6. Статистический анализ причин ремонтов нагнетательных скважин

Нормальная работа нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины (из-за осложнений с НКТ, негерметичности эксплуатационных колонн, наличия затрубной циркуляции и др.), либо к существенному уменьшению ее приемистости или давления на устье.

Так или иначе, часть времени скважины простаивают, либо в ожидании ремонта, либо в течение самого процесса ремонта.

На Акташской площади проводился ряд ремонтов, количество которых за три года составили 13ед.

На Акташской площади по нагнетательному фонду проведен следующий объем геолого-технических мероприятий:

• Освоена под закачку воды из бурения скважина №3432, средняя приемистость новой нагнетательной скважины - 65 м3/сут, закачка составила 8,071 тыс. м3 воды; дополнительная добыча на участке составила 0,855 тыс.тонн;

• Запущены из бездействия 11 нагнетательных скважин с объемом закачки 107,931 тыс.м3.

• С целью увеличения приемистости на участках с низким пластовым давлением проведены ОПЗ на 15 нагнетательных скважинах.

• В целях регулирования объемов закачки проведены работы по штуцированию 147 скважин c высокой приемистостью;

• Проведены работы по ограничению непроизводительной закачки: герметизация э/колонны на 10 скважинах, ликвидация заколонной циркуляции на 3 скважинах;

• В целях восстановления работоспособности проведены работы по ликвидации аварий на 4 скважинах;

• На Акташской площади организовано 28 участков циклирования закачки и отборов жидкости, на которых в комплексе с проведенными мероприятиями по МУН и КРС произошло перераспределение пластового давления как внутри блоков, так и в целом по площади, что позволило выполнить нормы отбора по нефти;

• На Акташской площади применялся активный метод циклирования, принцип циклирования нагнетательных скважин и КНС был довольно разнообразен:

• чередование закачки в пределах КНС по 2-3 группам скважин КНС;

• нормированная закачка по каждой скважине, КНС как в объемах, так и во времени.

Рассмотрим данные таблицы 6.1 и рисунка 6.1.

Таблица 6.1 – Распределение ремонтов нагнетательных скважин по периодам на Акташской площади.

Причина ремонтов скважин	2008		2009			2010
	Кол-во	Доля от общего количества ремонтов, %		Кол-во	Доля от общего количества ремонтов, %		Кол-во	Доля от общего количества ремонтов, %
Восстановление приемистости	3	13		1	7,1		-	-
Негерметичности устьевой арматуры	3	19		3	24,2		3	42,8
Негерметичность НКТ	1	14,7		-	-		-	-
Осложнение, возникшее в процессе эксплуатации	1	19,6		-	-		-	-
Отключение пластов, горизонтов	5	38,9		3	24,1		4	57,2
Негерметичность пакерующего устройства	-	-		2	16,4		-	-
Непрохождение исследовательского прибора	-	-		1	8,1		-	-
Перевод под закачку	-	-		1	8,1		-	-
Прочие ремонты	-	-		1	8,1		-	-
Всего:	13	100		11	100		7	100

Рисунок 6.1 – Гистограмма распределения причин ремонтов нагнетательных скважин за 2008 - 2010 год на Акташской площади.

Анализируя гистограмму (рисунок 6.1), можно сделать вывод, что за данный период проводились различные виды ремонтов, большинство из них-это отключение пластов, горизонтов, общая доля их составила за 2008 год - 38,4%, в 2009 - 27,2% и 2010 - 57,1%. Далее проводились ремонты, связанные с негерметичностью устьевой арматуры: за 2008 год - 23%, в 2009 - 27,2%, и 2010 - 42,8%, а также восстановление приемистости нагнетательных скважин за 2008 составило - 23%, в 2009 - 9,1% , а в 2010 году мероприятия по восстановлению приемистости не проводились. Ремонты, такие, как негерметичность НКТ, осложнение, возникающие в процессе эксплуатации, были единичны за 2008 год и составили - 7,7% от общего количества ремонтов. Негерметичность пакерующего устройства, непрохождение исследовательского прибора, перевод под закачку, прочие ремонты были проведены в 2009 году, тоже были единичны и равны 9,1%.

7. Ретроспективный анализ и краткая характеристика методов ОПЗ на нагнетательных скважинах

Основными причинами снижения приемистости нагнетательных скважин являются:

-набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;

-смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную;

-кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других работ;

-повышенная остаточная нефтенасыщенность призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание работали как добывающие.

С целью восстановления и повышения приемистости нагнетательных скважин применяются физические методы ОПЗ (такие как очистка призабойной зоны промывкой) и методы с использованием различных химических реагентов.

Ниже приводятся краткие описания различных ОПЗ по восстановлению и повышению приемистости нагнетательных скважин.

Технология с использованием КПАС - микроэмульсионная система, она не только хорошо очищает призабойную зону пласта от различных отложений, в т.ч. солевых отложений, от остатков буровых растворов, но и сохраняет, после ее нейтрализации, высокие нефтевытесняющие свойства. 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.

Методом КПАС по Акташской площади обработаны девять нагнетательных скважин, дополнительная добыча нефти по реагирующим скважинам составила 421 тонна нефти.

Глинокислотная обработка скважин – обработка смесью соляной (НСL и фтористо - водородной (плавиковой) кислот (HF).

Основным условием применения глинокислоты является отсутствие или минимальное (менее 0,5%) содержание в составе пород карбонатов. Кроме того, при обработках нагнетательных скважин, при наличии на забое и в приствольной части пласта отложений привнесенных продуктов коррозии и взвешенных веществ, растворимых хотя бы частично в соляной кислоте, перед обработкой глинокислотой желательно провести очистную обработку соляной кислотой. Поскольку объектом действия глинокислоты является цементирующий силикатный материал — аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты и прочее, оптимальный объем следует подбирать опытным путем, чтобы не увеличить количество глинокислоты до такого объема, при котором значительная масса породы окажется дезагрегированной и появятся условия для разрушения пласта. Поэтому для первичных обработок можно ограничиться объемом в 0,3—0,4 м3 кислоты на 1 м толщины пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трещиноватых пород, объем для первичных обработок можно увеличить до 0,75—1,0 м3 на 1 м толщины.

Средний оптимальный состав рабочего кислотного раствора: НС1 — 8,0%; HF — 4,0%. Не следует снижать концентрацию HF ниже 3,0% для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала. Равным образом для песчаников с большим содержанием глин и других алюмосиликатов в качестве верхнего предела можно принять: содержание НС1 —10,0%; содержание HF-5,0%.

Во избежание смешивания в пограничной зоне нейтрализованной соляной кислоты с плавиковой можно первого раствора брать несколько больше (на 0,1 —1,0 м3) по сравнению с табличными данными. Составы первого и второго растворов рекомендуются те же, что и для соответствующих растворов при обработках одной соляной кислотой (первый раствор) и при обработках одной глинокислотой (второй раствор), описанных выше. Комбинированные обработки. Под комбинированной обработкой понимается совмещение кислотной обработки с каким-либо другим геолого-техническим мероприятием, увеличивающим производительность скважины.

Глинокислоту применяют для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, как было упомянуто выше, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, с низким содержанием карбонатных пород, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбони­зированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтори­стого кальция CaF₂, который способен закупоривать поровые каналы. Если все же необходима обработка песчаников, сцементированных карбонатами, то вначале надо провести солянокислотную обработку, а затем - глинокислотную. При двухрастворной обработке пласта, скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть минимальна. 

Особенностью глинокислоты является ее способность раство­рять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой, глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким обра­зом, проницаемости.

КАРФАС - один из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов - двух его составляющих - коэффициента вытеснения в неохваченной части коллекторов и коэффициента охвата пласта воздействием. При закачке реагента КАРФАС возрастает фильтрационное сопротивление и остаточный фактор сопротивления высокопроницаемого пропластка. За счет блокирования высокопроницаемых зон пласта КАРФАС с гелеобразующими композициями, происходит перераспределение скоростей фильтрации по прослоям и увеличение коэффициента нефтеотдачи.

Отличительными особенностями реагента КАРФАС является способность образования геля за счет его взаимодействия с породой коллектора, т.е. непосредственно в пласте, гомогенность закачиваемого водного раствора, что делает его пригодным для применения на объектах разработки, обладающих высокой степенью однородности.

Виброволновое депрессионно - химическое воздействие (ВДХВ) – воздействие осуществляется с помощью механических, гидравлических и ультразвуковых генераторов волн давлений в пористой среде.

Колебания давления, генерируемым вибратором, распространяясь в пористой среде и пластовой жидкости, обуславливают появление микротрещин в породе, уменьшение вязкости нефти, разрушение пространственных структуры смолистых и парафинистых его составляющих. Возрастает так же подвижность граница раздела фаз вода – нефть, уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с водой, улучшает смачиваемость породы водой, возрастает скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную пористую среду.

Таблица 5.1 - Распределение методов ОПЗ применяемые на нагнетательных

скважинах Акташской площади

Вид работ	Наименование	Количество выполненных работ, ед	Доля от общего количества работ, %
Увеличение приемистости	1. Технология с использованием КПАС	70	45,2
	2. Технология ГКО	30	28,51
	3 . КАРФАС	16	11,97
	4. Вибровоздействие (ВДХВ)	18	14,32
Всего:	4	134	100

Рисунок 5.1 - Гистограмма распределения методов ОПЗ применяемых на нагнетательных скважинах Акташской площади

Анализирую данные таблицы 5.1, можно сделать вывод, что большинстве случаев применяется КПАС, с долей от общего количества работ составляет (45,2%), на втором месте - технология ГКО (28,51%), на третьем ВДХВ -14,32%.

8. Технологическая эффективность применяемых методов ОПЗ на нагнетательных скважинах

С целью восстановления и повышения приемистости нагнетательных скважин применяются физические методы ОПЗ (такие как очистка призабойной зоны промывкой) и методы с использованием различных химических реагентов.

На Акташской площади были применены следующие методы:

1. Виброволновое воздействие (ВДХВ) применялся на скважине 1116 дополнительная добыча составляет 227 тонн нефти. Прирост дебита – 1,3 т/сут. Прирост закачки 21,3 м³/сут. Удельная эффективность – 75,6 т/скв.

2. КПАС закачали на скважину 1422, дополнительно добыто 1406 тонн нефти. Прирост дебита – на 2,3 т/сут. Прирост закачки на 54,6 м³/сут. Стоимость 342 тыс. рублей. Удельная эффективность – 351,5 т/скв

3. Глинокислотная обработка производилась на скважине 1477, дополнительно добыто по ним 750 тонн нефти. Удельная эффективность - 250 т/скв. Прирост дебита на 1,3 т/сут. Прирост закачки на 12,5 м³/сут. Стоимость 981,970 тысяч рублей.

4. Закачка реагента КАРФАС проводилась на скважине 1388, дополнительно добыто по ним 5321 тонн нефти. Прирост дебита на 1,3 т/сут. Прирост закачки на 12,5 м³/сут. Удельная эффективность – 1064,2 т/скв. Стоимость 570,635 тысяч рублей.

Таблица 8.1 - Технологическая эффективность применяемых методов

Методы	Кол-во обрабо ток	Доп. добыча т.неф	Удельная эффектив ность т/скв	Прирост дебита, т/сут	Прирост закачки, м3/сут	Стоимость тыс.руб	Удель ные затраты, руб/т
ВДХВ	3	227	75,6	1,3	21,3	165,61	2050
КПАС	4	1406	351,5	2,3	54,6	342	920
ГКО	3	750	250	1,3	12,5	981,970	3750
КАРФАС	4	91	22,75	0,7	12,6	379,956	9800

Рисунок 8.1 - Распределения методов увеличения приёмистости нагнетательных скважин, применяемых на Акташской площади

Из гистограммы видно, что наибольший удельный эффект приходится на КПАС и ГКО, наименьшее - на КАРФАС.

Рисунок 8.2 – Гистограмма по количеству выполненных обработок на нагнетательных скважин на Акташской площади

Из гистограммы видно, что наибольшее количество работ было выполнено по КПАС и наименьшее - по ВДХВ.

Рисунок 8.3 – Гистограмма дополнительной добычи нефти по скважинам на Акташской площади

Из гистограммы видно, дополнительная добыча за счет методу КПАС составила 1406 тонн нефти, ГКО равна 750 тонн нефти, ВДХВ составило 227 тонн нефти.

Рисунок 8.4 – Гистограмма прироста дебита по скважинам на Акташской площади

Из гистограммы видно, что наибольший прирост по дебиту составил по методу КПАС на 2,3, далее ГКО и ВДХВ - на 1,3.

Рисунок 8.5 – Гистограмма прирост закачки по скважинам на Акташской площади

Из гистограммы видно, что наибольший прирост закачки осуществился благодаря методу КПАС - на 54,6м³ /сут, далее ВДХВ - на 21,3 м³ /сут, по ГКО на12.5 м³ /сут.

Рисунок 8.6 – Гистограмма стоимости проведенного мероприятия на Акташской площади

Из гистограммы видно, что самый дорогой метод ГКО - 981,97 тыс. руб, на втором месте – КАРФАС - 792,272 тыс. руб, затем КПАС 342 тыс. руб. и ВДХВ - 165,61 тыс. руб.

Рисунок 8.7 – Гистограмма удельных затрат по скважинам на Акташской площади

Из гистограммы видно, что наибольшие удельные затраты по методу КАРФАС -9800, затем ГКО – 3750 и ВДХВ -2050.

Таким образом, можно сделать следующий вывод по разделу: наибольшее количество обработок было выполнено методом КПАС – 4ед., дополнительная добыча нефти составила по методу КПАС равна 1406 тонн нефти, прирост дебита составил 2,3 и прирост закачки - на 54,6. Дорогостоящим оказался метод ГКО со стоимостью 981,9 тыс. рублей.

9. Обоснование метода ОПЗ на нагнетательных скважинах

Подготовительные работы и характеристика предлагаемого метода ОПЗ.

Метод ГКО применяется для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбони­зированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтори­стого кальция CaF₂, который способен закупоривать поровые каналы.

Особенностью глинокислоты является ее способность раство­рять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким обра­зом, проницаемости.

Глинокислота смесь соляной (НСL и фтористо - водородной (плавиковой) кислот (HF).

В процессе кислотной обработки обеспечивается хорошее смачивание породы, исключается образование гудронов, тяжелых смол (полное совмещение с пластовой водой и полное совмещение с самой нефтью), оказывающих негативное влияние на свойства коллектора, улучшается, а так же значительно замедляется скорость реагирования кислотного состава с породой коллектора.

Для проведения работ по технологии увеличения приемистости нагнетательных скважин кислотным составом, за счет улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта в результате физико – химического воздействия.

Подготовительные работы:

- Скважина выбирается с учетом требований к технологическому состоянию, при этом учитываются дебит скважины, обводненность продукции и текущие пластовое и забойное давление.

- На объекте закачки провести стандартное геофизические, гидродинамические и промысловые исследования по определению герметичности эксплуатационной колонны и коэффициент продуктивности.

- Составить, согласовать и утвердить план проведения работ по скважине.

- Поднять внутрискважинное оборудование и проверить техническое состояние скважины.

- Спустить технологические НКТ, при отсутствии зумпфа промыть скважину с допуском пера до забоя.

- Перо и воронку установить напротив нижних отверстий интервала перфорации, определить приемистость. При низкой приемистости установить пакер выше интервала перфорации. При отсутствии приемистости допускается проведение работ по дренированию пласта или установка ванны в течении 6 часов.

- Определение объем закачки кислотного состава, исходя из геолого – промысловых параметров скважины, при удельном расходе кислотного состава 1,5 – 2,0 м³ на 1 м вскрытой толщины пласта.

- При проведении по закачке кислотного состава контролируется объем и давление закачки. Контроль объема закачки кислотного состава вести уровнемеру (мерной линейки), оттарированным под конкретную емкость кислотного агрегата, которым должны быть оборудованы кислотные агрегаты. Давление закачки контролируется по манометру, установленному на нагнетательной линии насосного агрегата. Давление в межтрубном пространстве контролируется по манометру, установленному на затрубной задвижке.

Материалы и технические средства ГКО:

- Кислотный состав ГКО однородная жидкость от бесцветного до темно – коричневого цвета, без механических примесей, плотность при 20⁰ – 1011 – 1124 кг/м³;

- Нефть обезвоженная;

- Технологическая жидкость;

- При реализации технологии используется серийные насосные агрегаты и автоцистерны, предназначенные для закачки кислотных составов.

Рисунок 9.1 –Технологическая схема обвязки оборудования при закачке глинокислоты

Делая вывод по разделу, можно сказать, что продолжительность эффекта во многом зависит от свойств пород и глубины проникновения кислоты, чем и отличается кислотный состав ГКО, замедляющий скорость реакции кислоты с породой.

10. Критерии и выбор фонда нагнетательных скважин для предлагаемого метода ОПЗ

На Акташской площади нагнетательный фонд скважин с продуктивными горизонтами, сложенными песчаниками или песчано-глинистыми породами, годен для применения ОПЗ методом закачки кислотного состава ГКО в пласт, техническое состояние колонн, коллекторские свойства продуктивного пласта соответствуют требованиям проведения ГТМ.

Объекты применения и требования к технологическому состоянию скважин:

- нагнетательные скважины, работающие в карбонатных коллекторах, отвечающие условиям проведения кислотных ОПЗ;

- эксплуатационная колонна должна быть герметичной;

- цементное кольцо за эксплуатационной колонной должно быть герметичным в интервале продуктивного пласта и до выше(ниже) лежащих необрабатываемых пластов;

- скважина предназначенная для закачки кислотного состава должна иметь исправную устьевую арматуру, чистый забой;

- в нагнетательной скважине линия водовода ППД должна быть исправной и действующей, обеспечивая подачу воды в скважину;

Выбранные для расчета скважины (1422, 1477, 1116, 1388) имеют прочную эксплуатационную колонну, практически у всех скважин загрязнена призабойная зона, их пласты также обладают низкой проницаемостью и всем скважинам необходимо увеличить интервал поглощения.

Одним из основных технологических характеристик работы нагнетательных скважин являются приемистость и давление на устье, так как по их изменению можно проанализировать технологическую эффективность проводимых мероприятий, в т.ч. ОПЗ по реагирующим скважинам.

Таблица 10.1 – Критерий и выбор нагнетательного фонда скважин для проведения ОПЗ методом ГКО

Критерии	1422	1477	1116	1388
Нагнетательные скважины работающие на терригенных коллекторах	Отвечает условиям	Отвечает условиям	Отвечает условиям	Отвечает условиям
ЭК должны быть герметична	Герметична	Герметична	Герметична	Герметична
Цементное кольцо должно быть герметичным	Герметична	Герметична	Герметична	Герметична
Скважина предназначенная для закачки кислотного состава должна иметь исправную арматуру, чистый забой	Отвечает условиям	Отвечает условиям	Отвечает условиям	Отвечает условиям
В нагнетательной скважине линия ППД водовода должна быть исправлена и действующей	Отвечает условиям	Отвечает условиям	Отвечает условиям	Отвечает условиям