и истории. Проводим вертикальную прямую точку, которая делит время на две части (до и после воздействия).

Далее по эксплуатационным карточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1829 т) и среднемесячную добычу за этот период (152,4 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия. Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадрантную диаграмму, на которой в первом квадранте оказалось 6 точки, во втором - 1 точек, в третьем - 0 и в четвертом квадранте - 5 точек. [8]

Для определения наличия тренда и его надежности предлагается использовать коэффициент ассоциации Юла:

КаЮл =

, (8.1)

где а, б, в, г - количество точек в соответствующих квадрантах. Если КаЮл больше 0.7, считают тренд установленным и достаточно надежным.

Отсюда по формуле (8.1) коэффициент ассоциации Юла равен:

КаЮл =

,

Поскольку К.Юл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Для количественной оценки эффективности воздействия определяем:

суммарную добычу нефти после начала воздействия;

среднемесячную добычу нефти после воздействия;

дополнительную добычу нефти;

долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия;

фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени;

используя расчетную базовую добычу нефти и среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории, сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью.[8]

«Прямой» счет по методу КРК для скважины № 9843

ΣQн = Σqiн2 (8.2)

По формуле (8.2) определяем:

ΣQн = 199+176+187+130+132+84+240+247+239+67+27+101=1829 т/мес

Qср.н=

(8.3)

Qср.н =

152,4т/мес.

Qбаз.=60 т/мес.

= =154% (8.4)

Среднемесячная добыча, после воздействия, оказалось на 154% больше базовой.

∆Q=(Qср-Qбаз.)*n (8.5)

Определим по формуле (8.5):

∆Q =(152.4-60)*12=1109 т/мес.

= =60,6 % (8.6)

Дополнительная добыча нефти составляет 60,6% от всей добычи нефти после воздействия.

Qср.в1 =

(8.7)

Qср.в2 =

(8.8)

Определяем по формуле (8.7) и (8.8):

Qср.в1 =

Qср.в2 =

Wфакт.ср.1= (8.9)

Wфакт.ср.1=

Wфакт.ср.2=

(8.10)

Wфакт.ср.2=

Wср.1

(8.11)

Wср.1=

9.Wcр.2=

(8.12)

Wcр.2=

Для последующих скважин расчеты ведутся по тем же формулам.

Скв. 9843

Рис.8.1 Зависимость qн от времени.

Таблица 8.1

Полученные результаты скважины № 9843

а	6
б	1
в	0
г	5
КаЮл	0.96
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	1644
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	274
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	714
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	119
Добыча нефти после воздейсвия, т	1829
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	152,4
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	60
Дополнительная добыча, т	1108,8
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	56,6
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	43,4
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	52,4
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	45,7

Таблица 8.2

Полученные результаты скважины № 13754

а	4
б	2
в	2
г	4
КаЮл	0,6
Добыча нефти за первые 8 месяцев предыстории, т	402
Среднемесячная добыча нефти за первые 8 месяцев предыстории, т/мес	67
Добыча нефти за вторые 8 месяцев предыстории, т	167
Среднемесячная добыча нефти за первые 8 месяцев предыстории, т/мес	27
Добыча нефти после воздейсвия, т	327
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	27,25
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	10
Дополнительная добыча, т	414
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	30,26
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	69,73
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	39,77
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	60,34

Таблица 8.3

Полученные результаты скважины № 9984

а	6
б	3
в	0
г	3
КаЮл	1
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	642
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	107
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	498
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	83
Добыча нефти после воздейсвия, т	1145
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	95,41
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	77
Дополнительная добыча, т	442
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	41,14
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	58,85
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	45,17
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	54,10

Таблица 8.4

Полученные результаты скважины № 28651

а	8
б	4
в	3
г	7
КаЮл	0,647
Добыча нефти за первые 12 месяцев предыстории, т	978
Среднемесячная добыча нефти за первые 12 месяцев предыстории, т/мес	81,5
Добыча нефти за вторые 12 месяцев предыстории, т	938
Среднемесячная добыча нефти за первые 12 месяцев предыстории, т/мес	78,12
Добыча нефти после воздейсвия, т	2883
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	120,13
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	73
Дополнительная добыча, т	1131
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	37,4
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	62,6
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	22,3
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	32,4

Таблица 8.5

Полученные результаты скважины № 28697

а	4
б	3
в	1
г	4
КаЮл	0,684
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	315
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	52,5
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	281
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	46,84
Добыча нефти после воздейсвия, т	580
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	48,34
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	47
Дополнительная добыча, т	32
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	59,28058
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	40,71942
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	55,97826
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	46,62273

Таблица 8.6

Полученные результаты скважины № 9925

а	6
б	1
в	0
г	5
КаЮл	1
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	736
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	112
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	397
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	66
Добыча нефти после воздейсвия, т	1144
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	95,3
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	47
Дополнительная добыча, т	580
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	60,13
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	39,86
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	57,70
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	47,48

Для сравнения с методом КРК рассмотрим следующие методы ,по которым также произведем расчет по методике «прямого» счета:

МИА-ПРОМ

КХДВ-СНПХ-9030

СНПХ-9350

Термобороимплозионное воздействие (ТБИВ)

МИА-ПРОМ: Закачка этого реагента производилась в трех скважинах Карамалинской площади: 546, 9869, 19055.

Таблица 8.7

Полученные результаты скважины № 546

а	4
б	1
в	2
г	4
КаЮл	0,78
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	964
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	160,67
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	631
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	105,17
Добыча нефти после воздейсвия, т	1489
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	124,08
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	25
Дополнительная добыча, т	1189
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	79,1
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	20,9
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	60,3
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	28,6

Таблица 8.8

Полученные результаты скважины № 19101

а	3
б	4
в	3
г	2
КаЮл	0
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	182
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	30,3
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	196
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	32,7

Продолжение таблицы 8.8

Добыча нефти после воздейсвия, т	397
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	33,08
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	29
Дополнительная добыча, т	49
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	50,6
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	49,3
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	50,4
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	49,7

Таблица 8.9

Полученные результаты скважины № 9869

а	5
б	4
в	1
г	2
КаЮл	0,43
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	455
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	75,8
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	351
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	58,5
Добыча нефти после воздейсвия, т	943
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	78,6
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	49
Дополнительная добыча, т	355
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	47,4
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	52,6
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	65,9
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	68,1

КХДВ-СНПХ-9030: Закачка этого реагента производилась в 5 скважинах Карамалинской площади: 13634, 28372, 9943, 28609, 9824.

Таблица 8.10

Полученные результаты скважины № 13634

а	5
б	2
в	4
г	8
КаЮл	0,67

Продолжение таблицы 8.10

Добыча нефти за первые 10 месяцев предыстории, т	68
Среднемесячная добыча нефти за первые 10 месяцев предыстории, т/мес	6,8
Добыча нефти за вторые 10 месяцев предыстории, т	79
Среднемесячная добыча нефти за первые 10 месяцев предыстории, т/мес	7,9
Добыча нефти после воздейсвия, т	430
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	22,6
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	4,1
Дополнительная добыча, т	444,7
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	35,6
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	64,4
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	88,9
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	94,9

Таблица 8.11

Полученные результаты скважины № 28372

а	4
б	3
в	1
г	4
КаЮл	0,68
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	240
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	44
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	172
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	28,7
Добыча нефти после воздейсвия, т	312
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	26
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	11
Дополнительная добыча, т	180
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	82,2
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	17,8
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	98,2
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	92,2

Таблица 8.12

Полученные результаты скважины № 9943

а	5
б	2
в	1
г	4
КаЮл	0,81
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	130

Продолжение 8.12

Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	21
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	89
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	14
Добыча нефти после воздейсвия, т	841
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	70
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	19
Дополнительная добыча, т	708
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	66,8
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	33,2
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	96,3
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	92,8

Таблица 8.13

Полученные результаты скважины № 28609

а	4
б	1
в	2
г	5
КаЮл	0,81
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	540
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	90
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	380
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	53
Добыча нефти после воздейсвия, т	541
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	45
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	43
Дополнительная добыча, т	132
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	58,8
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	41,2
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	96,9
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	95,7

Таблица 8.14

Полученные результаты скважины № 9824

а	4
б	0
в	1
г	5
КаЮл	1
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	1644
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	274

Продолжение таблицы 8.14

Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	714
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	119
Добыча нефти после воздейсвия, т	1829
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	152,4
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	58
Дополнительная добыча, т	1133
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	60,6
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	97,8
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	97,4
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	99,2

СНПХ-9350: Закачка этого реагента производилась в 5 скважинах Карамалинской площади: 5095, 9896, 9938, 9961, 9986.

Таблица 8.15

Полученные результаты скважины № 5095

а	5
б	1
в	1
г	5
КаЮл	0,92
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	80
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	13,3
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	31
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	5,2
Добыча нефти после воздейсвия, т	42
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	3,5
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	2,3
Дополнительная добыча, т	14,4
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	33,8
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	66,2
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	87,0
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	92,9

Таблица 8.16

Полученные результаты скважины № 9938

а	5
б	1
в	1
г	5
КаЮл	0,92
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	882
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	147
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	617
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	102,8
Добыча нефти после воздейсвия, т	400
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	33,3
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	85
Дополнительная добыча, т	0
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	50,4
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	49,6
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	40,2
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	39,8

Таблица 8.17

Полученные результаты скважины № 9896

а	4
б	3
в	2
г	3
КаЮл	0,34
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	102
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	17
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	94
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	15,6
Добыча нефти после воздейсвия, т	127
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	10,6
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	15
Дополнительная добыча, т	-53
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	47,2
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	52,8
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	83,3
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	84,8

Таблица 8.18

Полученные результаты скважины № 9961

а	3
б	3
в	3
г	3
КаЮл	0
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	183
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	30,5
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	155
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	25,8
Добыча нефти после воздейсвия, т	427
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	35,6
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	22
Дополнительная добыча, т	163
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	37,1
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	62,9
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	93,1
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	95,8

Таблица 8.19

Полученные результаты скважины № 9986

а	9
б	0
в	2
г	11
КаЮл	1
Добыча нефти за первые 12 месяцев предыстории, т	1949
Среднемесячная добыча нефти за первые 12 месяцев предыстории, т/мес	162,4
Добыча нефти за вторые 12 месяцев предыстории, т	645
Среднемесячная добыча нефти за первые 12 месяцев предыстории, т/мес	53,75
Добыча нефти после воздейсвия, т	4252
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	177,2
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	11
Дополнительная добыча, т	163
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	43,0
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	57,0
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	99,3
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	99,4

ТБИВ: Закачка этого реагента производилась в 5 скважинах Карамалинской площади: 2587, 9813, 13720, 4670, 28636.

Таблица 8.19

Полученные результаты скважины № 2587

а	3
б	2
в	3
г	4
КаЮл	0,33
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	154
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	25,7
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	145
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	24,2
Добыча нефти после воздейсвия, т	266
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	22,2
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	20,5
Дополнительная добыча, т	20
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	51,3
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	48,7
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	75,9
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	75,0

Таблица 8.20

Полученные результаты скважины № 13720

а	9
б	3
в	3
г	10
КаЮл	0,82
Добыча нефти за первые 12 месяцев предыстории, т	2193
Среднемесячная добыча нефти за первые 12 месяцев предыстории, т/мес	182,75
Добыча нефти за вторые 12 месяцев предыстории, т	1178
Среднемесячная добыча нефти за первые 12 месяцев предыстории, т/мес	98,2
Добыча нефти после воздейсвия, т	1640
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	68,4
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	50
Дополнительная добыча, т	440
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	65,6
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	34,4
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	94,5
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	90,0

Таблица 8.21

Полученные результаты скважины № 9813

а	7
б	7
в	5
г	5
КаЮл	0
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	319
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	31,75
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	381
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	26,6
Добыча нефти после воздейсвия, т	970
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	40,4
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	24
Дополнительная добыча, т	394
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	45,8
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	54,2
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	51,1
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	55,3

Таблица 8.22

Полученные результаты скважины № 4670

а	4
б	2
в	2
г	4
КаЮл	0,60
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	147
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	24,5
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	164
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	27,3
Добыча нефти после воздейсвия, т	515
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	42,9
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	24
Дополнительная добыча, т	227
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	35,9
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	64,1
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	45,4
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	59,7

Таблица 8.23

Полученные результаты скважины № 28636

а	5
б	3
в	1
г	3
КаЮл	0,67
Добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т	70
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	11,6
Добыча нефти за вторые 6 месяцев предыстории, т	45
Среднемесячная добыча нефти за первые 6 месяцев предыстории, т/мес	7,5
Добыча нефти после воздейсвия, т	630
Среднемесячная добыча нефти после воздействия, т/мес	52,5
Базовая среднемесечная добыча нефти, т	5
Дополнительная добыча, т	570
Фактическая среднемесячная обводненность предыстории, %	36,7
Фактическая среднемесячная обводненность после воздействия, %	63,3
Расчетная базовая среднемесячная обводненность предыстории, %	62,0
Расчетная базовая среднемесячная обводненность после воздействия, %	73,8

Для наглядного изображения эффективности методов восстановления продуктивности скважин построили гистограмму по среднему значению дополнительной добычи :

Рис.5.1 Гистограмма эффективности методов восстановления продуктивности скважин по средней дополнительной добычи

По изображенной диаграмме видно, что наиболее эффективным является метод восстановления продуктивности - СНПХ-9350, затем со средним значением дополнительной добычи 613т идет метод КРК, после него МИА-ПРОМ со средней дополнительной добычей – 531 т и СНПХ-9030(средняя доп. добыча - 479,2 т).

Самый наименьший по эффективности (средняя доп.добыча - 330,2 т) - ТБИВ.

Однако в двух скважинах (9896,9938), где применялся метод СНПХ-9350, дополнительная добыча отсутствовала и, этот метод занял первую позицию по эффективности лишь потому, что в скв. 9986 наблюдалось очень высокое значение дополнительной добычи (3988 т). Таким образом, можно сделать вывод, что метод восстановления продуктивности скважин КРК является наиболее эффективным методом.

Содержание

Введение………………………………………………………………………4

Краткая характеристика геологического строения промыслового

объекта .................................................................................................5

Основные коллекторские свойства продуктивных горизонтов…………..8

Состав и физико-химические свойства флюидов………………………….12

Характеристика фонда механизированных скважин.(Анализ конструкции скважин, типов применяемого устьевого и подземного оборудования. Распределение скважин по дебитам жидкости , обводненности, глубины спуска насоса)………………………………………………………………...16

Анализ причин ухудшения состояния призабойных зон скважин. Анализ динамики коэффициента продуктивности по скважинам промыслового объекта ………………………………………………………………………..27

Управление продуктивностью скважин. Классификация методов восстановления продуктивности скважин, их краткая характеристика….37

Анализ технологической эффективности методов восстановления продуктивности скважин на промысловом объекте……………………….49

Расчет технологической эффективности методов восстановления продуктивности скважин на промысловом объекте………………………54

Проведение ОПЗ скважин композициями на основе растворителей и отходов нефтехимиче6ских производств – КРК. Характеристика применяемых материалов и технических средств ………………………..71

Выбор фонда скважин промыслового объекта для проведения ОПЗ закачкой КРК…………………………………………………………………78

Расчет технологического процесса метода ОПЗ закачкой КРК…………..80

Выводы и рекомендации по дальнейшему применению метода ОПЗ закачкой КРК на промысловом объекте……………………………………86

Приложение 1

Графическая часть

Схема предлагаемого оборудования для метода ОПЗ закачкой КРК

Гистограмма основных технологических анализов

Список литературы

Геологический отчет НГДУ «Азнакаевскнефть» 2007 г.

Проект разработки Карамалинской площади Ромашкинского месторождения/ТатНИПИнефть, Бугульма, 2007 г.

Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000.

Закиров А.Ф., Архипова Н.Н., Гарипова Л.И. Комплекс технологий по повышению выработки запасов нефти: Методическое пособие для выполнения курсовых и дипломных проектов по дисциплине «Эксплуатация нефтяных месторождений» для студентов, обучающихся по специальности 130 503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» всех форм обучения. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008.– 116 с.

РД 153-39.0-411-05. Инструкция по технологии обработки призабойной зоны скважин композициями на основе растворителей. Бугульма, 2005 г., 23с.

Щуров В.И.Техника и технология добычи нефти. М.: Недра,1983

Мищенко И.Т.Скважинная добыча нефти. Издательство «Нефть и газ », Москва,2003.-816с.

Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности - Казань, Академия наук РТ, 2005. -689c.

Соловьев Е.М. Заканчивание скважин, Москва, Недра, 1979, 303 с.

Министерство образования и науки РТ и РФ

Государственное общеобразовательное учреждение высшего проффесионального образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Факультет:Нефти и газа _____________

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Группа:16-12__ _____

Курсовой Проект

по дисциплине: «Скважинная добыча нефти»

на тему:«Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторождения»

Студент: Илаева И.Р. ________________

Руководитель проекта:

Зам. зав. Кафедрой, к.т.н., доцент Захарова Е.Ф. ________________

Оценка за текущую работу над курсовым проектом……………………………….

Защита курсового проекта……………………………………………………………

Итоговая оценка……………………………………………………………………….

Дата защиты курсового проекта……………………………………………………...

11. Расчет технологического процесса метода ОПЗ закачкой КРК

Объем композиции рассчитывают исходя из условия достижения потенциальных добывных возможностей скважины, сниженных в результате образования АСПО в призабойной зоне продуктивного пласта:

Данные обработки КВД (представлены в табл.11.1)

Таблица 11.1

Результаты наблюдений и расчетов по кривой восстановления давления

t, сек	lg t	Скв.19010			Скв. 28602			Скв.28623
		Pз(t), МПа	∆Pз(t)= =Pз(t)-Pз, МПа	Рз, МПа	Pз(t) МПа	∆Pз(t)=Pз(t)-Pз, МПа	РзабМПа	Pз(t), МПа	∆Pз(t)=Pз(t)-Pз, МПа	РзабМПа
0	-	5,1	0	5,1	6,2	0	6,2	4,6	0	4,6
200	4,3	4,6	0,5	4,1	6,5	0,56	6	5,1	0,5	4,6
400	4,6	5,15	1,05	4,1	7,05	1,15	6	10,1	1,05	9,1
600	4,78	7,07	1,67	5,4	7,67	1,69	6	7,17	1,67	5,5
800	4,9	5,99	2,09	3,9	7,79	2,12	5,7	7,39	2,09	5,3
1000	5	5,54	2,44	3,1	7,34	2,44	4,9	7,34	2,44	4,9
1200	5,08	8,27	2,77	5,5	8,17	2,86	5,4	7,67	2,77	4,9
1400	5,15	8,24	2,94	5,3	8,14	3,05	5,2	7,84	2,94	4,9
1600	5,2	8,74	3,14	5,6	8,24	3,25	5,1	8,34	3,14	5,2
1800	5,26	9,03	3,33	5,7	8,13	3,42	4,8	8,23	3,33	4,9
2000	5,3	9,52	3,52	6	8,22	3,65	4,7	8,42	3,52	4,9
2200	5,34	8,92	3,72	5,2	8,42	3,89	4,7	7,82	3,72	4,1
2400	5,38	8,82	3,92	4,9	8,62	3,92	4,7	9,22	3,92	5,3
2600	5,41	8,12	4,02	4,1	8,72	4,05	4,7	8,72	4,02	4,7
2800	5,45	9,5	4,1	5,4	8,7	4,13	4,6	8,7	4,1	4,6
3000	5,48	12,49	4,19	8,3	8,79	4,23	4,6	8,79	4,19	4,6
3200	5,51	13,39	4,29	9,1	13,3	4,36	9,1	9,49	4,29	5,2
3400	5,53	9,89	4,39	5,5	9,89	4,39	5,5	9,89	4,39	5,5
3600	5,56	9,73	4,43	5,3	9,73	4,43	5,3	9,73	4,43	5,3
3800	5,58	10,09	4,49	5,6	9,39	4,49	4,9	9,39	4,49	4,9
4000	5,6	10,23	4,53	5,7	9,43	4,53	4,9	9,43	4,53	4,9
4200	5,62	10,58	4,58	6	9,48	4,55	4,9	9,78	4,58	5,2
4400	5,64	9,83	4,63	5,2	9,83	4,6	5,2	9,83	4,63	5,2
4600	5,66	9,57	4,67	4,9	9,57	4,67	4,9	9,97	4,67	5,3
4800	5,68	8,82	4,72	4,1	8,82	4,79	4,1	10,0	4,72	5,3
5000	5,78	10,04	4,85	5,3	10,1	4,83	5,3	10,1	4,74	5,4

Продолжение таблицы 11.2

t, сек	lg t	Скв.19010			Скв. 28602			Скв.28623
		Pз(t), МПа	∆Pз(t)= =Pз(t)-Pз, МПа	Рз, МПа	Pз(t) МПа	∆Pз(t)=Pз(t)-Pз, МПа	РзабМПа	Pз(t), МПа	∆Pз(t)=Pз(t)-Pз, МПа	РзабМПа
5200	5,95	10,38	4,99	5,6	9,48	4,93	4,7	10,2	4,99	5,5
5400	6,2	10,5	5,13	5,7	9,5	5,10	4,7	10,3	4,05	5,5

Скв.19010

Рис.11.1. График кривой восстановления давления

Исходя из построенного графика, определим угол наклона кривой:

i = (∆Pзаб.1-∆Pзаб.2)/ lgt1-lgt2 (11.1)

i = (5,13-4,99)/(6,2-5,95) = 0,32

Скв.28602

Рис.11.2. График кривой восстановления давления

i = (4,93-4,83)/(6,2-5,95) = 0,56

Скв.28623

Рис.11.3. График кривой восстановления давления

i = (5,05-4,99)/(6,2-5,95) = 0,37

Определение параметра ОП:

Скин-эффект определяется по формуле:

(11.2)

где Р - изменение давления на забое остановленной скважины;

- пьезопроводность, м2/с;

rc - радиус скважины, м;

i- угол наклона кривой.

Находится коэффициент продуктивности [7]:

(11.3)

где

- вязкость нефти, сПз;

rc- радиус скважины, м;

k – проницаемость, м2;

Rk – радиус контура питания, м;

bn- объемный коэффициент нефти;

h – эффективная толщина пласта, м.

Определяется параметр ОП:

(11.4)

где

- вязкость нефти, сПз;

k – проницаемость, м2;

h – эффективная толщина пласта, м.

Скв.19010:

Определяем скин-эффект по формуле (11.1):

Коэффициент продуктивности по формуле (11.2)

[

]

Определяем параметр ОП по формуле (11.3)

При параметре отношения продуктивности (ОП) меньше или равно 0,75 планируют проведение работ по обработке призабойной зоны скважины композицией «КРК».

Расчеты по остальным скважинам сведены в таблицу 11.2

Таблица 11.2

Результаты расчета определения параметра ОП

Скв.19010			Скв.28602			Скв.28623
S	К, [м3/сут*МПа]	ОП	S	К, [м3/сут*МПа]	ОП	S	К, [м3/сут*МПа]	ОП
11,47	0,088	0,47	7,62	0,063	0,52	5,49	0,047	0,59

Во всех скважина параметр ОП < 0,75 ,следовательно, в эти скважины можно запланировать закачку КРК.

Расчет объема композиции осуществляют по фактическому забойному давлению (текущему или согласно предыстории эксплуатации скважины), величина которого меньше давления насыщения (Рнас.) – условие образования АСПО.

Радиальный размер призабойной зоны, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения, рассчитывают по формуле:

Rпзп = R

r , (11.5)

где  =

, (11.6)

где Rк – условный радиус контура питания (для практических расчетов – половина расстояния между скважинами), м; rс – радиус скважины по долоту, м; Рпл – пластовое давление, МПа; Рзаб – забойное давление, МПа.

Объем композиции рассчитывают по формуле:

(11.7)

где m – пористость, доли ед.; h – эффективная толщина продуктивного пласта, м.

Объем затрубного пространства:

(11.8)

dэк-диаметр эксплуатационной колонны

dнкт-диаметр НКТ

Объем безводной нефти, необходимой для продавливания композиции:

, (11.9)

lн- нижний предел перфорации,

х: Для dнкт=60мм – 2л/на 1м – 2,02л

Для dнкт=73мм – 2л/на 1м – 3,02л

Скв.19010: Рпл=13,3 МПа, Рзаб=5,3 МПа, Рнас=7,12 МПа, Rк=300 м,

rс = 0,11 м.

Рассчитаем по формуле (11.5):

 =

Радиальный размер призабойной зоны, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения, рассчитывают по формуле (11.6):

Rпзп = 3000,23  0,111-0,23 = 2,52 м

т.е. радиус призабойной зоны, в пределах которого давление меньше давления

насыщения (условие выпадения АСПО) не превышает 2,52 м.

2. Определяем объем композиции по формуле (11.8):

Найдем объем затрубного пространства по формуле (11.9):

Определим объем безводной нефти, необходимой для продавливания композиции по формуле (11.10):

Скв. 28602: Рпл=13,3 МПа, Рзаб= 4,9 МПа, Рнас=7,12 МПа, Rк=300 м,

rс = 0,11 м.

Рассчитаем по формуле (11.6):

 =

Радиальный размер призабойной зоны, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения, рассчитывают по формуле (11.4):

Rпзп = 3000,24  0,111-0,24 = 2,88 м,

т.е. радиус призабойной зоны, в пределах которого давление меньше давления насыщения (условие выпадения АСПО) не превышает 2,88 м.

Определяем объем композиции по формуле (11.7):

Найдем объем затрубного пространства по формуле (11.8):

Определим объем безводной нефти, необходимой для продавливания композиции по формуле (11.9):

Скв. 28623: Рпл=13,3 МПа, Рзаб=5,1 МПа, Рнас=7,12 МПа, Rк=300 м,

rс = 0,11 м.

Рассчитаем по формуле (11.6):

 =

Радиальный размер призабойной зоны, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения, рассчитывают по формуле (11.7):

Rпзп = 3000,36  0,111-0,36 = 1,89 м,

т.е. радиус призабойной зоны, в пределах которого давление меньше давления насыщения (условие выпадения АСПО) не превышает 1,89 м.

Определяем объем композиции по формуле (11.8):

Найдем объем затрубного пространства по формуле (11.9):

Определим объем безводной нефти, необходимой для продавливания композиции по формуле (11.8):

Таким образом, мы произвели расчет в трех скважинах, выбранных по критериям, данных в РД. И в ближайшее время в этих скважинах возможно применение метода КРК для восстановления продуктивности скважин, опираясь на произведенные расчеты.

10. Выбор фонда скважин промыслового объекта для проведения ОПЗ закачкой КРК

Закачка композиции «КРК» производится в добывающие скважины, отвечающие следующим основным критериям:

1. Эксплуатация скважины проводилась в термобарических условиях выделения АСПО в призабойной зоне пласта.

2. Наблюдается снижение добывных возможностей скважины от потенциально возможного дебита.

3. Дебит скважины по нефти не менее 1 т/сут.

4. Обводненность продукции добывающих скважин не более 70 %.

5. Технология применима на продуктивных терригенных отложениях девона и карбона.

6. Пористость не менее 17%

Не лимитированы:

а) способ эксплуатации;

б) плотность и вязкость пластовой нефти;

в) минерализация пластовой воды.

По приведенным основным критериям, подобрала три скважины: 19010, 28602,28623

Скв. 19010:

1. Эксплуатация скважины проводилась в термобарических условиях выделения АСПО в призабойной зоне пласта - Рнас=7,12 МПа, Рзаб=5,3 МПа, то есть выполняется условие : Рнас>Рзаб.

2. Наблюдается снижение добывных возможностей скважины от потенциально возможного дебита (табл.10.1).

3. Дебит скважины по нефти составляет 3,5 т/сут.

4. Обводненность продукции добывающих скважин 40 %.

5. Скважина пробурена на продуктивных терригенных отложениях девона и карбона.

6. Пористость – 22%

Скв. 28602:

1. Эксплуатация скважины проводилась в термобарических условиях выделения АСПО в призабойной зоне пласта - Рнас=7,12 МПа, Рзаб=4,9 МПа, то есть выполняется условие : Рнас>Рзаб.

2. Наблюдается снижение добывных возможностей скважины от потенциально возможного дебита (табл.10.1).

3. Дебит скважины по нефти составляет 4,75 т/сут.

4. Обводненность продукции добывающих скважин 4 %.

5. Скважина пробурена на продуктивных терригенных отложениях

девона и карбона.

6. Пористость – 20%.

Скв.28623:

1. Эксплуатация скважины проводилась в термобарических условиях выделения АСПО в призабойной зоне пласта - Рнас=7,12 МПа, Рзаб=5,1 МПа, то есть выполняется условие : Рнас>Рзаб.

2. Наблюдается снижение добывных возможностей скважины от потенциально возможного дебита (табл.10.1).

3. Дебит скважины по нефти составляет 4,45 т/сут.

4. Обводненность продукции добывающих скважин 35 %.

5. Скважина пробурена на продуктивных терригенных отложениях девона и карбона.

6. Пористость – 27%

Характеристика скважин,выбираемых для проведения ОПЗ закачкой КРК

Таблица 10.1

Динамика Qж по скважинам

Дата	Дебит жидкости, т/сут
	Скв.19010	Скв.28602	Скв.28623
01.01.2009	5,4	5,2	5
01.02.2009	6	5,4	4,3
01.03.2009	5,1	5,2	4,4
01.04.2009	4,8	4,3	4
01.05.2009	5,2	4,5	4,2
01.06.2009	5,1	4,3	4,4
01.07.2009	5,5	3,2	4,5
01.08.2009	5,6	2,7	4,5
01.09.2009	5,7	2,5	4,3
01.10.2009	5,9	2,9	4,7
01.11.2009	6	3,0	4,8
01.12.2009	5,7	3,1	4,7
01.01.2010	5,4	2,8	4,6
01.02.2010	5,5	2,8	4,5
01.03.2010	5,4	2,7	4,3
01.04.2010	4,9	2,4	4,1
01.05.2010	4,7	2,3	3,6

Таким образом, все скважины удовлетворяют данным критериям, и для дальнейшего применения метода КРК, необходимо произвести расчет технологического процесса метода ОПЗ закачкой КРК, который будет приведен в 11 главе.

5. Анализ причин ухудшения состояния призабойных зон скважин. Анализ динамики коээфициента продуктивности по скважинам промыслового объекта

Решение проблемы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов тесно связано с состоянием околоскважинных зон добывающих и нагнетательных скважин. Известно, что в процессе строительства и эксплуатации скважин в части нефтегазового пласта, прилегающей к скважине, формируется система околоскважинных призабой-ных зон с измененными значениями фильтрационных свойств. В зонах ухудшенной проницаемости (k) теряется значительная часть

Рис. 5.1. Зависимость снижения относительной продуктивности скважины ηпот/ηфакт от радиуса призабойной зоны с ухудшенной проницаемостью R и степени изменения проницаемости в околоскважинной зоне. [3]

Цифры на кривых - отношение проницаемостей околоскважинной зоны k и пласта kо,ηпот,ηфакт коэффициенты потенциальной и фактической продуктивности скважины

энергии фильтрующихся флюидов. Это предопределяет существенное снижение эффективности нефтегазоизвлечения. Влияние размеров зон с ухудшенной проницаемостью на снижение продуктивности скважин проиллюстрировано на рис. 5.1, где даны зависимости отношения коэффициентов потенциальной и фактической продуктивности скважины ηпот/ηфакт от размеров зоны с ухудшенной проницаемостью (R) и от степени снижения проницаемости (k/k0); k0 - естественная проницаемость породы пласта.[3]

Как следует из рис. 5.1, ухудшение проницаемости околоскважинной зоны ведет к резкому снижению продуктивности скважины. Существенную роль играет радиус зоны с ухудшенной проницаемостью, особенно при многократном

снижении проницаемости в околоскважинной области.

Недавние исследования показали, что снижение проницаемости в околоскважинной зоне может достигать 100-кратной величины и более. Поэтому для правильного обоснования технологий повышения продуктивности скважин необходимо знать радиус зоны с ухудшенной проницаемостью и степень ухудшения проницаемости в этой зоне. В то же время многочисленные исследования околоскважинных зон показывают, что имеется целая серия процессов, приводящих к ухудшению состояния околоскважинной части нефтегазового пласта. Проведем анализ этих процессов.

Исследования по заканчиванию скважин и повышению их продуктивности направлены прежде всего на определение роли ухудшения проницаемости околоскважинной зоны при вскрытии пластов бурением и перфорацией. Практически во всех работах признается важное влияние проникновения фильтрата глинистого раствора на процессы поражения пласт. Это обусловлено технологией вскрытия пластов бурением, предусматривающей создание давления в скважине, значительно превышающего пластовое. В.А. Амиян, Н.П. Васильева и А.А. Джавадян отмечают, что, например, на месторождениях Западной Украины избыточное давление на пласт в процессе его вскрытия достигает 17 МПа, в объединении "Туркменнефть" - больше 20 МПа, в объединении "Ставропольнефтегаз" - от 6 МПа и выше, на Западном Палванташе - 12-14 МПа. Аналогичная картина наблюдается и в других нефтегазовых регионах.[3]

Одна из технологий вскрытия пластов бурением предполагает создание репрессии на пласт и применение промывочной жидкости на водной основе, в частности преимущественно глинистых растворов. Под действием перепада давлений промывочные жидкости внедряются в околоскважинную зону. Глинистый раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперсная фаза которой состоит из глины и частиц выбуренных горных пород. Жидкости и газы, первоначально насыщающие пласты, представляют собой многокомпонентные системы углеводородов и пластовой воды, находящиеся в равновесном состоянии. При внедрении глинистого раствора в пласт возникают сложные многофазные многокомпонентные фильтрационные течения. Более того, внедрение глинистого раствора в околоскважинную зону приводит к изменению сложившегося в этой части пласта равновесного состояния. Отклонение системы от равновесного состояния может вызвать возникновение динамических изменений физических свойств коллекторов нефти и газа. При фильтрации первоначальные характеристики отдельных фаз и компонентов существенно меняются в пространстве и во времени. Пространственно-временное и компонентное разделение глинистого раствора при его внедрении в пласт приводит к возникновению в околоскважинной области зон с различными физическими свойствами.[3]

Фильтрация промывочной жидкости и размеры зоны проникновения определяются прежде всего состоянием и свойствами глинистой корки . От коркообразующих свойств промывочной жидкости зависит и диаметр зоны проникновения. Работами В. Энгельгардта , В.А. Михеева и др. показано, что проницаемость глинистых корок определяется составом исходной промывочной жидкости, действующим на корку перепадом давлений и режимом течения

промывочной жидкости в стволе скважины. Толщина глинистой корки колеблется от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Размеры зоны кольматации изменяются в более широких пределах. Так, по данным лабораторных исследований В.А. Сидоровского, глубина проникновения глинистых частиц составляет 1-5 мм, в то же время, согласно исследованиям А.И. Леонидовой , она достигает 200 мм. Одним из авторов настоящей работы совместно с Л.А. Видовским проведено исследование проникновения бурового раствора за счет избыточного гидродинамического давления, возникающего при спуске бурового инструмента. Рассматривая буровой раствор как вязкопластическую жидкость, они установили, что в результате спуска колонны буровых труб происходит дополнительное увеличение зоны проникновения бурового раствора на 60—100 мм.[3]

В промысловой литературе часто фигурирует точка зрения, что основной объем промывочной жидкости поступает в пласт в процессе его разбуривания в результате фильтрации под долото. Исследованию этих процессов посвящено большое количество работ, проведенных на протяжении нескольких десятилетий. Эта проблема считается фундаментальной из-за ее исключительной важности для обоснования оптимальных технологий бурения скважин и отбора керна, интерпретации данных геофизических исследований и контроля за техническим состоянием ствола скважины, лабораторного анализа керна и шлама. Анализ этих процессов дан в работе, где убедительно показано, что явление опережающей фильтрации носит подчиненный характер в изменении проницаемости околоскважинной зоны. К такому же выводу приходят и другие исследователи. Таким образом, значение фильтрации из скважины в пласт через стенки скважины при формировании проницаемости околоскважинной зоны может считаться существенным.

Определенная роль при поражении пласта отводится деформационным процессам, протекающим наряду с фильтрационными. В частности, изменению проницаемости околоскважинной зоны за счет смыкания естественных трещин и уменьшения объема фильтрующих пор под воздействием локальных напряжений в околоскважинной зоне посвящены работы . На основании промысловых исследований в ряде районов Западной Сибири показано, что с увеличением трещинной проницаемости влияние смыкания трещин на уменьшение проницаемости околоскважинной зоны возрастает, при этом время смыкания трещин колеблется от 3-5 ч до 3-10 сут.

Эффекты смыкания трещин характерны для этапов освоения и эксплуатации скважин. На этапе вскрытия пластов бурением влияние этих процессов на состояние околоскважинной зоны не отмечалось, поскольку обычная технология вскрытия предусматривает создание репрессий на пласт.[3]

Вскрытие пластов бурением сопровождается разрушением и деформацией пород на забое скважины. Считается, что в результате разбуривания хрупких пород возникает зона техногенной трещинности. При внедрении зуба долота в породу она разрушается с образованием трещин, формирующих лунку выкола. Размеры зоны трещинности определяются упругоемкостью пласта, его пористостью, а также временем заполнения трещины флюидами и давлением в ней. При значениях осевой нагрузки на долото, превышающих ее значение при

трещинообразовании, скорость распространения трещин в глубь породы определяется скоростью их заполнения и восстановления давления в полости трещины. Трещины максимального размера формируются в неколлекторах, где заполнение трещины происходит под действием перепада давлений, равного разности давлений на забое и пластового. В проницаемых коллекторах заполнение трещины происходит под действием перепада давлений, являющегося разностью давлений на забое и в трещине. На значение этого перепада давлений оказывают влияние проницаемость коллектора, коркообразующие свойства раствора, а также другие факторы. Как показывают результаты анализа, размеры трещин при бурении не превышают 1—1,5 мм, и существенного влияния на состояние околоскважинной зоны они оказать не могут.

Изменение напряженного состояния при вскрытии пластов бурением влияет и на состояние околоскважинной зоны, в частности формируется зона напряженного состояния с изменением физических свойств породы. Многочисленные исследования показали, что напряженное состояние околоскважинной зоны преимущественно определяется коэффициентом бокового распора. В непроницаемых породах этот показатель обусловлен деформационными свойствами пород и параметрами промывочной жидкости [70, 320]. В коллекторах горизонтальное давление в околоскважинной зоне увеличивается в результате фильтрации промывочной жидкости в пласт, и значение коэффициента бокового распора стремится к единице. Это объясняется тем, что формирование напряжений в околоскважинной зоне определяется действием горного давления и фильтрационной нагрузки. В общем виде задача распределения напряжений под действием горного давления для непроницаемых пород решена С.Г. Лехницким. Этот подход был развит и широко используется для изучения устойчивости стенок скважины.

Для проницаемых пород эта проблема поставлена в работе Ю.П. Желтова. Результаты теоретических исследований показали, что в пластовых условиях при формировании фильтрационных напряжений в околоскважинной зоне действуют объемные силы, точное изучение которых затруднительно.

Фильтрация промывочной жидкости в пласт сопровождается физико-химическими и термохимическими процессами, которые обусловлены физико-химической активностью фильтратов промывочной жидкости и могут оказывать влияние на состояние околоскважинных зон — изменение характера смачиваемости пласта, его фильтрационно-емкостных свойств и геофизических характеристик. В промысловой литературе основное внимание уделено действию активных компонентов фильтратов на изменение проницаемости.

Известно, что процессы поражения околоскважинной зоны нефтегазового пласта носят комплексный характер и сопровождаются физико-химическими и внутрипоровыми поверхностными взаимодействиями. В результате в околоскважинной части пласта формируется сложная динамическая система околоскважинных зон.[3]

Однако, несмотря на многообразие и комплексный характер процессов, обусловливающих ухудшение проницаемости околоскважинной зоны пласта, можно выделить два основных фактора, ухудшающих проницаемость, - это

блокировка части фильтрующих пор: 1) твердой фазой, 2) жидкой (газообразной) фазой.

Анализ динамики коэффициента продуктивности по скважинам промыслового объекта

Проведем анализ динамики коэффициента продуктивности по 5 методам восстановления продуктивности, которые проводились на Карамалинской площади Ромашкнинского месторождения : КРК, МИА-ПРОМ, СНПХ-9030, СНПХ-9350, ТБИВ.

КРК:

Рис.5.2 Зависимость Кпр от времени

Глядя на график зависимости, можно сделать вывод, что в скважине 9985, 9984, 28651и 9843 после проведения метода КРК происходит увеличение коэффициента продуктивности и, в дальнейшем происходит скачкообразное изменение Кпр. А в скважинах 13754 и 28697 коэффициент продуктивности изменяется не значительно и затем постепенно понижается.

Для наглядности построим гистограмму прироста коэффициента продуктивности:

Рис.5.3 Прирост Кпр

Из гистограммы видим, что прирост Кпр в скв. 9925 составляет 66%, в скв. 28651 и 9984 прирост коэффициента практически на одном уровне и составляет соответственно 52% и 53%. В скв. 9843 Кпр увеличиватся на 42%.

А в скважинах 13754 и 28697 прирост Кпр отсутствует.

СНПХ-9030:

Рис.5.4 Зависимость Кпр от времени

На графике видим, что в скв.9943,28609 и 9943 Кпр после проведения метода восстановления продуктивности увеличивается, а в скв.9824 и 28372 происходит постепенное снижение коэффициента.

Для наглядности построим гистограмму прироста коэффициента продуктивности:

Рис.5.5 Прирост Кпр

На гистограмме видно, что в скважине 13634 коэффициент продуктивности после проведения мероприятия возрос на 68 %, в скважине 28609 возрос - на 38,8% и в скв.9943 - на 10,8%. В скважинах 28372 и 9824 прироста коэффициента продуктивности не наблюдается.

МИА-ПРОМ:

Рис.5.6 Зависимость Кпр от времени

Глядя на рисунок 5.6 можно увидеть, что в скважине 9869 и 546 после проведения мероприятия по восстановлению продуктивности скважин Кпр первые месяцы начинает возрастать, и затем ведет себя скачкообразно. А в скважине 19101 происходит постепенное снижение коэффициента.

Для наглядности построим гистограмму прироста коэффициента продуктивности:

Рис.5.7 Прирост Кпр

Таким образом, коэффициент продуктивности возрастает на 71,2 % в скважине 9869 и на 15% в скважине 546. А в скв. 546 Кпр имеет нулевой прирост.

СНПХ-9350:

Рис.5.8 Зависимость Кпр от времени

На рисунке 5.8 видно, что почти во все скважинах происходит увеличение коэффициента продуктивности.(9961,9896,9986,9938). На скважине 5095 динамика коэффициента продуктивности практически одинакова до и после проведения мероприятия для восстановления коэффициента продуктивности (и до и после мероприятия Кпр имеет очень маленькие значения в сравнении с другими скважинами ).

Для наглядности построим гистограмму прироста коэффициента продуктивности:

Рис.5.9 Прирост Кпр

Очень хороший прирост коэффициента продуктивности наблюдается в скважине 9986 и составляет 95%. Затем идут скважины 9896,9938,9961 и соответственно их приросты – 50%,30% и 8%. Так как из первого рисунка в скв.5095 мы наблюдали понижение Кпр, то и здесь мы наблюдаем нулевой прирост коэффициента.

ТБИВ:

Рис.5.10 Зависимость Кпр от времени

В скв.28636,13720 и 4670 наблюдается увеличение коэффициента. В скважине 2587 Кпр практически остается на одном уровне и никак не изменяется после проведения мероприятия. В скважине 9813 после применения метода ведет себя скачкообразно, а потом начинает снижаться.

Для наглядности построим гистограмму прироста коэффициента продуктивности:

Рис.5.11 Прирост Кпр

Наибольший прирост в 27% наблюдается в скважине 13720. В скважине 28636 и 4670 Кпр возрастает на 11 % и 8 % соответственно. В оставшихся скважинах прирост отсутствует.

Для сравнения со всеми проведенными мероприятиями для восстановления продуктивности скважин на Карамалинской площади построим гистограмму прироста Кпр:

Рис.5.12 Прирост Кпр в сравнении с другими методами

Таким образом, видим, что наибольший прирост коэффициента продуктивности наблюдается при проведении методов восстановления продуктивности: КРК и СНПХ-9030, который составляет 37% и 35,5 % соответственно. Наименьший прирост при применении метода ТБИВ – 9,2%. А при проведении методов МИА-ПРОМ и СНПХ-9030 коэффициент продуктивности возрастает на 24% и на 23 % . Можно сделать вывод, что наилучшим методом для восстановления продуктивности скважин на Карамалинской площади является метод КРК.

4.Характеристика фонда механизированных скважин

По состоянию на 1.01.2009 года на Карамалинской площади Ромашкинского месторождения весь добывающий фонд составляет 470 скважин. Действующий добывающий фонд насчитывает 211 скважин, весь фонд механизирован: 81 скважина оборудована ЭЦН, 130 - ШГН. Характеристика фонда добывающих скважин представлена в таблице 4.1.[2]

Таблица 4.1

Характеристика фонда добывающих скважин

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
		шт.	%
Фонд добывающих сквжин	Всего В т.ч. Действующие -ЭЦН -ШГН Бездействующие В освоение после ремонта В консервации Переданы под закачку: действ.+бездейств. Переведены на другие горизонты Ликвидированные + ожид. ликв.	470 211 81 130 46 - 27 44+3 17 120+2	100 44,9 9,8 - 5,7 10 3,6 26

Рис.4.1 Соотношение эксплуатационных скважин по категориям

Из гистограммы видно, что половина скважин добывающего фонда приходятся на действующие (211 скважин); 120+2 скважин – ликвидированные + ожидающие ликвидации, что составляет 26 % от общего добывающего фонда; переведены под закачку (дейст. + безд.) – 47 скважин, что составляет 10 %; в бездействии находятся 9,8 % скважин от общего добывающего фонда; в консервации 27 скважин (5,7%) и 17 скважин переведены под другие горизонты, что составляет 3,6% от общего добывающего фонда.

Анализ конструкции скважин

Элементы конструкции скважин приведены на рис. 1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III,называемую промежуточной.Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной.Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа ввышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. [9]

Рис. 4.1. Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт;
4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне;
I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна;
IV - эксплуатационная колонна.

В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта,а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.[9]

Анализ типов применяемого устьевого и подземного оборудования

Таблица 4.2

Распределение скважин по типу применяемых насосов

Тип насоса	Кол-во скв.
	шт	%
25-225-THM-14-4-4	25	11,8
20-125-RHAM-12-4	40	19,0
НВ1С	10	4,7
20-125-RHAM-14-4-3	13	6,2
20-125-RHAM-12-4-2-2	25	11,8
25-175 RHAM-14-4-2-2	33	15,6

Продолжение таблицы 4.2

Тип насоса	Кол-во скв.
	шт	%
ЭЦHА5	21	10,0
ЭЦHА5-60-1350	7	3,3
25-150-RHAM-14-4-4	19	9,0
ЭЦH5A-250-1400	18	8,5
Итого	211	100

Рис. 4.2. Распределение скважин по типу применяемых насосов

Данные рис.4.2 свидетельствуют, что среди ШГН больше всего скважин оборудованных насосом 20-125-RHAM-12-4, которые составляют 19% от общего числа скважин, в отличии от наименее распространённых насосов НВ1С, которые составляют 6,2%(13 скв.). А среди ЭЦН больше всего скважин оборудованных насосом ЭЦHА5(10,0%), меньше - ЭЦHА5-60-1350( 3,3% от общего числа скважин).

Таблица 4.3

Распределение скважин по типу устьевого оборудования

Тип оборудования	Кол-во скв.
	шт	%
СКД8-3-4000	51	24,2
UP-12Т-3000-5500	24	11,4
UP-9T-2500-3500	10	4,7

Продолжение 4.3

Тип оборудования	Кол-во скв.
	шт	%
СК6-2,1-2500	17	8,1
СК8-3,5-4000	33	15,6
ПЦ60-18-3,0-0,5/2,5	12	5,7
ПНШТ80-3-40	28	13,3
UP-9T-2500-3500	16	7,6
ПHШ80-3-40-01	7	3,3
СКД6-2,5-2800	9	4,3
Итого	211	100

Рис. 4.3. Распределение скважин по типу устьевого оборудования

Видно, что наибольшее количество скважин (51 скв.) оборудованы СКД8-3-4000, которые составляют 24,2 % от общего числа скважин. 33 скважины оборудованы СК8-3,5-4000, которые составляют 15,6% от общего числа. 28 скважин оборудованы ПНШТ80-3-40 (13,3%). 11,4 % скважин оборудованы UP-12Т-3000-5500. А наименьшее количество скважин(7 скв.) оборудованы ПHШ80-3-40-01, которые от общего числа скважин составляют 3,3%.

Распределение действующего фонда по длине хода и числу качаний показано на рис.4.4 и 4.5.

Таблица 4.4

Распределение фонда скважин по длине хода

Длина хода плунжера	Кол-во скв.
	шт	%
3	5	11
2,1-2,5	35	74
1,7-2	29	61
1,3-1,6	17	36
0,9-1,2	14	30
Итого	211	100

Рис. 4.4. Распределение скважин по длине хода плунжера

Как видно из рисунка 4.4. 35% скважин работают с длиной хода плунжера 2,1-2,5м. и 29% - с длиной хода 1,7-2м, 17% с длиной хода 1,6-1,3м, остальная часть скважин работают при минимальных параметрах, с длиной хода плунжера до 1,2м.

Таблица 4.5

Распределение фонда скважин по числу качаний

Число качаний	Кол-во скв.
	шт	%
более 5	11	23
4-5	26	55
3,5-4	20	42
3-3,5	14	30
2,5-3	11	23
2-2,5	14	30
до 2	4	8
Итого	211	100

Рис. 4.5. Распределение скважин по числу качаний

Распределение механизированного фонда по числу качаний можно проследить по рис.4.5. Из которого видно, что доли скважин по числу качаний распределяются почти одинаково за исключением скважин, работающих с числом качаний СК 3,5 – 5, их доля составляет 46% от всего механизированного фонда скважин.

Таблица 4.6

Распределение скважин по глубине спуска насоса

Глубина спуска насоса, м	Кол-во скв.
	шт	%
до 1000	13	8,1
от 1000 до 1200	11	5,2
от 1200 до 1500	125	59,2
Более 1500	58	27,5
Итого	211	100

Рис. 4.6. Распределение скважин по глубине спуска насоса

Глядя на гистограмму, можно сказать, что основное количество скважин (125 скв.) имеют глубину спуска насоса от 1200 до 1500 м. 27,5 % скважин имеют глубину спуска насоса более 1500 м. Глубину спуска насоса до 1000 м имеют 13 скважин, что составляют 8,1% от общего числа скважин действующего фонда. Наименьшее число скважин (11 скв.) имеют глубину спуска насоса от 1000 до 1200 м.

Таблица 4.7

Распределение скважин по дебиту нефти

Дебит нефти, т/сут	Кол-во скв.
	шт	%
от 0-2,5	128	60,7
от 2,5 до 5	35	16,6
от 5 до 10	23	10,9
более 10	25	11,8
Итого	211	100

Рис. 4.7 Распределение скважин по дебиту нефти

Весь действующий фонд скважин по дебитам нефти подразделяется: 163 скважин относятся к малодебитным (0-5 т/сут) и составляют 77,2 % от общего фонда скважин , 23 - среднедебитным (5-10 т/сут), 25 - высокодебитным (более 10 т/сут).

Таблица 4.8

Дебит жидкости,т/сут	Кол-во скв.
	шт	%
от 0-5	72	34,1
от 5 до 20	89	42,2

Распределение скважин по дебиту жидкости

Продолжение таблицы 4.8

Дебит жидкости,т/сут	Кол-во скв.
	шт	%
более 20	50	23,7
Итого	211	100

Рис. 4.8 Распределение скважин по дебиту жидкости

Весь действующий фонд скважин по дебитам жидкости подразделяется: 72 скважин относятся к малодебитным (0-5 т/сут) и составляют 34,1 % от общего фонда скважин , 89 - среднедебитным (5-20 т/сут), 50 - высокодебитным (более 20 т/сут).

Таблица 4.9

Распределение скважин по обводненности

Обводненность продукции,%	Кол-во скв.
	шт	%
от 0 до 40	68	32,2
от 50 до 90	80	37,9
более 90	63	29,9
Итого	211	100

Рис. 4.9. Распределение скважин по обводненности

Из диаграммы видно, что 37,9 % (80 скв.) скважин от общего фонда скважин с обводненностью от 50 до 90%. 68 скважин – с обводненностью от 0 до 40% ,что составляет 32,2 % от общего фонда скважин. А с обводненностью более 90 % - 63 скважин, что составляет 29,9 % от общего фонда скважин.

Таким образом, наибольшую часть от фонда действующих скважин составляют скважины :

дебитом нефти от 0-2,5 т/сут,

дебитом жидкости от 5 до 20 т/сут,

обводненностью от 50- 90%,

глубиной спуска насоса от 1200 до 1500м,

длиной хода плунжера от 2,1-2,5,

числом качаний 4-5,

типом насоса 20-125-RHAM-12-4

типом устьевого оборудования СКД8-3.

6. Управление продуктивностью скважин. Классификация методов восстановления продуктивности скважин, их краткая характеристика

Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабо дренируемых запасов углеводородов в неоднородных коллекторах. Следует отметить, что под термином "слабо дренируемые запасы" понимаются запасы нефти на участках залежей с ухудшенными коллекторскими свойствами, обусловленными геологической характеристикой, а также на участках, где по скважинам возможны какие-либо осложнения при их эксплуатации (засорение призабойной зоны механическими примесями, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и т.д.). Слабо дренируемые запасы могут такженаходиться в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, где по высокопроницаемым зонам происходит замещение нефти нагнетаемой водой при невысоком охвате пласта заводнением. [7]

При решении конкретных задач по вовлечению в разработку слабо дренируемых запасов применяются различные технологии. В случае принятия решения о необходимости вовлечения в разработку запасов нефти на участках залежи с ухудшенными коллекторскими свойствами (естественными или обусловленными процессами разработки) применяют технологии интенсификации.

На участках залежи, где в разрезе имеются промытые высокопроницаемые прослои, обусловливающие невысокий охват пласта заводнением, ведутся работы по ограничению и регулированию водопритоков. Непременным условием системной технологии является одновременность воздействия (в пределах до 2 мес.) на призабойные зоны как добывающих, так и нагнетательных скважин.

Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. Такое деление месторождения осуществляется примерно в соответствии с делением разработки месторождения на стадии, проведенным М.М. Ивановой (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина). Предполагается, что по участку в начальный момент возможно проведение работ по интенсификации, а в последующем при его обводнении, т.е. при переходе в другую стадию, - мероприятий по регулированию водопритоков.

Необходимо отметить, что при выделении участка в залежи с сильно выраженной зональной неоднородностью в первую очередь воздействию подвергаются те скважины, от которых формируются основные направления фильтрационных потоков, что позволяет изменить их в направлениях, необходимых для вовлечения в разработку недренируемых пропластков. При ведении работ возможно применение как одной технологии, так и их комплекса.

Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закачки и отбора, т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны повлечь за собой мероприятия по увеличению приемистости нагнетательных скважин.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, как правило, дебит эксплуатационных скважин со временем падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается. Иногда дебит вновь вводимых в эксплуатацию скважин оказывается намного ниже расчетного.

Производительность нефтяных и газовых скважин, а также поглотительная способность нагнетательных зависит от многих факторов и особенно от проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт.

В большинстве же случаев приходится искусственно увеличивать число поровых каналов на забое и удлинять их протяженность, т. е. повышать трещиноватость пород продуктивного пласта.

Похарактеру воздействия на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические. Для получения хороших результатов часто эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.[7]

Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями. Так, например, химические методы, и в частности солянокислотная обработка пласта, дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Применяют обработку кислотой скважин, продуктивные пласты которых сложены сцементированными песчаниками, содержащими карбонатные вещества.

Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ, в основном различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость. При механическом воздействии на пласты их проницаемость повышается вследствие создания новых каналов и трещин, сообщающих пласты с призабойной зоной скважины.

Эти методы повышения проницаемости пластов наиболее эффективны и широко распространены на нефтяных промыслах страны.

Механические методы обработки (гидравлический разрыв пласта, торпедирование) применяют в пластах, сложенных плотными породами.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления парафина и смол, осевших на стенках поровых каналов, и интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы в основном используют для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, в результате чего увеличивается проницаемость пород для нефти. Сюда относятся, как правило, все промывки с применением ПАВ и других добавок.

Решающее значение при выборе способа интенсификации в каждом конкретном случае имеет необходимая глубина обработки продуктивного пласта для восстановления или улучшения проницаемости. Поэтому по глубине воздействия на пористую среду способы интенсификации скважин можно разделить на две большие категории: способы с небольшим радиусом воздействия и способы с большим радиусом воздействия.

К способам улучшения сообщаемости пласта со скважиной с небольшим радиусом воздействия включает использование взрывчатых веществ.

К ним относятся пулевая, кумулятивная перфорации, различные варианты торпедирования (общее торпедирование пласта, направленное торпедирование, перфорация взрывными снарядами) и т.д.[7]

При недостаточной сообщаемости между пластом и скважиной можно

повторно провести обычную перфорацию пулевым перфоратором. Для повышения

ее эффективности скважина заполняется не глинистым раствором или водой, а жидкостями, не загрязняющими вновь созданные перфорационные отверстия.

При твердых и плотных породах можно торпедировать продуктивный пласт взрывчатым веществом, спускаемым в интервал залегания пласта в гильзах, и электрическим взрывателем, который подрывают с помощью кабеля с устья скважины. Гильзы изготавливают из металла, асбеста или пластмасс.

В качестве взрывчатых веществ наиболее часто используют нитроглицерин, динамит, тротил и др. Взрыв может создавать впродуктивном пласте каверны и трещины. Таким образом, одновременно с улучшением сообщаемости пласта со скважиной (создание каверны встенках ствола скважины) увеличивается и проницаемость пласта в зоне с большим радиусом (создание микро- и макротрещин, которые могут распространяться на десятки метров)

Направленное торпедирование можно осуществить за счет использования соответствующей внешней формы заряда и вставок на пути взрывной волны. В зависимости от необходимости можно использовать торпеды бокового рассеянного действия, бокового сосредоточенного и вертикального действия.

Перфораторы с разрывными снарядами создают круглые отверстия в колонне и цементном кольце, проникая в породу, и, взрываясь, образуют каверны и трещины.

Кумулятивный перфоратор состоит из устройства, в ячейках которого содержатся заряда кумулятивного действия. Каждая ячейка с противоположной стороны взрывателя оснащена выемкой соответствующего профиля (например, в форме конуса). Таким образом, газообразные продукты взрыва направляются вдоль оси заряда в виде мощной струи, которая создает в колонне, цементе и породе канал в соответствующем направлении.

К способам улучшения сообщаемости пласта со скважиной с небольшим радиусом воздействия относят очистку ствола скважины и зоны перфорации поверхностно-активными веществами или кислотными ваннами .

Используемые при этом жидкости состоят либо из растворов 1 — 5 % поверхностно-активных веществ, растворенных(или диспергированных) в воде, либо из раствора с содержанием 15 % НСl, в которыйдобавляется 0,5-2% ингибитора коррозии и иногда 1—4 % фтористоводородной кислоты. В некоторых случаях используют смешанные составы кислот и поверхностно-активных веществ. Обычно скважину промывают одним из упомянутых растворов, затем в пласт закачивают рабочую жидкость в объеме 0,3-0,7 м3 на каждый метр интервала перфорации. Для кислотных составов дастся выдержка 1-6 ч, а для поверхностно-активных веществ без кислоты выдержка составляет 24 ч, затем обработанный раствор удаляют и скважину пускают в работу или приступают к обработке пласта, используя способ с большим радиусом воздействия.

Использование поверхностно-активных растворов для промывки скважины или закачки в пластна небольшуюглубину обеспечивает диспергирование и удаление со стенок скважины или из пласта твердых частиц и фильтрата бурового раствора, а также водонефтяной эмульсии.[7]

Кислотные ванны очищают от глинистого раствора новые скважины (или вышедшие из капитального ремонта), а также ликвидируют отложения солей из

шиповой воды, накопившиеся в процессе эксплуатации старых скважин.

Термические способы интенсификации добычи нефти используют для скважин с небольшим радиусом воздействия.

Для повышения температуры можно использовать циркуляцию ей жидкости в скважине, термохимические процессы, электрические нагреватели или газовые горелки. Продолжительность нагрева зоны перфорации скважины обычно составляет 5—50 ч. При этом происходитразжижение отложений твердыхуглеводородов (парафина, смол, асфальтов и т. д.),которые затем удаляются при пуске скважины в эксплуатацию.

Циркуляция горячих жидкостей в скважине легко реализуема, но при глубинах более 100—200 м мало эффективна вследствие больших потерь теплоты из скважины в отложения вскрытого геологического разреза.

В электрических нагревателях применяют систему электрических сопротивлений, смонтированных в трубе, которую устанавливают на конце колонны НКТ. Питание электрической энергией осуществляется по кабелю с поверхности. Существуют и нагреватели, основанные на использовании токов высокой частоты. Электрические нагреватели могут находиться на забое скважины и во время ее эксплуатации. Запуск и остановка нагревателей в этом случае осуществляются включением и выключением питанияэлектрической энергией [2].

Газовые горелки состоят из трубчатой камеры, спущенной в скважину, с двумя концентрическими колоннами насосно-компрессорных труб. По трубам малого диаметра нагнетают горючие газы, по кольцевому пространству — первичный воздух, а по колонне — вторичный. Инициирование горения осуществляется подачей электрической энергии по кабелю с поверхности. Другим кабелем с термопарой измеряется температура снаружи горелки, которая не должна превышать 300 — 400 °С, чтобы не повредить колонну скважины. Температуру на желаемом уровне поддерживают соответствующим регулированием объемов нагнетания газов и воздуха.

Термохимическая обработка базируется на выделении теплоты на забое скважины за счет химического процесса, которая расплавляет тяжелые углеводороды, выпавшие в зоне перфорации скважины, с целью последующего их удаления. Для этого используют реакцию 15 % раствора НСl с едким натром (NaOH), алюминием и магнием.[7]

В результате реакции 1 кг едкого натра с соляной кислотой выделяется 2868 кДж теплоты. Большее количество теплоты получают при реакции HCI с алюминием (которая генерирует 18924 кДж на 1 кг Аl),
однако при этом образуются хлопья гидроокиси алюминия А1(ОН)3,
которые способны забивать поры и проточные каналы в продуктивном
пласте. Наиболее эффективно использование магния, который при ре-
акции с HCI выделяет 19259 кДж, а хлористый магний MgCI хорошо
растворяется в воде или дл обработки скважины труба с щелями набивается стружками кусочками магния, закрепляется под башмаком насосно-компрессорных труб в интервале перфорации скважины, и затем в НКТзакачивают раствор НС1.

К основные способы улучшения сообщаемости продуктивного пласта со скважиной с большим радиусом воздействия относятся кислотные обработки призабойной зоны продуктивного пласта

Эти способы главным образом используют в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20 % или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния.

Основной используемой кислотой является НСl. Она эффективно воздействует на карбонат кальция или магния, образуя растворимые и легко удаляемые хлориды. Соляная кислота является дешевой и недефицитной. Используются и другие кислоты: уксусная, муравьиная и др. В кислотные растворы вводятся и различные присадки: ингибиторы коррозии, комплексирующие агенты, присадки для уменьшения поверхностного натяжения, замедления реакции, рассеивания и т.д.

При закачке в пласт кислотного раствора при давлениях нагнетания меньших, чем давление гидроразрыва, очищаются и расширяются поры в призабойной зоне пласта или трещины и микротрещины в породе-коллекторе, восстанавливая, таким образом, ухудшенную проницаемость обработанной зоны, а в некоторых случаях даже увеличивая ее первоначальное значение.

При равномерном проникновении кислотного раствора в пустоты продуктивного пласта вокруг скважины радиус зоны проникновения непрореагировавшей кислоты определяют из выражения

(6.1)

где q— объем кислотного раствора, см3; t— продолжительность реакции до нейтрализации кислотного раствора, с; h— толщина пласта, см; m — пористость породы в долях единицы; г— радиус скважины, см.

Технология работ следующая: скважину очищают и заполняют нефтью или водой (соленой или пресной) с присадкой 0,1—0,3 % поверхностно-активного вещества. На поверхности готовят кислотный раствор с добавками необходимых компонентов, последовательность введения которых устанавливают преимущественно по данным лабораторных исследований. Кислотный раствор закачивают в насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на затрубном пространстве скважины. Когда он достигает интервала перфорации скважины, закрывают упомянутый вентиль и закачивают кислотный раствор по трубам до тех пор, пока он не проникнет в продуктивный пласт, причем на последнем этапе раствор продавливают нефтью или водой с присадкой 0,1—0,3 %поверхностно-активного вещества. Выдерживают 1—6 ч (но не более) для реакции кислоты, затем раствор удаляют. Скважину вводят в эксплуатацию. При этом' внимательно наблюдают за изменением дебита для определения эффекта от проведенной обработки.[7]

Существуют различные технологические варианты кислотной обработки, как то: простая, селективная, повторная, поочередная, с вибрацией и т. д.

Селективную кислотную обработку проводят для нескольких пластов с различной проницаемостью при необходимости последовательной обработки каждого пласта. Пласты при этом изолируют пакерами или гелями.

Повторную кислотную обработку делают на скважинах, где первичная обработка дала положительные результаты, но повышенный дебит нефти сохранялся непродолжительное время. В этом случае обработку можно повторить несколько раз, каждый раз увеличивая на 25—50 % объем кислотного раствора,

нагнетаемого в продуктивный пласт. При повторении перед кислотным раствором

можно закачать хлористый кальций или другое адекватное вещество для временной закупорки более широких каналов (или зоны повышенной проницаемости) и обеспечения проникновения кислоты в более мелкие каналы, которые не были охвачены воздействием.

Поочередные кислотные обработки являются фактически повторными обработками, которые проводятся подряд без пуска скважины в эксплуатацию. Однако было бы неплохо после закачки каждой порции кислотного раствора удалять продукты реакции из пласта.

Кислотная обработка с вибрацией основывается на закачке раствора через вибратор, устанавливаемый в башмаке насосно-компрессорных труб. Возникающие вибрации, усиленные колебаниями столба жидкости в кольцевом пространстве, создают в продуктивном пласте сеть микротрещин, в которые проникает кислотный раствор, обеспечивая, таким образом, повышенную эффективность.

Для скважин с большим радиусом воздействия относится и гидравлический разрыв продуктивного пласта в призабойной зоне скважины.

Этот способ используется в пластах, представленных твердыми, плотными породами с низкой проницаемостью (песчаники, известняки, доломиты и т. д.).

Давления разрыва достигают закачкой в скважину жидкости под высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются существующие трещины и микротрещины или создаются новые, которые могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и скважиной.

В жидкость разрыва вводят расклинивающие агенты (кварцевый песок, скорлупа грецких орехов, стеклянные шарики, сферические частицы алюминия, шарики окиси циркония и т. д.), которые проникают в трещину, где и остаются при пуске скважины в эксплуатацию, сохраняя в дальнейшем трещину в раскрытом состоянии. Закрепляющие агенты должны обладать высокой прочностью на сжатие, хорошей проницаемостью после упаковки (укладки) в трещине и быть совместимыми с жидкостью разрыва и флюидами продуктивного пласта.

Жидкость разрыва должна быть высоковязкой с низкими фильтрационными свойствами для предотвращения ее проникновения в продуктивные отложения и обеспечения повышения давления до уровня, необходимого для разрыва. Вместе с тем необходимо, чтобы при закачке жидкости разрыва потери давления на трение были минимальными. При этом жидкость должна обладать высокой несущей или удерживающей способностями по отношению к расклинивающим агентам и быть совместимой с флюидами продуктивного пласта. Для удаления ее из пласта. После обработки она должна обладать способностью к разжижению. В качестве жидкостей разрыва можно использовать неочищенную или очищенную нефть, эмульсии или гели, которые могут быть созданы на основе воды или углеводородов. Если жидкость разрыва — кислотный раствор (простой или комплексный) или кислотная эмульсия, тогда операцию обычно называют кислотным гидроразрывом, в отличие от других случаев, когда рабочая жидкость имеет нейтральный рН и операцию называют нейтральным гидроразрывом .[7]

Коротко проанализируем методы интенсификации добычи нефти, применяемых в НГДУ «Азнакаевскнефть».

Одним из них является композиция КРК.

Представляет собой раствор ПАВ неонол АФ 9-12 (с массовой долей 0,4-0,6% в композиции) в абсорбенте – Н (с массовой долей 40-60% в композиции) с добавлением дистиллята ( с массовой долей 60-40% в композиции). Композиция КРК является хорошим растворителем для всех типов АСПО. Закачка композиции КРК производится в добывающие скважины. С целью увеличения притока нефти к забою скважины за счет улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны в результате отчистки ее порового пространства от АСПО. Параметры технологии определяются исходя из геологических и эксплуатационных показателей объекта. Объем закачиваемой композиции определяется расчетным методом на базе интерпретации данных гидродинамических исследований и по ретроспективе работы скважины при определенных термобарических условиях. [5]

Комплексное химико-депрессионное воздействие с помощью реагента СНПХ-9030.

В технологии применяется метод глубокой комплексной обработки призабойной зоны пласта путем физико-химического воздействия в сочетании с депрессионным воздействием.

Технология предназначается для обработки как добывающих, так и нагнетательных скважин.

Глубина воздействия определяется местонахождением зоны пласта, в которой возникают наибольшие гидравлические потери, резко ухудшающие гидродинамические характеристики призабойной зоны пласта. Физико-химическое воздействие приводит к увеличению проницаемости в указанной зоне, что позволяет уменьшить указанные гидравлические потери и увеличить приток нефти в скважину.

Радиус указанной зоны пласта рассчитывается по данным гидродинамических исследований. Расчеты показывают, что объем применяемого реагента для физико-химического воздействия на порядок выше, чем при обычной кислотной обработке.

Физико-химическое воздействие осуществляется кислотной композицией СНПХ-9030, обладающей комплексным действием благодаря наличию в ней функционально назначенных химических реагентов – соляной и плавиковой кислот, органического растворителя и масловодорастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ).

Плавиковая и соляная кислоты позволяют изменить структуру порового пространства породы за счет разрушения части скелета, диспергирования и частичного растворения цементообразующих минералов, включая диспергирование глинистого материала. Органический растворитель разрушает и диспергирует

АСПО в призабойной зоне и принимает участие в отмывании пленочной нефти, обеспечивая тем самым доступ кислот к стенкам породы. ПАВ создает благоприятные условия для проникновения композиции в породу и обеспечивает отмывание пленочной нефти.

Концентрация и соотношения кислот в композиции подобраны таким образом, чтобы их реакционная способность сохранялась до достижения удаленной части

обрабатываемой зоны при перепродавке реагента вглубь пласта технологической жидкостью. Экспериментальным путем установлено, что объем технологической жидкости для перепродавки составляет 1,5-2,5 объема самой композиции. Обработка композицией, как выявлено экспериментальными исследованиями, приводит к увеличению проницаемости в середине обрабатываемой зоны пласта минимум в 2 раза, а в прискважинной зоне она возрастает значительно больше, но до предела, лимитирующего сохранность породы от разрушения.

Депрессионное воздействие осуществляется путем свабирования либо гидровакуумной желонкой (типа КОС, Ж.О.Р., ИПН-120/140, ТОЗ-114)
с целью эффективного выноса продуктов реакции из обрабатываемой зоны пласта и условия улучшения фильтрации пластовой или закачиваемой жидкостью в случае добывающих и нагнетательных скважин соответственно.

В нагнетательных скважинах при достижении коэффициента относительной приемистости Котн.прием.= 2,5 м3/(сут∙атм) и более (под этой величиной понимается отношение рабочей приемистости скважины к давлению закачки) в конце перепродавки композиции СНПХ-9030 технологической жидкостью депрессионное воздействие может не применяться, а продукты реакции рассеиваются вглубь пласта подключением скважины к водоводу от действующей КНС.[4]

Применение растворителя «МИА-пром» для очистки призабойных зон добывающих скважин от АСПО определяется:

а) химической структурой растворителя «МИА-пром»;

б) физико-химическим составом АСПО.

Физико-химический состав АСПО и возможность применения растворителя «МИА-пром» определяется по методике.

АСПО представляет собой парафиновые агломераты, сцепленные асфальто-смолистой массой. Процесс очистки неорганической поверхности от АСПО начинается с растворения смол ароматическим растворителем, что приводит к оголению парафиновых частиц. Необходимость наличия в составе растворителя «МИА-пром» легких линейных углеводородов с плотностью 0,75 г/см3, вязкостью 0,75 мПа∙с и с температурой начала кипения 40 °С вызвана тем, что при контакте с парафином они диффундируют в поры АСПО и разрушают структуру агломератов. Одновременно происходят процессы диспергирования и обволакивания отдельных кристаллов парафина одним из структурных компонентов растворителя «МИА-пром» с последующим их растворением.

Требования, предъявляемые к объектам внедрения технологии:

Снижение потенциальных добывных возможностей скважины более чем на 25% из-за ее эксплуатации в условиях образования АСПО.

Эксплуатационный объект - терригенные отложения девона.

Пористость- 16-22%.

Проницаемость - не менее 0,200 мкм2.

Плотность нефти в пластовых условиях - не более 850 кг/м3.

Вязкость нефти в пластовых условиях - не более 10 мПа∙с.

Давление насыщения - не менее 7,0 МПа.

Способ эксплуатации - ШГН, ЭЦН и другие, принятые в ОАО "Татнефть".

Дебит по жидкости - не менее 3 м3/сут.

Обводненность добываемой продукции - до 90% [4].

Технология АХВ предназначена для восстановления нерентабельного фонда скважин, т. е. таких скважин, призабойная зона которых практически заблокирована в результате многократных глушений водными системами и длительного отложения асфальтено-смолистых и парафинистых веществ. Поэтому основной объект воздействия - малодебитный фонд скважин с резко сниженными фильтрационно-емкостными свойствами ПЗП. Следующими объектами являются скважины, в которых вскрыты два или более пласта (пропластка) с различной проницаемостью или один пласт с ярко выраженной неоднородностью по проницаемости. Третьим объектом являются слабопроницаемые продуктивные пласты. Кроме этого технология может быть использована при освоении скважин после бурения и капитального ремонта, а также для восстановления приемистости нагнетательных скважин.[7]

Сущность технологии для добывающих скважин заключается в следующем: в зону продуктивного пласта закачивается углеводородный раствор ПАВ и частично задавливается в пласт; затем при необходимости производится перестрел пласта в нефтенасыщенной низкопроницаемой зоне; после этого вся перфорированная толщина пласта подвергается обработке ультразвуком в среде углеводородного раствора ПАВ с выделением тепла, одновременно рекомендуется создание динамического режима (полоскание ПЗП) путем создания давления (продавки раствора ПАВ в пласт) с последующим резким сбрасыванием его (обратного движения раствора ПАВ из пласта в ствол скважины) с использованием имплозионных устройств или создания депрессии в скважине.

Комплексный технологический процесс ОПЗ направлен на декольматацию и очистку ПЗП от органических и неорганических загрязнений, снижающих фазовую проницаемость по нефти в добывающих скважинах (вода в порах, частицы парафина, смолы, асфальтены, соли, мехпримеси и др.) и по воде в нагнетательных скважинах (диспергированная нефть, илистые образования, мехпримеси и др.). Поэтому большое значение для конкретных объектов приобретает правильный подбор обрабатывающего состава, задавливаемого в ПЗП, где осуществляется перестрел и в среде которого генерируется ультразвуковое излучение.

Механизм стимуляции, очистки ПЗП и восстановления проницаемости данной зоны основан на комплексном физико-химическом воздействии и синхронизации ряда физических эффектов - термоакустических полей в ультразвуковом диапазоне, отмыва органоминеральных загрязнений специальным составом и гидрофобизации поверхности поровых каналов в ПЗП (в нефтяных скважинах) и гидрофилизации ПЗП (в нагнетательных скважинах), усиления всех процессов очистки пласта за счет гидродинамического режима обработки.

Технология основана на комплексе воздействий с использованием генератора ультразвуковых колебаний с магнитострикционным (МСИ) или пьезокерамическим

(ПКИ) излучателем. Ультразвуковые колебания от генератора передаются по каротажному кабелю на забойный излучатель, устанавливаемый в интервал обработки ПЗП.

Интервалы обработки пласта и ПЗП заполняются специальным обрабатывающим составом. В нефтяных скважинах применяются обрабатывающие составы на углеводородной основе - растворы катионактивных ПАВ, анионактивных маслорастворимых ПАВ или их смеси. В нагнетательных скважинах применяются водные растворы неионогенных ПАВ, водорастворимых анионактивных ПАВ или их смеси.

Подбор эффективных реагентов осуществляется на основе лабораторных керновых исследований и результатов промысловых испытаний.

Режимы, мощность и темп акустической обработки ПЗП определяются импульсно-энергетическими показателями, типом и конструкцией генератора и излучателя.

В акустическом поле с высокой интенсивностью в магнитострикционных излучателях более 50 %, а пьезокерамических 20 % энергии в пределах зоны интервала обработки трансформируется в тепло. Поэтому ПЗП облучается совместно тепловым и акустическим полями (термоакустическое воздействие). Влияние акустического поля на обрабатывающий состав (следовательно, на жидкие и твердые загрязнения в ПЗП) заключается в возникновении в нем знакопеременных (сжатие - растяжение) быстропротекающих во времени высоких градиентов давления, величина которых достаточна для разрушения кольматирующих структур и пристенных аномальных слоев пластовых жидкостей в поровых каналах.[7]

При выполнении технологии комплексного воздействия не возникают нарушения цементного камня и разрушения окружающего пласта, т.е. воздействие является бездефектным, поскольку знакопеременные градиенты давления создаются в масштабе, соизмеримом с размерами пор.

Обработка скважин по технологии комплексного воздействия ведется на высоком инженерном уровне, близком к геофизическим исследованиям. Выполнение технологии совмещается с работами по ПРС и КРС [4].

Технология депрессионной перфорации (ДП) предназначена:

для очистки призабойной зоны скважины (ОПЗ) путём совмещения перфорации эксплуатационной колонны и создания депрессии на призабойную зону;

для снижения максимального давления при простреле, способствующее сохранению качества цементного камня, обсадной колонны и корпуса перфоратора.

В процессе бурения и вскрытии продуктивного пласта в условиях репрессии (Рс>Рпл.) в прискважинную зону проникают фильтрат и твёрдые частицы из промывочной жидкости:

при цементировании обсадной колонны в пласт проникает цементный

раствор;

в процессе перфорации скважины каналы закупоривают-ся пестами, образующимися из кумулятивных оболочек и другими остатками от зарядов;

кроме того, при репрессии во время ремонтных работ жидкость из скважины вместе с твёрдыми частицами проникает дополнительно через стенки каналов;

ухудшение гидродинамических характеристик призабойной зоны пласта происходит и во время эксплуатации скважины в результате загрязнения примесями, солями, асфальтено-смолистыми и парафинистыми веществами.

При проведении депрессионной перфорации происходит разгерметизация имплозионной камеры. При этом создается разряжение (депрессия) в интервале прострела. Жидкость с загрязнениями из призабойной зоны мгновенно устремляется внутрь камеры через отверстия корпуса перфоратора.

Технология ДП способствует также сохранению качества цементного камня, обсадной колонны и корпуса перфоратора, т.к. при этом происходит снижение максимального давления при простреле.[4]

С целью достижения наибольшего эффекта при ОПЗ скважин, перфорацию необходимо проводить методом прострела сверху вниз, начиная с кровли пласта, так как при взрыве зарядов избыточное давление ударной волны под перфоратором в два раза превышает избыточное давление ударной волны над перфоратором [5].

Технологии волнового воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин в среде активных жидкостей КПАС является комплексным и наиболее интенсивным методом воздействия на призабойную зону пласта в сложных геолого-промысловых условиях. Совмещение физико-химического и волнового воздействия приводит к протеканию в призабойной зоне целого ряда процессов:

происходит механическое разрушение и растворение в активных жидкостях глинистой корки, солей, отложений асфальтосмолистых веществ и парафинов, а также других пластовых кольматантов;

при волновом воздействии более интенсивно протекают химические реакции взаимодействия активных жидкостей с породой пласта и пластовыми кольматантами;

в процессе волнового воздействия происходит резкое снижение

межфазного натяжения на границе раздела жидкость – порода, нефть-вода, а также нефть - кислотный состав, что обеспечивает более глубокое проникновение активных жидкостей в низкопроницаемые и закольматированные интервалы;

при проведении бароциклической обработки в режиме циклических гидравлических воздействий по технологии гидравлического и гидрокислотного удара или по технологии электрогидравлического воздействия происходит разрыв глинистой корки, образование микротрещин, что способствует более интенсивной фильтрации кислотных составов и других реагентов в низкопроницаемые и закольматированные интервалы;

при дренировании пласта струйным насосом в режиме циклических знакопеременных давлений, а также депрессий различной амплитуды происходит

активная очистка призабойной зоны от продуктов реакции после кислотных обработок и ОПЗ с применением других реагентов;

при электрогидравлическом воздействии по технологии ЭГВ осуществляется гидроимпульсное воздействие в интервалах перфорации пласта, что приводит к разрыву глинистой корки, образованию микротрещин и увеличению фильтрационных характеристик обрабатываемой зоны пласта.

Важной отличительной особенностью КПАС от известных ПАВ-кислотных составов является то, что микроэмульсионная система КПАС не только хорошо очищает призабойную зону пласта от АСПО, солевых отложений и остатков буровых растворов, но и сохраняет после нейтрализации высокие нефтевытесняющие свойства (за счет остаточного содержания НПАВ в системе) и гидрофобизирующие свойства (за счет пептизации и перевода в воду нерастворимых полярных компонентов нефти в тонкодисперсное (коллоидное) состояние).[4]

Эффективность применения КПАС для повышения нефтеотдачи пласта существенно возрастает, если предварительно из скважины, подлежащей обработке, отобрать пробу осадка и на основании лабораторных исследований скорректировать компонентный состав КПАС.

В низкотемпературных пластах с высоким и повышенным содержанием смол и асфальтенов (более 80%), также парафинов (более 5%) внедряется технологическая схема обработки КПАС с предварительной закачкой в ПЗП высококонцентрированного раствора РДН-0 20-50% концентрации. После закачки и выдержки на реакции раствора РДН-0 проводится обработка призабойной зоны КПАС. Данная технологическая схема применяется как в добывающих скважинах, так и в нагнетательных скважинах.[4]

7. Анализ технологической эффективности методов восстановления продуктивности скважин на промысловом объекте

На Карамалинской площади Ромашкинского месторождения были проведены

следующие методы восстановления продуктивности скважин:

КРК;

СНПХ-9350;

СНПХ-9030;

МИА - ПРОМ;

ТБИВ.

Рассмотрим краткую характеристику каждого из методов восстановления продуктивности, которые применялись на площади:

1)Технология предназначена для увеличения притока нефти к забою добывающей скважины за счет улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны в результате очистки ее порового пространства органических высокомолекулярных асфальтено-смолистых и парафиновых отложений (АСПО). Технология осуществляется путем закачки в призабойную зону пласта добывающей скважины композиции на основе растворителей и поверхностно-активного вещества.[5]

2) Технология СНПХ-9350(для разглинизации глинистых коллекторов) предназначена для повышения продуктивности скважин, эксплуатирующих терригенные глинистые коллектора или пласты, снизившие свою продуктивность вследствие вторичного техногенного загрязнения прискважинной зоны (проникновение глинистого бурового раствора).[4]

3)Технология заключается в комплексной обработке призабойной зоны пласта скважины, сочетающей физико-химическое и депрессионное воздействия, глубина и степень которых позволяют достичь необходимой гидродинамической сообщаемости скважины с пластом. Технология применяется в добывающих и нагнетательных скважинах. Физико-химическое воздействие осуществляется закачкой расчетного объема кислотной композиции комплексного действия СНПХ-9030, состоящей из химических реагентов различной функциональной назначенности и позволяющей провести растворение, диспергирование и удаление АСПО, разрушение и растворение части скелета породы. Депрессионное воздействие осуществляется путем понижения уровня скважинной жидкости различными методами (свабированием, компрессированием азотной компрессорной станцией, струйными эжекторными устройствами).[4]

4) Растворитель МИА-пром представляет собой углеводородную композицию и предназначен для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Внешний вид - жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, без механических примесей. Плотность при 20 0С не менее 700 кг/м 3.

Растворитель МИА-пром эффективен для удаления АСПО, образующихся на подземном оборудовании нефтедобывающих скважин и призабойной зоне, также используется для промывки трубопроводов. Расход реагента по выше перечисленным технологиям подбирается исходя из

промысловых условий и решаемых технологических задач.[4]

5)Целью ТБИВ настоящей технологии является термохимический прогрев нижней части ствола скважин, включая интервал перфорации, и призабойной зоны с целью удаления отложений АСПВ и повышения проницаемости пласта за счет комбинированного воздействия на породу импульсами давления и высокотемпературной парогазовой смесью.[6]

Рассмотрим удельные затраты для применения методов восстановления продуктивности скважин на Карамалинской площади:

Таблица 7.1

Удельные затраты для применения методов

Метод	Удельные затраты, руб./скв
КРК	8597
СНПХ-9030	271284
ТБВИ	154287
СНПХ-9350	242549
МИА-ПРОМ	221099

Рис.7.1 Удельные затраты для проведения мероприятия

Из приведенной диаграммы видно, что наибольшие затраты приходятся на метод восстановления продуктивности – СНПХ-9030, затраты которого составляют 271284 руб./скв., а наименьшие – на метод восстановления продуктивности – КРК, затраты которого составляют 8597 руб./скв. На метод ТБИВ тратится 15487 руб./скв., на СНПХ-9350 – 242549руб./скв., а на метод МИА-ПРОМ уходит 221099 руб./скв.

Таким образом, метод КРК является самым дешевым методом восстановления продуктивности скважин на Карамалинской площади Ромашкинского месторождения.

Таблица 7.2

Продолжительность эффекта

Метод	Продолжительность эффекта, мес.
КРК	27
СНПХ-9030	18
ТБВИ	24
СНПХ-9350	12
МИА-ПРОМ	7

Рис.7.2 Продолжительность эффекта

Самый длительный по продолжительности – метод КРК и составляет

продолжительность эффекта 22 месяца. Следом за КРК идет метод ТБИВ, продолжительностью 24 месяца, затем метод СНПХ-9030, продолжительностью 18 месяцев и метод СНПХ-9350(12 месяцев). Самый короткий по продолжительности – метод восстановления продуктивности

МИА-ПРОМ (7 месяцев).

Таким образом, метод КРК является наиболее продолжительным по сравнению с другими методами восстановления продуктивности скважин.

Таблица 7.3

Эффективность реагента

Метод	Эффект реагента м3/т
КРК	0,018
СНПХ-9030	0,077
ТБВИ	0,047
СНПХ-9350	0,073
МИА-ПРОМ	0,032

Рис.7.3 Эффективность реагента

Из гистограммы видно, что наилучшие показатели имеют методы: КРК с эффективностью реагента – 0,018 м3/т, затем идет метод МИА-ПРОМ с эффективностью реагента – 0,032 м3/т и метод ТБИВ с эффективностью реагента – 0,047 м3/т. А методы СНПХ-9030 (0,077 м3/т) и СНПХ-9350 (0,073 м3/т) являются более затратными.

Таким образом, метод КРК имеет самые лучшие показатели, так как тратится меньше реагента, и следовательно приходится меньше затрат на закачку реагента.

Таблица 7.4

Удельная эффективность

Метод	Удельная эффективность, т/скв.
КРК	606
СНПХ-9030	440
ТБВИ	531
СНПХ-9350	545
МИА-ПРОМ	311,5

Рис.7.4 удельная эффективность

Глядя на гистограмму, можно сделать вывод, что метод КРК с удельной эффективностью 606 т/скв. занимает первое место, второе место, с удельной эффективностью 545 т/скв., занимает метод СНПХ-9350, третье место занимает метод ТБВИ (531 т/скв.). Затем идет метод СНПХ-9030 (440 т/скв.) и последнее место занимает метод МИА-ПРОМ с удельной эффективностью 311,5 т/скв.

Таким образом, по данным всех диаграмм, можно сделать вывод, что метод КРК является наиболее эффективным методом восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторождения по сравнению с другими мероприятиями, проводимыми на этой площади.

9. Проведение технологии ОПЗ скважин композициями на основе растворителей и отходов нефтехимических производств КРК. Характеристика применяемых материалов и технических средств.

Технологический процесс закачки композиции

1. Объем композиции рассчитывают исходя из условия достижения потенциальных добывных возможностей скважины, сниженных в результате образования АСПО в призабойной зоне продуктивного пласта.

2. Потенциальные добывные возможности скважины оцениваются согласно «Методике обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости в скважину при использовании численных методов», разработанной институтом ТатНИПИнефть и утвержденной 13.01.99 г. главным геологом ОАО «Татнефть».

3. При параметре отношения продуктивности (ОП) меньше или равно 0,75 планируют проведение работ по обработке призабойной зоны скважины композицией «КРК».

4. Расчет объема композиции осуществляют по фактическому забойному давлению (текущему или согласно предыстории эксплуатации скважины), величина которого меньше давления насыщения (Рнас.) – условие образования АСПО.

5. Радиальный размер призабойной зоны, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения, рассчитывают по формуле:

Rпзп = R

r , где  = , (9.1)

где Rк – условный радиус контура питания (для практических расчетов – половина расстояния между скважинами), м; rс – радиус скважины по долоту, м; Рпл – пластовое давление, МПа; Рзаб – забойное давление, МПа.

6. Объем композиции рассчитывают по формуле:

(9.2)

где m – пористость, доли ед.; h – эффективная толщина продуктивного пласта, м.

7. Доставляют на скважину все необходимые материалы и оборудование, согласно п. 3, или готовую композицию. Проводят обучение работающего персонала в соответствии с планом работ.

8. Подготовка композиции «КРК».[5]

9. В автоцистерну с абсорбентом-Н подают расчетное количество ПАВ неонол АФ 9-12 и с помощью насосного агрегата перемешивают в ней до полного растворения ПАВ в течение времени, достаточном для полной циркуляции одного объема раствора.

10. Затем в пустую автоцистерну (или закрытую емкость с перемешивающим устройством объемом 8-10 м3) с помощью насосного агрегата подают раствор абсорбента-Н с ПАВ, приготовленный по п. 5.8.1, из расчета его массовой доли в композиции 40-60 % и дистиллят из расчета его массовой доли в композиции 60-40 %. Схема обвязки оборудования для приготовления

композиции приведена на рисунке 9.1.

Если объем приготавливаемой композиции не превышает объема автоцистерны, в которой находится раствор ПАВ в абсорбенте-Н, приготовленный по п. 5.8.1, то в нее подают расчетный объем дистиллята и там же производят перемешивание композиции.

11. Композицию перемешивают в течение времени, достаточном для полной циркуляции одного объема композиции, при соблюдении мер безопасности

12. Для приготовления 1 т композиции необходимо следующее соотношение компонентов:

абсорбент-Н . . . . . . . . . . . . . . .0,398 – 0,596 т . . . . . . . . . . 0,500 – 0,700 м3

дистиллят . . . . . . . . . . . . . . . . .0,598 – 0,398 т . . . . . . . . . . 0,800 – 0,600 м3

неонол АФ 9-12 . . . . . . . . . . . .0,004 – 0,006 т . . . . . . . . . . 0,003 – 0,005 м3

13. Производят обвязку насосного агрегата с устьевым оборудованием

(рис. 9.2).

14. Проводят опрессовку нагнетательной линии на 1,5-кратное допустимое давление.

15. Проведение технологического процесса закачки композиции «КРК» без пакера.

16. Через НКТ при открытой затрубной задвижке доводят композицию до верхнего интервала перфорации. Объем композиции рассчитывают суммированием объемов НКТ и пространства между НКТ и эксплуатационной колонной от подошвы до кровли перфорированной части обрабатываемого пласта.

17. Закрывают затрубную задвижку и вентиль выкидной линии.

18. Оставшийся объем композиции продавливают в НКТ.

19. Дальнейшую продавку композиции производят безводной нефтью или подготовленной технологической жидкостью в количестве одного объема НКТ под давлением, не превышающем давление опрессовки эксплуатационной колонны.[5]

Рис.9.1 Схема обвязки оборудования для приготовления композиции

1 – автоцистерна с абсорбентом-Н; 2 – автоцистерна с дистиллятом; 3 – автоцистерна для приготовления композиции; 4 – насосный агрегат

Рис.9.2 Схема обвязки оборудования для закачки композиции

1 – скважина; 2 – обратный клапан; 3 – задвижки; 4 – емкость накопительная на 10 м3;

5 – насосный агрегат; 6 – автоцистерна с композицией; 7 – автоцистерна с нефтью или подготовленной технологической жидкостью

20. Проведение технологического процесса закачки композиции «КРК» с пакером.

21. При открытой затрубной задвижке и сорванном пакере через НКТ доводят композицию до верхнего интервала перфорации.

22. Сажают пакер.

23. Оставшийся объем композиции продавливают в НКТ.

24. Дальнейшую продавку композиции производят безводной нефтью или подготовленной технологической жидкостью в количестве одного объема НКТ при допустимом давлении закачки.[5]

25. В процессе приготовления и закачки композиции «КРК» контролируют следующие технологические параметры:

- концентрация компонентов в композиции (определяется по количеству

дозируемых реагентов)

давление закачки (определяется по манометру насосного агрегата);

давление в межтрубном пространстве.

26. При достижении допустимого давления снижают производительность насоса. При дальнейшем росте давления закачку проводят с ожиданием падения давления.

27. Скважину закрывают и оставляют под давлением для реагирования на 24 часа.

28. Освоение скважины осуществляется насосом, свабированием, либо другим методом согласно требованиям РД 39-0147585-140-96 «Технология вызова притока при освоении скважин» и РД 39-0147585-198-99 «Методика расчета технологических параметров при свабировании скважин (стандарт предприятия)».

29. Заключительные работы.

30. Поднимают перо.

31. Спускают подземное оборудование.

32. Производят сборку устьевого оборудования скважины.

33. Задвижки проверяют на герметичность.

34. Вызывают приток, проводят освоение и вывод скважины на режим в установленном порядке. Освоение скважин после завершения ремонтных работ должно производиться с участием представителя заказчика. При освоении и ремонте скважин должны быть приняты меры по предотвращению разлива нефти, жидкости, находящейся в стволе скважины. Ведение работ по ремонту и освоению скважин на кустовых площадках следует производить в соответствии с требованиями, установленными Госгортехнадзором России.

35. После выхода скважины на режим работы проводят контрольный замер дебита жидкости и обводненности продукции, проводят гидродинамические исследования. При наличии специальной программы исследований выполняют определение профиля притока по пластам в скважинах, оборудованных ШГН.[5]

Технические средства и материалы, необходимые для осуществления технологии

1. При осуществлении технологического процесса используется стандартное нефтепромысловое оборудование:

2. Установка насосная передвижная по ГОСТ 28922-91: СИН-35 (УНЦ-20050), СИН-32 (УНП-20050), СИН-31 (УН-200100) или цементировочный агрегат ЦА-320

(ТУ 26-02-30-75).

3. Автоцистерна типа АЦ-10 по ТУ 26-16-32-77; АЦН-11-257, АЦ-9-53212, АЦН-120-250 по ТУ 26-16-125-81; ЦР-7АП, ЦР-7АПС по ТУ 28-18-32-77.

4. Накопительная емкость объемом не менее 10 м3.

5. Для проведения технологического процесса необходимы следующие материалы:

6. Прямогонный дистиллят по физико-химическим показателям должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 9.1 (ТУ 0272-020-00151638-98).

Таблица 9.1 Физико-химические показатели дистиллята

Наименование показателя	Значение показателя
Плотность, кг/м3	680
Фракционный состав: температура начала кипения, 0С температура конца кипения, 0С	28 350
Внешний вид	прозрачная жидкость от светло-желтого до темно-желтого цвета
Содержание влаги, массовая доля, %	отсутствие

Продолжение таблицы 9.1

Наименование показателя	Значение показателя
Давление насыщенных паров дистиллята, кПа (мм.рт.ст.), не более в летний период в зимний период	66,7 (500) 93,3 (700)

Примечание: допускается использование дистиллята с плотностью до 720 кг/м3.

7. Абсорбент-Н производится ОАО «Нижнекамскнефтехим» по ТУ 2411-036-05766801-95. По физико-химическим показателям Абсорбент-Н должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 9.2[5]

Таблица 9.2 Физико-химические показатели Абсорбента-Н

Наименование показателя	Значение	Метод испытаний
1 Внешний вид	Жидкость от светло-коричневого до темного цвета	п. 4.3 ТУ 2411-036-05766801-95
2 Плотность при 200С, кг/м3	Не нормируется	ГОСТ 3900-85
3 Температура начала кипения 0С, не ниже	27	ГОСТ 2177-99
4 Массовая доля воды, %, не более	3	ГОСТ 2477-65

Абсорбент-Н имеет сертификат соответствия и разрешен к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти.

8. Поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 производится ОАО «Нижнекамскнефтехим» по ТУ 2483-077-05766801-98. По физико-химическим показателям неонол АФ 9-12 должен соответствовать требованиям и нормам,

указанным в таблице 9.3.

Поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 имеет сертификат соответствия и разрешен к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти (приложение А).

Для приготовления композиции возможно применение неонола других марок и фирм-производителей, имеющих аналогичные физико-химические показатели, допущенные к применению в нефтяной промышленности.

9. Композиция «КРК» представляет собой раствор поверхностно-активного вещества неонол АФ 9-12 (с массовой долей 0,4-0,6 % в композиции) в абсорбенте-Н (с массовой долей 40-60 % в композиции) с добавлением дистиллята (с массовой долей 60-40 % в композиции).

Таблица 9.3 Физико-химические свойства неонола АФ 9-12

Наименование показателя	Значение	Метод испытаний
Внешний вид при 25 0С	Прозрачная маслянистая жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета	п. 4.2 ТУ 2483-077-05766801 -98
Цветность по платиново-кобальтовой шкале, не более	150	ГОСТ 14871-76, раздел 1 (с дополнением по п. 4.3 для неонолов АФ 9-12)
Температура помутнения водного раствора НПАВ концентрацией 10 г/дм3, 0С	863	п. 4.4 ТУ 2483-077-05766801 -98
Концентрация водородных ионов (рН): - водного раствора с массовой долей НПАВ 10 г/дм3	71	ГОСТ 22567.5-93
Массовая доля присоединенной окиси этилена, %	70,01,0	п. 4.6 ТУ 2483-077-05766801 -98
Массовая доля воды, %, не более	0,5	ГОСТ 14870-77, раздел 2
Массовая доля полиэтилен-гликолей, %, не более	1,5	п. 4.7 ТУ 2483-077-05766801 -98

10. Композиция КРК является хорошим растворителем для всех типов АСПО.

11. Возможно применение других композиций аналогичного назначения, использование которых при ОПЗ позволяет восстановить фильтрационные характеристики призабойной зоны продуктивного пласта, имеющих сертификаты соответствия и допущенных к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти.[5]

1.Краткая характеристика геологического строения промыслового объекта

В составе осадочной толщи пород Ромашкинского нефтяного месторождения выделяются терригенные и карбонатные отложения девонской, каменноугольной и пермской систем. Основным эксплуатационным объектом в пределах Карамалинской плошади являются терригенные отложения пашийского горизонта франского яруса верхнего девона (горизонта Д1), залегающие в среднем на глубине около 1750 м. Продуктивный горизонт представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Для корреляции разрезов используются регионально выдержанные реперы: в кровле горизонта — "верхний известняк", в подошве — "муллинские глины". В разрезе горизонта выделяется 6 пластов-коллекторов (сверху-вниз): "а", "б1", "62", "б3","в", "гд"

Залежь нефти горизонта Д1 Карамалинской площади является многопластовой, сводовой и представляет собой единую гидродинамическую систему. Об этом свидетельствует наличие общего начального водонефтяного контакта (ВНК) для всех пластов, а также высокая литологическая связанность их между собой. В среднем по площади ВНК прослеживается на абсолютной отметке - 1487,2 м, изменяясь по блокам от -1486,4 м (II блок) до -1487,6 м (III и IV блоки). Наибольшее количество скважин с ВНК вскрыто в пластах "б" (40 скважин), "а" (32 скважин). Самой высокой связанностью между собой характеризуются пласты "б2" - "б3" и "б3"-"в" , по которым коэффициент диалогической связанности (Ксв.) составляет соответственно 0,666 и 0,678. Промежуточное положение занимают пласты "а" - "б1" и "в" - "гд", по ним Ксв составляет соответственно 0,408 и 0,602. Наименее связанными являются пласты "б1" - "б2" (0,376).

Площадь нефтеносности пластов эксплуатационного объекта уменьшается вниз по разрезу. Наибольшим параметром нефтеносности, определяемым как соотношение количества скважин, вскрывших продуктивный коллектор, к общему количеству скважин по пласту, вскрывшим коллектор, характеризуется пласт "a" (0,964).По пласту "гд" параметр нефтеносности составляет всего 0,019.[1] Терригенные отложения пашийского горизонта (Д1) нижнефранского подъяруса верхнего девона, залегают на глубине 2340 м. Средняя эффективная толщина пластов-коллекторов горизонта составляет 5,2 м, нефтенасыщенная – 4,8 м.[2]

К верхней части яруса приурочены пористые, иногда кавернозные нефтенасыщенные известняки. Литологически франский ярус сложен толщей известняков светло-серых. В нижней и средней частях они скрыто кристаллические и реже перекристаллизованные, доломитизированные со стилолитовыми швами. В верхней части яруса известняки органогенно-обломочные, пелитоморфные, микрозернистые, пористые, кавернозные, состоящие из пелитоморфных раковин фораминифер, остракод, брахиопод.

К средней части этого яруса приурочены продуктивный пласт, сложенный песчаниками и алевролитами.

Общая толщина отложений 520 – 992 м.

Четвертичные отложения представлены песчанистыми суглинками, песками, глинами, галечниками толщиной от 2 – 5 м на водораздельных пространствах и до 18 м в долинах рек.

Начальный водонефтяной контакт на месторождении прослеживается на абсолютной отметке – 1585 м. [2]

Таблица 1.1

Показатели неоднородности пластов Карамалинской площади Ромашкинского месторождения

Пласт	Коэффициент песчанистости, д.ед.			Коэффициент расчлененности, д.ед.
	количество скважин	среднее значение	коэффициент вариации	количество скважин	среднее значение	коэффициент вариации
а	25	0,73	0.126	25	0,85	0,365
б1	10	0,675	0,140	10	5,75	0,365
62	15	0,745	0.127	15	0,97	0,344
б3	45	0,598	0,138	45	4,75	0,375
в	7	0,697	0.13	7	2,46	0,298
гд	10	0,643	0,145	10	1,9	0,372

Все вышесказанное говорит о довольно неоднородном строении месторождения. Пласт «а» и «б1» характеризуются примерно одинаковыми значениями коэффициента песчанистости, но относительно невысокой расчлененностью в пласте «а» и «б2», поскольку в большинстве разрезов они представлены одним реже двумя пропластками, и высоким значением коэффициента расчлененности в «б1» и «б3» . Исследуя данные, можно сделать вывод, что, рассматриваемые продуктивные отложения, согласно классификации Дахнова В.Н., можно отнести к среднеемким и среднепроницаемым коллекторам.

2.Основные коллекторские свойства продуктивных пластов

В соответствии с принятой при подсчете запасов нефти горизонта Д1 Ромашкинского месторождения классификацией породы-коллекторы дифференцируются на классы и группы различной продуктивности по двум параметрам: I — высокопродуктивные коллекторы с абсолютной проницаемостью более 0,100 мкм и II - малопродуктивные с абсолютной проницаемостью, изменяющейся в пределах от 0,030 мкм2 до 0, 100 мкм2.

В первом классе пород коллекторы подразделяются на две группы в зависимости от величины объемной глинистости, определяемой по геофизическим данным. При глинистости менее 2% коллекторы относятся к группе высокопродуктивных неглинистых пород (I группа), а при глинистости более 2% — к высокопродуктивным глинистым ((1) группа). Малопродуктивные коллекторы (2 группы) в преобладающем количестве случаев сложены разностями с глинистостью более 2%. Породы с проницаемостью ниже 0,030 мкм2 считаются некондиционными и относятся к неколлекторам.

Такая классификация была использована для выделения групп коллекторов по пластам горизонта Д1 Карамалинской площади. В таблице 2.1 приведены средневзвешенные величины параметров пластов по типам пород. Анализ рассматриваемых данных показывает, что по всем пластам и в целом по объекту самыми высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств характеризуется высокопродуктивные неглинистые коллекторы, по которым пористость изменяется от 0,202 (пласт "в") до 0,214 (пласты "б1 " и "б3"), интервал изменения проницаемости составляет 0,414 мкм2 (пласт "в") — 0,677 мкм2 (пласт "б1"), а нефтенасыщенность варьирует от 0,824 (пласт "в") до 0,843 (пласт "а"). Наиболее низкие значения коллекторских свойств отмечаются по малопродуктивной группе, средние величины параметров по которой находится в пределах: пористость — от 0,149 (пласт "а") до 0,186 (пласт "б2"), проницаемость — от 0,050 мкм2 (пласт "б2") до 0,072 мкм2 (пласт "б3" ) и нефтенасыщенность — от 0,549 (пласт "б3") до 0,675 (пласт "в"). Высокопродуктивные глинистые породы по своим коллекторским свойствам имеют промежуточные значения.[1]

Таблица 2.1

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности по группам пород

Пласт	Пористость, доли ед.				Проницаемость, мкм2				Нефтенасыщенность, доли ед.
	1	(1)	2	среднее	1	1	2	среднее	1	(1)	2	среднее
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
а	0,207	0,177	0,149	0,191	0,572	0,156	0,053	0,430	0,843	0,707	0,634	0,793

Продолжение таблицы 2.1

Пласт	Пористость, доли ед.			Проницаемость, мкм2				Нефтенасыщенность, доли ед.
	1	(1)	2	среднее	1	1	2	среднее	1	(1)	2	среднее
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
б1	0,214	0,179	0,156	0,202	0,677	0,149	0,059	0,542	0,842	0,702	0,637	0,806
б2	0,211	0,186	0,152	0,152	0,562	0,148	0,050	0,471	0,826	0,704	0,666	0,803
б3	0,214	0,175	0,161	0,207	0,649	0,131	0,072	0,574	0,832	0,753	0,549	0,809
в	0,202	0,176	0,150	0,196	0,414	0,107	0,058	0,375	0,824	0,682	0,675	0,800
гд	0,209	0,185	-	0,201	0,492	0,140	-	0,382	0,828	0,798	-	0,802

Высокая неоднородность пластов по площади и разрезу еще больше усложняется тем, что они представлены коллекторами различной продуктивности. При этом соотношение площадей распространения выделенных групп пород по пластам неодинаково, в целом по площади по всем пластам отмечается преобладание доли высокопродуктивных неглинистых коллекторов. Например, по пластам "б3", "в" и "гд" на 1 группу коллекторов приходится соответственно 84,0%. 79,4% и 80,0% продуктивной площади, а по пластам "а" и "б1" — 55,8% и 57,4%. Пласт "б2" по доле высокопродуктивных неглинистых коллекторов в общей продуктивной площади занимает промежуточное положение (табл. 2.2).[1]

Таблица 2.2

Характеристика пластов объекта разработки по условиям залегания коллекторов

№ Блока	Группа коллекторов	Отношение площади распространения групп коллекторов к общей продуктивной площади пласта, доли ед.
		а	б1	б2	б3	в	гд
1	2	3	4	5	6	7	8
1	1 (1) 2	0,404 0,128 0,468	0,421 0,168 0,411	0,782 0,091 0,127	0,956 - 0,044	0,789 0,071 0,143	0,800 0,200 -
2	1 (1) 2	0,826 0,056 0,116	0,750 0,098 0,152	0,848 0,061 0,091	0,909 0,045 0,046	0,800 0,100 1,000	- - -
3	1 (1) 2	0,687 0,125 0,187	0,692 0,077 0,231	0,750 - 0,250	0,750 - 0,250	- - 0,700	- - -
4	1 (1) 2	0,427 0,200 0,373	0,509 0,149 0,192	0,534 0,276 0,190	0,650 0,200 0,150	0,300 - 0,794	- - 0,800
По площади в целом	1 (1) 2	0,558 0,137 0,304	0,574 0,159 0,266	0,700 0,153 0,146	0,840 0,072 0,088	0,117 0,088	0,200 -

Таблица 2.3

Средние нефтенасыщенные толщины по пластам

Пласт	Группа	Блок				По пласту в целом
		1	2	3	4
1	2	3	4	5	6	7
а	1 (1) 2 Среднее	2,3 1,9 1,6 1,9	3,1 1,9 1,7 2,8	2,8 2,3 1,4 2,6	2,1 1,8 1,6 1,9	2,6 1,7 1,6 2,1
б1	1 (1) 2 Среднее	2,4 1,8 1,5 2,0	2,5 1,6 1,2 2,2	1,8 2,2 - 1,8	2,3 1,4 1,5 2,0	2,3 1,6 1,4 2,0
б2	1 (1) 2 Среднее	2,0 1,9 1,5 1,9	1,9 2,2 1,0 1,8	1,5 - 1,2 1,4	1,6 1,8 1,6 1,6	1,8 1,9 1,5 1,8
б3	1 (1) 2 Среднее	2,2 - 1,4 2,2	1,9 1,2 - 1,8	1,3 - 1,5 1,4	1,2 1,7 1,8 1,4	2,6 1,5 1,6 1,9
в	1 (1) 2 Среднее	2,6 3,1 1,9 2,5	1,8 0,8 - 1,8	- - - -	1,6 1,4 - 1,5	2,3 2,2 1,8 2,2
гд	1 (1) 2 Среднее	2,4 4,4 - 2,7	- - - -	- - - -	- - - -	2,4 4,4 - 2,7

Таблица 2.4

Характеристика коэффициентов слияния пластов объекта разработки

Пласт	1		2		3		4		По площади в целом
	Ксл.н.	Ксл.в.	Ксл.н.	Ксл.в.	Ксл.н.	Ксл.в.	Ксл.н.	Ксл.в.	Ксл.н.	Ксл.в.
а	0,175	0,167	0,419	0,388	0,294	0,316	0,341	0,238	0,310	0,314
б1	0,225	0,345	0,215	0,368	0,423	0,292	0,374	0,314	0,296	0,370
б2	0,505	0,467	0,534	0,579	0,472	0,452	0,479	0,531	0,462	0,498
б3	0,333	0,352	0,596	0,522	0,406	0,460	0,460	0,406	0,459	0,448
в	0,352	0,302	0,481	0,420	0,296	0,408	0,362	0,296	0,407	0,362
гд	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Наибольшая средняя нефтенасышенная толщина в целом по площади отмечается по пласту "в", а минимальные — по пластам "б2" и "бз" (табл. 2.3). При этом почти по всем пластам средние толщины по высокопродуктивной неглинистой группе выше, чем по коллекторам высокопродуктивной глинистой или малопродуктивной групп. Так, в целом, по площади значения нефтенасыщенных толщин по 1 группе изменяются по пластам от 1,8 м (пласт "б") до 2,6 м (пласты "а" и "б3"), а по (1) и 2 группам — соответственно от 1,5 м (пласт "б3") до 2,2 м (пласт "в") и от 1,4 м (пласты "б1") до 1,8 м (пласт "в").[1]

Таким образом, пласты эксплуатационного объекта характеризуются высокой гидродинамической связанностью между собой, о чем свидетельствуют данные, приведенные в таблице 2.4. Самый высокий коэффициент слияния с нижним пластом (КСЛ.Н.), рассчитываемый как соотношение количества скважин, вскрывших коллектор в слиянии с нижним интервалом, к общему количеству скважин, вскрывших коллектор по

рассматриваемому пласту, в целом по площади приходится на пласт "б2" (0,492). По остальным пластам величина КСЛ.Н значительно ниже и изменяется от 0,256 (пласт "б1") до 0,459 (пласт "б3"). В пределах II и IV блоков наибольшими коэффициентами слияния с нижним пластом характеризуется пласт "бз", а на I и III блоках — пласт "б2".

По величине коэффициента слияния с верхним пластом (КСЛ.В.) в целом по площади наиболее высокими значениями выделяются пласты "б3" (КСЛ.В.=0,498 и КСЛ.В.=0 448). По остальным пластам доля продуктивной площади, приходящейся на зоны слияний, изменяется от 0,314 (пласт "б1") до 0,370 (пласт "б2").

3.Состав и физико-химические свойства флюидов

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводились по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ПТУ. Пробы опирались глубиннымипробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти н газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хроматографах типа ЛХМ-8М ХРОМ-5. Все данные исследования приведенысогласно РД-155-39-007-96 "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений". [2]

Всего по пашийскому горизонту Карамалинской площади проанализировано: пластовых- 147 проб, поверхностных - 92 пробы.

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонту .

Таблица 3.1

Свойства пластовой нефти и газа на объектах Карамалинской площади

Наименование	Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Нефть
Давление насыщения газом, МПа	19	32	70,2-72,8	7,12
Газосодержание при однократном разгазировании , м3/т	19	32	46,8-48,8	46,9
Объемный коэффициент при однократном разгазировании , д.ед.	19	32	1,12-1,13	1,123
Газосодержание при диф. разгазировании в рабочих условиях, м3/т	Не опр.	Не опр.	Не опр.	Не опр.
Суммарное газосодержание,м3/т	Не опр.	Не опр.	Не опр.	Не опр.
Плотность,кг/м3	19	32	836-840,1	837,6
Вязкость, мПа · с	19	32	6,33-7,05	6,45
Объёмный коэффициент при диф. разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	19	32	1,097	1,097
Пластовая вода
Газосодержание, м3/т В т.ч сереводорода, м3/т	-	-	-	0,26

Продолжение таблицы 3.1

Наименование	Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Вязкость, мПа · с	29	1	1,82-2	1,85
Объёмный коэффициент, доли ед.	-	-	-	1,013
Общая минерализация, г/л	29	29	260,7-277,5	271,6
Плотность,кг/м3	29	29	1179-1195	1187,7

Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 49 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов, следующие: давление насыщения - 7,12 МПа, газосодержание - 46,92 м7т, объемный коэффициент -1,123, динамическая вязкость составляет 6,45 мПа*с. Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность пластовой нефти – 837,6 кг/м, сепарированной -873,5 кг/м . По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта средняя. По содержанию серы - 2,21 % масс, нефть является сернистой. Кинематическая вязкость при 200 С составляет 29,0* 10-6 м2/с.[2]

Промысловые исследования по выявлению закономерностей изменения физико-химических свойств нефти при разработке Карамалинской площади Ромашкинского месторождения проводились с 1964 по 1995 год в следующих направлениях: нахождение закономерностей изменения газосодержания, давления насыщения, вязкости и плотности пластовой нефти, определение изменений физико-химических свойств дегазированной нефти, происходящих в процессе разработки.

Наибольшую сложность представляло установление закономерностей изменения основных свойств пластовой нефти из-за большого количества данных исследования полученных в процессе разработки площади, поэтому были вычислены средние значения основных параметров нефти по годам.[2]

Таблица 3.2

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) Карамалинской площади

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл.		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Сероводород	0,03	-	-	-	0,00
Углекисл. газ	1,16	-	0,44	-	0,37

Продолжение таблицы 3.2

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл.		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Сероводород	0,03	-	-	-	0,00
Гелий	8,32	-	9,70	-	2,40
метан	37,58	3,45	45,59	-	12,34
этан	24,31	1,84	21,97	-	7,63
пропан	17,57	1,25	14,37	-	7,94
изобутан	2,09	0,95	1,51	-	1,29
н. бутан	5,77	0,95	4,00	-	4,22
изопентан	1,59	0,77	0,76	-	1,97
н. пентан	1,45	0,77	0,88	-	1,99
Молекулярная масса остатка	30,54	178,3	-	-	205,3
Плотность кг/м3	1,053	873,5	-	-	837,6

Таблица 3.3

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Карамалинской площади

Наименование	Кол-во исследований		Диапазон изменения	Среднее значение
	скв.	проб
1	2	3	4	5
1) Месторождение, площадь	Ромашкинское, Карамалинская
2) Горизонт	пашийский
3) Вязкость, мПа·с
при 20 0C	19	37	23-34	29,2
при 50 0C	19	37	7,3-8,8	8,2
4) Массовое содержание
- смол селикагелевых	19	37	20-23,2	21,77
- серы	19	37	2,0-2,3	2,21
- асфальтенов	19	37	4,4-5,2	4,69
- парафинов	19	37	3,0-4,0	3,3
6) Объемный выход фракции,%
- Н.К. – 100 0C	19	37	5,9-8,7	7,5
- до 150 0C	Не опр.	Не опр.	Не опр.	Не опр.
- до 200 0C	19	37	24,2-23,1	23,97
- до 300 0C	19	37	44,23-52,5	46,9

Пластовый газовый фактор в среднем по площади составляет 62,30 м3/т. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти рабочий газовый фактор, т.е. количество выделенного газа на 1-ой и 2-ой ступенях сепарации равняется 50,10 м3/т. Потери нефти от испарения лёгких фракций при дальнейшей её

подготовке составляют 3,84 м3/т, а её потери в процессе подготовки сточных

вод порядка 0,022 м3/т.

Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, составляет 8,25 м3/т. Эта разница ушла вместе с товарной нефтью.

Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона представляют собой рассолы хлоркальциевого типа с общей минерализацией изменяющейся от 260 г/л до 277 г/л. В табл. 3.4 приведены данные по результатам исследований проб пластовой воды Карамалинской площади. [2]

Таблица 3.4

Свойства и ионный состав пластовой воды Карамалинской площади

Наименование	Количество исследованных скважин	Диапазон изменения	Среднее значение
Cl-	29	4587,76 – 4885,34	4786,22
SO42-	29	0 ,02- 1,03	0,21
HCO3-	29	0,1 – 0,6	0,23
Ca2+	29	554 – 619,25	608,17
Mg2+	29	178,67 – 206,5	202,97
K++Na+	29	3063,64 – 3269,43	3173,59
pH	29	0-5,8	3,86

Таким образом, можно сделать вывод, что по плотности нефти (плотность сепарированной нефти 860,6 кг/м3)относятся к типу средних нефтей.

Содержание серы в нефти колеблется от 2,0% до 2,3%, среднее 2,21%; содержание парафинов от 3,0% до 4,0%, среднее 3,3%.

Следовательно, нефти пашийского горизонта Карамалинской площади

относятся к классу сернистых и парафинистых нефтей. Среднее значение выхода светлых фракций составляет при T = 100 0C - 7,5%, при T = 200 0C – 23,97%, при T = 300 0C – 46,9%.

Таким образом, по химическому составу пластовые воды являются хлоридно-натриевыми, высокоминерализованными рассолами со значительным содержанием кальция (по В.А. Сулину). Общая их минерализация колеблется от 260 до 277 г/л. Плотность воды в среднем составляет 1179 кг/м3, вязкость в пределах 1,85 мПа.с , pH равно 6.2 .Газовый

состав подземных вод азатно-метановый. Газонасыщенность достигает 0,26 м3/т. Упругость газа составляет 6,75 – 9,8 МПа. Объёмный коэффициент составляет 1,013.