книги из ГПНТБ / Ахметшин М.А. Применение поверхностно-активных веществ на нефтепромыслах Туркмении

насос; через 15 дней подача жидкости прекратилась. Потребовалось вновь «заглушить» скважину для сме­

жину закачали морскую воду с добавкой сульфонола (концентрация раствора 0,1 % вес). После смены насо­ са скважину пустили в эксплуатацию с прежними па­ раметрами станка-качалки. По истечении 18 часов сква­ жина стала давать нефть около 9 т/сутки. В последую­ щем дебит нефти в скважине увеличился и оказался больше, чем до указанной обработки. Если до обработ­ ки среднесуточный дебит составлял 22 т/сутки, то после обработки дебит составлял 26— 27 tIcijtku. Приток во­ ды. наоборот, уменьшился в среднем на 2,5 тонны. За счет этой обработки из скважины получено дополни­ тельно 496 тонн нефти.

Данные по обработкам водным раствором сульфо­ нола других скважин и их эффективности приводятся в сводной табл. 5.

Технология обработки скважин проста и заключает­ ся в следующем: сульфонол НП— 1 растворялся в воде в отдельной емкости, а затем с помощью агрегата за­ качивался в скважину. В тех случаях, когда скважина не поглощает, водный раствор закачивался в пласт промывочным агрегатом.

Наряду с обработками сульфонолом по вышеопи­ санной технологии проводились промывки песчаных пробок водой с добавками сульфонола.

Первые опыты по применению сульфонола в качест­ ве добавки в воду при промывке песчаных пробок ис­ тощенных пластов были проведены в НПУ «Небмтдагнефть» [24]. Данные изменения производительности

70

скважин и изменения интенсивности пробкообразования после таких промывок приведены в табл. 6.

Полученные результаты свидетельствуют о целесо­ образности дальнейшего применения поверхностно-ак­ тивных веществ и, в частности, сульфонола, при про­

скважины 679 до и после промывки ее водой с сульфонолом. После промывки скважины водой с сульфонолом дебит нефти ее сразу возрос с 0,3 т/сутки до 1,4 т/сутки и в последующем продолжал увеличиваться более 3-х месяцев и достиг 2,6 т/сутки. Дебит воды, на­ оборот, уменьшился с 5 т/сутки до 2,6 т/сутки.

Последующие 5 промывок скважины водой без до­ бавки сульфонола НП — 1 вновь восстановили произво­ дительность ее до первоначальной, которая была рань­ ше до промывки водой с добавкой сульфонола НП— 1.

Результаты промывки скважины 679 водой с добав­ кой сульфонола НП— 1 показали, что длительная ее работа с высоким содержанием воды (до 95 %) явля­ ется следствием медленного удаления из пласта нака­ чанной технической воды, в силу чего приток нефти был снижен.

Фактически за счет расхода 8 кг сульфонола НП — 1 из скважины получено дополнительно 266 т нефти.

Одновременно в промысловой практике отмечено влияние добавок сульфонола на интенсивность пробкообразования, что проявляется в увеличении частоты пробкообразования и средней мощности пробок в ряде скважин. В тех же скважинах, где за 4— 5 месяцев работы до промывки сульфонолом НП— 1 не отмеча-

71

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОБРАБОТОК СКВАЖИН РАСТВОРАМИ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

И МЕТОДИКА ЕЕ ОЦЕНКИ

Экономическая эффективность внедрения новой тех­ ники, нового мероприятия определяется увеличением выпуска продукции, снижением ее себестоимости, по­ вышением производительности труда [35]. Следова­ тельно, основным критерием оценки эффективности применения поверхностно-активных веществ в процес­ сах добычи нефти должна служить величина прироста добычи нефти, получаемая за счет этого мероприятия, п ее себестоимость.

При оценке эффективности обработок скважин рас­ твором сульфонола предусматривается сопоставление себестоимости тонны нефти с применением этого меро­ приятия и без него.

Для расчета экономической эффективности приме­ нения поверхностно-активных веществ, в частности, сульфонола, как добавки в воду при промывках пес­ чаных пробок и глушения скважин, необходимо уста­ новить прирост добычи нефти и величину затрат, свя­ занных с добычей ее.

Методика определения прироста добычи за счет об­ работок скважин раствором ПАВ может быть принята такой же, как и при подсчете прироста добычи за счет гидравлического разрыва пласта и других методов воз­ действия на призабойную зону нефтяных скважин. Ме­ тодика подсчета прироста добычи, получаемого за счет гидроразрыва, достаточно полно разработана [1,33,36] и состоит в следующем,

76

Устанавливается среднесуточный дебнт нефти в скважине до проведения процесса (обработки).

Причем для скважин, в которых дебит часто и резко меняется от замера к замеру, за среднесуточный дебнг до процесса принимается среднесуточный дебит за последние 3 месяца ее эксплуатации.

После проведения обработки устанавливается сред­ несуточный дебит за каждый месяц работы скважины с повышенным дебитом.

Расчет прироста добычи нефти может производиться за каждый месяц эксплуатации скважины с повышен­

нефти.

В тех случаях, когда к моменту оценки прироста до­ бычи нефти скважина продолжает работать с повышен­ ным дебитом, прирост добычи определяется за прорабо­ танное время по указанной выше методике, а затем математическим путем определяется возможная или ожидаемая дополнительная добыча. Методика расчета ожидаемого прироста добычи нефти помещена в целом ряде источников [1,33,36] и поэтому в этой работе не приводится.

77

По приведенной выше методике произведен расчет дополнительной добычи по скважинам, в которых прово­ дилась обработка раствором сульфонола Н П — I. Дан­ ные этих подсчетов сведены в табл. 5,6. Одновременно сюда включены данные расхода сульфонола по каждой скважине и изменение степени обводненности продукции скважин до и после таких обработок.

Для расчета себестоимости нефти, дополнительно до­ бытой за счет обработок скважин раствором сульфонола НП-1, необходимо определить затраты, связанные с добычей этой нефти.

Состав и величина затрат определяется, исходя из технологии и специфики этих обработок.

Все проведенные обработки скважин раствором суль­ фонола НП-1 не являлись самостоятельными операция­ ми. а сочетались с другими операциями, которые вызы­ вались, в свою очередь, необходимостью поддержания процесса эксплуатации скважин. Следовательно, такие затраты, как подготовка скважины для промывки песча­ ной пробки, вызов промывочного агрегата, расход воды для промывки или заливки скважины перед подъемом глубинного насоса не могут быть включены в число за­ трат па обработку, так как они проводились бы незави­ симо от того добавлялся сульфонол или нет. Очевидно, основные затраты при таких обработках состоят из стоимости расходуемого сульфонола и затрат на добычу дополнительной нефти.

В число затрат.на обработку скважины раствором сульфонола могут быть включены затраты на транспор­ тировку небольшой емкости, в которой готовится раствор сульфонола около скважины. Однако величина этих затрат также невелика, так как емкость может перево­ зиться трактором в истечение 2'— 3 часов из одного участка промысла в другой,

7?

Затраты на дополнительную добычу нефти, получа­

ти [31].

Стоимость одной тонны сульфонола НП-1 с содер­ жанием активного вещества 40% составляет 300 руб.

Чтобы покрыть стоимость сульфонола, израсходо­ ванного по скважинам, в которых не получено прироста добычи нефти, при подсчете себестоимости дополнитель­ но добытой нефти учитывался расход его по всем сква­ жинам (эффективным и неэффективным). Общий рас­

состаляют 0,05 руб., а себестоимость тонны нефти, до­ бытой за счет обработки скважин растворами сульфо­ нола, составляет в среднем 0,79 руб.

Если сравнить себестоимость тонны нефти, добытой

['о становится очевидной высокая эффективность ука­ занных обработок.

Задача в дальнейшем заключается в том, чтобы увеличить объем обработок скважин с применением сульфонола НП — 1, что приведет к повышению добычи нефти по месторождениям в целом и снижению себе­ стоимости промысловой нефти,

79

1. Бурение нефтяных и газовых скважин

Важным фактором в деле технического прогресса в бурении и снижения себестоимости метра проходки яв­ ляется повсеместное внедрение ПАВ в основные про­ цессы технологии проводки скважин.

Промывочные растворы для бурения скважин.

В связи со значительным увеличением глубин скважин

ибурением в осложненных условиях, требования к промывочной жидкости возрастают еще в большей сте­ пени, поскольку с увеличением глубины, давление по­ вышается до 500 от и выше, а температура — до 150 —

300° С.

Вэтих условиях регулирование свойств промывоч­ ных жидкостей может быть осуществлено лишь добав­ ками соответствующих реагентов, большинство которых является ПАВ.

Вкачестве таких ПАВ применяются натриевые соли гуминовых кислот (углещелочной УЩ Р и торфощелоч­ ной ТЩР реагенты), лигносульфаты в виде сульфит-

спиртовой барды (ССБ), карбоксилметилцеллюлоза (КМ Ц ), УФЭ8, КАУФЭн и др. В настоящее время изы­ скиваются и исследуются более эффективные ПАВ.

Промывочные растворы для вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин, выходящих из бурения. В разделе III было показано, что растворы ПАВ могут предотвратить отрицательное влияние воды или фильт­ рата промывочной жидкости на продуктивную способ­ ность нефтяного пласта; растворами ПАВ можно так­ же восстановить естественную проницаемость приза­ бойной зоны пласта. В этом направлении на промыслах Советского Союза применялись и применяются в ка­ честве добавок к буровым растворам СНС, сульфонол, ОП— 7, ОП— 10 и УФЭв. Например, на промыслах Баш­