ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Приведённые результаты показывают, что при значительной доли неэффективной толщины в общей толщине и высокой расчленённости нефтяных пластов дебит нефти можно увеличить почти в 3 раза применяя вертикально-наклонные скважины вместо вертикальных скважин, но при этом снижается конечная нефтеотдача пластов. Если производить отбор жидкости одновременно из двух боковых стволов, расположенных симметрично относительно основного ствола скважины, то продуктивность скважины увеличивается в 2 раза и составит 12 м3/сут. При определении коэффициента использования подвижных запасов нефти К3 не учитывалась циклическая веерная поинтервальная выработка нефтяных пластов.

На рис. 3 приведена пятиточечная схема размещения веерных добывающих 1 и вертикальных нагнетательных 2 скважин на участке залежи. Расстояние между соседними добывающими и нагнетательными скважинами 2σ = 1000 м. Проекции участков боковых стволов на горизонтальную плоскость lг = 400 м.

При пятиточечной схеме заводнения в центре квадрата располагается добывающая скважина, а в четырёх углах квадрата расположены нагнетательные скважины. Каждая нагнетательная скважина при этом обслуживает четыре добывающие скважины. К каждой добывающей скважине фронт вытесняющей воды подходит симметрично с четырёх разных сторон.

Рис. 3. Схема размещения веерных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин

Обоснование эффективности предлагаемой системы разработки проводилось по методике, разработанной В.Д. Лысенко [1]. Полноту извлечения нефти из пласта характеризует коэффициент нефтеотдачи Кно, который можно представить в виде произведения трёх коэффициентов [1]

101

(1)

Первый коэффициент Кс = 0,87 называется коэффициентом сетки, который учитывает влияние проектной сетки скважин, охват разработкой балансовых запасов нефти при запроектированной системе скважин и приходящуюся на одну скважину площадь пластов. Второй коэффициент Кв = 0,59 называется коэффициентом вытеснения нефти закачиваемой водой. Первые два коэффициента Кс и Кв из балансовых геологических запасов выделяют подвижные запасы. Коэффициент Кз учитывает долю извлечения подвижных запасов нефти, неравномерность вытеснения нефти, связанную с технологическими особенностями разработки залежи. Коэффициент Кз определялся по всем возможным вариантам расположения боковых стволов веерных скважин. Для рассматриваемой залежи без учёта циклической поинтервальной выработки пластов Кз = 0,551. В этом случае коэффициент нефтеотдачи пласта равен

(2)

Коэффициент использования подвижных запасов нефти Кз зависит от слоистой и зональной неоднородности проницаемости нефтяного пласта, характеризуется различной скоростью фильтрации и соответственно скоростью вытеснения нефти из различных слоёв и интервалов участка пласта, дренируемого скважиной. Предлагаемая технология циклической веерной поинтервальной выработки малопродуктивных многослойных пластов учитывает динамику процесса неодновременного обводнения отдельных слоёв и зон коллектора с различной хаотической проницаемостью. Если при этом учесть изоляцию выработанных слоёв с относительно хорошей проницаемостью в процессе эксплуатации скважин, то это позволит снизить текущую обводнённость добываемой продукции. Предлагаемая технология позволяет вовлечь в процесс фильтрации зоны пласта с низкой проницаемостью, т.е. охватить заводнением все подвижные запасы нефти. При этом коэффициент использования подвижных запасов нефти Кз → 1. Коэффициент нефтеотдачи пласта в этом случае составит

(3)

т.е. увеличивается в 1,8 раза.

Список литературы

1.Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений.-М.:

ООО«Недра-Бизнесцентр», 2000. - 516 с.

102

2.Иванов В.А., Исламов Д.Р. Веерная нефтяная скважина //Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн.-М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. - № 3. - С. 30-34.

3.Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник /Под ред. А.Г. Калинина.-М.: Недра, 1997. – 648 с.

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Ахметов М. Р., Суровенко В. Н., Яхонтов Р. А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Уже долгое время гидравлический разрыв пласта применяется как способ наиболее быстрого и емкого извлечения нефти из пласта. Уже на начальных этапах освоения учитывается, что почти сразу после получения промышленного притока будет проведена операция по гидравлическому разрыву пласта. С точки зрения экономики данная операция выглядит весьма привлекательно. Дебиты могут увеличиться в разы, да и стоимость операции по сравнению с другими мероприятиями ниже. Так же проведение операции не требует особо большого количества времени и результат наблюдается продолжительное время.

Гидравлический разрыв пласта применяется Приобском месторождении довольно давно, но до сих пор нет единой информации позволяющей с большой точностью предсказать эффективность проводимого ГРП. Благодаря проведению ГРП, получают большую дополнительную добычи нефти. Не смотря на то, что объем проведенных ГРП на месторождении очень велик, остается большая вероятность неудачного исхода проведения ГРП, даже если сопоставляются данные о свойствах коллектора в пределах одного участка. ГРП позволяет включить в разработку ранее не дреннируемые участки пласта. Активное внедрение ГРП на Приобском месторождении началось в 2006 году. На конец 2008, дополнительная добытая нефть от ГРП составила около 48% всей добытой за год нефти. Среди всех пластов находящихся в промышленной разработке на Приобском месторождении, основным объектом проведения ГРП является пласт АС12, так как он содержит большую часть запасов нефти.

За первое полугодие 2012 года на Приобском месторождении было проведено 91 ГРП. Основная доля – 64% пришлась на пласт АС12, 20% - АС10 и 16% - АС11. Среди проведенных ГРП 46% (42шт.) оказались неэффективными. Неэффективными признаны скважины с проведенным ГРП по двум критериям:

•скважины не достигла расчетного дебита

•текущий дебит практически равен остановочному

Некоторые причины, из-за которых скважины не достигли расчетного дебита:

•переоценка коллекторских свойств пласта

103

•пониженное пластовое давление

•рост обводненности

•кольматация ПЗП.

Рис. 1. Данные по количеству и качеству проведенных ГРП

Выводы: ГРП дает большую дополнительную добычу нефти, но 46% неудачных исходов операций – это слишком большая цифра. Причины, изза которых скважины не достигли расчетного дебита вполне предсказуемые. Особое внимание стоит обратить на переоценку коллекторских свойств. Неверные значения проницаемости и прочих параметров могут привести заведомо удачную операцию к нежелательному исходу, что за собой ведет дополнительные расходы.

Список литературы

1.Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986 г.

2.Отчет «РН-Юганскнефтегаз». Анализ ГРП первого полугодия 2012 года по Приобсокому месторождению.

3.Габриэляц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. М: Недра,

1984 г.

4.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: М., Недра, 1986 г.

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СОЛЯНОКИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Суровенко В. Н., Ахметов М. Р., Яхонтов Р. А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК), является областью стратегических интересов России. Он оказывает влияние на формирование

104

отношений в налогообложении, внешнеторговой, валютной и социальных сферах. Политика нефтегазодобывающих предприятий связана с интенсивным вовлечением в разработку новых и уже разрабатываемых месторождений. Эффективность разработки зависит от свойств продуктивных пластов. В Ханты – Мансийском автономном округе большинство месторождений разрабатывается уже более 10 лет, то извлечение углеводородного сырья стало очень трудным. Для увеличения добычи углеводородного сырья на предприятиях применяют различные методы, такие как химическое, теплофизическое и механизированноевоздействие на призабойную зону пласта (ПЗП).

Метод солянокислотной обработки забоев скважин основан на способности соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их. При этом химическая реакция протекает согласно следующим уравнениям:

для известняка:

СаСО3+2НС1=СаС12+Н2О+СО3

для доломита:

СаМg(СО3)2 + 4НС1 = СаСl2 + MgCl2 + 2Н2О + 2СО2

Полученные в результате реакции хлористый кальций (CaCl2) и хлористый магний (MgCl2) хорошо растворяются в воде. Таким образом, в результате реакции вместо твердой породы образуются вещества, остающиеся в растворе, которые легко могут быть удалены из призабойной зоны пласта. В породе пласта образуются новые пустоты и каналы, облегчающие поступление жидкости и газа из пласта, благодаря чему возрастает производительность скважины.Объем кислотного раствора выбирают в зависимости от мощности пласта, подлежащего обработке, химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость) и числа предыдущих обработок.

На нефтяных промыслах применяют следующие виды кислотных обработок; кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и т. д.Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты либо самотеком, либо с помощью насосов. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты а средства, спрессовывают трубопроводы. Технология различных солянокислотных обработок неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт и т. д. Эффект от проведения солянокислотной обработки оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуктивности.

105

Кислотные обработки пластов осуществляются как для увеличения, так и для восстановления проницаемости коллектора призабойной зоны скважины. Большинство этих работ проведено при переводе скважин в нагнетание и последующего увеличения их приемистости.Стандартная кислотная обработка на Приобскому месторождении заключается в приготовлении раствора в составе 14% НСl и 5% HF, объемом из расчета 1,2-1,7 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта и закачки его в интервал перфорации. Время реагирования составляет около 8 часов.При рассмотрении эффективности воздействия неорганических кислот принимались во внимание нагнетательные скважины с длительной (более одного года) закачкой воды до обработки. Кислотная обработка ПЗП в нагнетательных скважинах оказывается довольно эффективным методом восстановления их приемистости. В качестве примера, в табл. 1 представлены результаты обработок по ряду нагнетательных скважин.

Вывод: анализ проведенных обработок показывает, что композиция соляной и плавиковой кислоты улучшает проницаемость ПЗП. Приемистость скважин увеличивалась от 1,5 до 10 раз, эффект прослеживается от 3 месяцев до 1 года.

Таблица 1

Результаты обработок в нагнетательных скважинах

Таким образом, на основании анализа проведенных на месторождении кислотных обработок, можно сделать вывод о целесообразности осуществления кислотных обработок призабойных зон нагнетательных скважин с целью восстановления их приемистости.

Список литературы

1. Отчеты по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтеюганск, 2006-2009 гг.

106

2.«Геология нефтяных и газовых месторождений» Габриэлянц Г.А. М: Недра, 1984 г.

3.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: М., Недра, 1986 г.

4.Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: М., Недра, 1983 г.

ВИДЫ ОСЛОЖНЕНИЙ РАБОТЫ УЭЦН И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ

Яхонтов Р.А, Ахметов М.Р., Суровенко В.Н., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

В настоящее время эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) является в России одним из основных способов добычи нефти. За последние двадцать лет доля нефти, извлеченной на поверхность с помощью УЭЦН, возросла с тридцати до семидесяти процентов от общей добычи нефти в стране. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в будущем.

Однако на многих месторождениях работа серийных УЭЦН сталкивается с большими трудностями. Трудный процесс вывода на стационарный режим работы после подземного ремонта, падение коэффициента продуктивности из-за глушения, периодическая эксплуатация некоторых скважин вследствие срыва подачи - вот далеко не полный перечень осложняющих факторов при добыче нефти центробежными насосами. Многие скважины вообще находятся в бездействии из-за невозможности освоить их серийным отечественным и импортным насосным оборудованием. В связи с этим повышение эффективности добычи нефти с помощью УЭЦН является для нефтедобывающей отрасли особо актуальной задачей.

Влияние газа в рабочих органах насоса проявляется в ухудшении энергообмена между рабочим колесом и жидкостью, изменяется рабочая характеристика насоса. Следствием этого является срыв подачи УЭЦН, который может вызвать перегрев рабочих органов насоса, нарушение торцевых уплотнений, течь удлинителя. Поэтому в компоновке УЭЦН применяются газосепараторы, принцип газоотделения центробежный: газожидкостная смесь поступает во вращающуюся камеру сепаратора, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Жидкость поступает на приём насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.

При подборе УЭЦН необходимо обратить внимание на глубину спуска.

Чем больше глубина спуска, тем больше температура. Максимальную глубину спуска УЭЦН ограничивает температура. При 75-80 градусах начинается размягчение полиэтиленовой изоляции кабеля, при 80-90 градусах происходит течь и снижение изоляции кабеля. При 90-120 градусах сгорает обмотка погружного электродвигателя.

107

Кустовое бурение скважин поставило перед эксплуатационниками ряд проблем, связанных с безаварийным спуском и эксплуатацией УЭЦН.

Установлено, что в интервалах набора кривизны, составляющих 2 градуса и более на 10 метров ствола скважины, возрастает число отказов оборудования.

Неравномерное распределение нагрузки на опоры УЭЦН приводит неравномерному радиальному износу, увеличивается вибрация УЭЦН.

Поэтому важно соблюдение скорости спуска оборудования и глубины спуска установок, УЗЦН не должен попасть в интервал интенсивного набора кривизны.

Интенсивность отложений парафина может привести к уменьшению проходного сечения, пробкообразованию в НКТ и остановке работы скважины. Уменьшение проходного сечения НКТ влечет за собой снижение производительности насоса. Важно качественно настроить ЗСП, своевременно проводить работы по предупреждению отложений парафина

-химические, тепловые, скребки.

Вдобываемой жидкости могут содержаться как продукты разрушения пласта, смолы, соли, парафин, так и привнесённые при ремонтах скважины или при технологических операциях механические примеси. Основные четыре вида твердых отложений: проппант, пластовый песок, продукты коррозии и соли. Накопление солей на наружной поверхности узлов установки ухудшает теплообмен, уменьшает свободное пространство между насосом и эксплуатационной колонной, также происходит заклинивание рабочих органов, слом вала насоса, течь удлинителя. Всё это приводит к отказу насоса и преждевременному его подъему из скважины.

Существующие технологии позволяют проводить работы как по удалению солеотложения в скважине, так и по его предупреждению.

Одним из факторов, осложняющих реализацию технологии постоянного дозирования ингибитора в затрубное пространство, является его коррозионная агрессивность. С положительной стороны зарекомендовала себя технология закачки ингибитора солеотложения через систему ППД вместе с нагнетаемой в пласт водой. Внедряется в производственную практику технология задавки ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта

(технология SQUEEZE).

Серьезную проблему представляет собой вынос проппанта в скважину после проведения гидравлического разрыва пласта. В низкодебитных скважинах проппант может осаждаться в обсадной колонне, что требует периодических промывок. Результатом может быть потеря приствольной проводимости с полным прекращением добычи в случае полного перекрытия продуктивной зоны. Технологии PropNET, использует волокна для удержания проппанта на месте. Этот материал, закачиваемый одновременно с проппантом в составе рабочей жидкости,

108

образует сетку, которая стабилизирует проппантно-волоконную набивку, обеспечивая высокие дебиты по нефти или газу.

Гидроразрыв пласта способен предотвратить вынос пластового песка, путем создания в призабойной зоне пласта искусственного коллектора, который по прочности может превосходить первоначальный пласт, но только не в том случае, когда в продукции скважины содержится значительное количество проппанта.

Применение, в качестве средства борьбы с выносом мехпримесей, всевозможных фильтров приводит, в некоторых случаях, к их засорению. Следствием этого становится ограничение притока пластовой жидкости к скважине.

Для ограничения выноса мехпримесей, после проведенного на скважине гидравлического разрыва пласта, на приобском месторождении используют частотные преобразователи фирмы “Reda”. При помощи них уменьшают частоту тока, что позволяет снизить обороты погружного электродвигателя и тем самым уменьшить темпы отбора жидкости из скважины. В свою очередь, это приводит к росту забойного давления и уменьшает депрессию на пласт.

Еще одним средством борьбы с выносом мехпримесей является применение пескоотделителя в компоновке с УЭЦН.

Продление срока службы УЭЦН достигается благодаря отделению из добываемой продукции твердых частиц, прежде чем они попадут в насос.

Флюид попадает внутрь колонны насосно-компрессорных труб через впускные прорези. После чего, поток флюида направляется вниз по спирали, чтобы попасть в трубку с отверстием, и затем по ней двигаться вверх, к приему насоса. Центробежная сила, создаваемая проходящими по спирали потоками флюида, выталкивает твердые частицы из турбулентного потока. Эти частицы осаждаются в грязевой камере или в ответвленном стволе скважины.Первый раз скважинный пескоотделитель был спущен в скважину в Восточном Техасе 13 марта 1992 года.

Компания «Schlumberger» провела исследования по причинам отказов УЭЦН на Приобском месторождении. Самые распространенные виды осложнений: солеотложение, коррозия, вынос мех примесей.

Поскольку в настоящее время эксплуатация скважин с помощью УЭЦН является одним из основных способов добычи нефти, поиск оптимальных технологических решений по применению этих установок весьма актуален.

Вывод.

Многолетний опыт использования УЭЦН на различных промыслах показал, что наибольшие трудности при эксплуатации установок электроцентробежных насосов связаны с освоением скважин. Этому способствует ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны вследствие глушения скважин, возможность срыва подачи

109

центробежного насоса, тепловое разрушение погружного электродвигателя из-за недостаточного охлаждения, снижение изоляции подземной части электрической цепи УЭЦН в результате многократных включений. Большинство перечисленных проблем вызвано игнорированием применяемыми на сегодняшний день методиками подбора УЭЦН, технологиями освоения и эксплуатации скважин, оборудованных данными установками, нестационарных термо- и гидродинамических процессов. Позднее нахождение проблем эксплуатации, игнорирование их приводит к дорогостоящему ремонту.

Список литературы

1.Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986 г.

2.Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989 г.

3.Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. М.: Недра, 2001 г.

НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ

Козлов Е.Н., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

В целях предупреждения открытого фонтанирования перед проведением ремонта скважин по правилам [1, 2] создается противодавление на забой скважины с помощью жидкости глушения, величина которого зависит от глубины пласта.

При эксплуатации скважин механизированным и фонтанным способом жидкость глушения должна обладать следующими свойствами [3]:

-иметь достаточную плотность для создания необходимого давления на забой;

-содержать механические примеси не более 0,1 г/л;

-не иметь в своём составе растворенного газа;

-должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и исключать необратимуюкольматацию пор пласта механическими примесями;

-должна обладать ингибирующими свойствами и предотвращать набухание частиц, входящих в состав коллектора.

Например, при капитальных ремонтах скважин (КРС) на Талакан-

ском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) плотность жидкости глушения должна составлять не менее 1100-1120 кг/см3, что вроде бы в нормальных условиях (без поглощения) должна обеспечивать надежное блокирование продуктивного пласта. В качестве жидкости глушения на месторождении обычно используются растворы технического хлорида натрия (поваренной соли), которые дополнительно обеспечивают эффектив-

110