Повышение продуктивности и реанимация скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пласт Mogollon сложен гидрофильными коллекторами, имеющими пористость 6–9 %, проницаемость порядка 0,1–2 мД. Коллекторы залегают на глубинах около 2000–3000 м. Скважины повсеместно дают продукцию с высокой обводненностью и характеризуются низкими пластовыми давлениями. Мероприятия по увеличению проницаемости ПЗП, за исключением ГРП, как правило, заканчиваются безуспешно, и лишь в некоторых случаях использование растворов химкомпозиций дает небольшой эффект продолжительностью 1–2 мес.

Из пяти обработанных скважин одна находилась в стадии освоения после бурения. Обработка этой и еще одной обводненной скважины, в отличие от остальных трех, была осуществлена без использования химических реагентов.

Положительный эффект получен по всем обработанным скважинам. В результате проведенных работ достигнуто увеличение дебитов скважин в 2–4 раза, получено возрастание статических уровней жидкости в скважинах от 2 до 6 раз.

На одной бездействующей скважине ранее был осуществлен безрезультатно ряд мероприятий с целью получения притока нефти. Причиной отсутствия дебита явилась закупорка пласта химически стойким реагентом Adomaite, закачанным в скважину при ГРП. На этой скважине в экспериментальном порядке была осуществлена попытка извлечения этого реагента. После обработки скважина эксплуатировалась с дебитом 3– 6 баррель/сут, затем продукция обводнилась до 100 %, причем накопленная добыча нефти превысила тот объем, который был поглощен при ГРП и проведении виброволновой обработки. На другой, пробуренной в начале 1995 г., все попытки ее освоения, в том числе и ГРП, оказались безуспешными. После обработки она дала приток нефти в среднем примерно 30 баррель/сут. Затем на этой скважине были начаты работы по освоению вышележащих горизонтов.

Вместе с тем в силу технических трудностей, из-за необеспечения владельцами соответствующего отбора жидкости из скважин, на некоторых из них произошли блокировка нефти водой и снижение дебитов. В этом отношении примечательна обработка скважины добывающей компании, которая выполнила рекомендации по форсированию отбора жидкости после обработки. Скважина, вскрывающая пласт Mogollon в интервале 2041–2210,1 м и работавшая с дебитом 10 баррель/сут нефти, после 3-летнего простоя по техническим причинам стала давать 58 баррель/сут почти одной воды. Пластовое давле-

316

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ние составляло 9,6 МПа. Попытки вызвать приток нефти с помощью реагентных обработок и свабирования оказались безуспешными. При проведении виброволновой обработки в качестве рабочей жидкости использовали 0,05%-ный водный раствор ПАВ. В процессе поинтервального виброволнового воздействия из пласта наряду с кольматантом было извлечено около 70 баррелей нефти. После пуска в эксплуатацию отбор жидкости установили на уровне 90–100 баррель/сут. Через 5 сут в продукции появилась нефть и впоследствии дебит нефти возрос до 50 баррель/сут при отборе жидкости около 110 баррель/сут.

Работы по осуществлению технологического процесса проводились совместно с американской сервисной компанией "BJ services international, S.A.". В ходе работ были отобраны пробы кольматанта, извлеченного из пласта Mogollon, анализ которых был сделан в исследовательском центре BJ в Хьюстоне (США). Это позволило установить природу кольматанта и наметить пути дальнейшего совершенствования композиций химических реагентов. Эта компания дала высокую оценку технологии и высказала пожелание произвести усовершенствования оборудования по снижению энергетических затрат.

Ввиду сложных геолого-промысловых условий работы, низких пластовых давлений и необходимости обеспечения высоких расходно-напорных характеристик обработок скважин при использовании генераторов колебаний типа ГЖ совместно со струйными насосами, добывающие фирмы вынуждены были арендовать мощные и дорогостоящие насосные агрегаты фирмы "Halliburton", что снижало рентабельность проводимых мероприятий и перспективу их использования. В связи с созданием новых более эффективных и экономичных скважинных генераторов типа ГД2В планируется, начиная с 2000 г., продолжить работы по использованию технологии ВДХВ на месторождениях Южной Америки. В настоящее время достигнута договоренность с рядом зарубежных фирм, проводятся подготовительно-организационные мероприятия.

Германия

В период июль–август 1999 г. в Германии на месторождении Ханкенсбюттель-юг (Hankensbuttel-Sud), владельцем которого является компания RWE-DEA, были проведены две демонстрационные обработки скважин: HS.18 (нагнетательная), HS.92 (добывающая) с использованием технологии ВДХВ. По

317

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

данным проведенных до обработки исследований по скв. HS.18 наблюдалось фактически отсутствие скин-эффекта, а в скв. HS.92 было необходимо проведение мероприятий по очистке ПЗП.

Виброволновое воздействие на ПЗП обеих скважин осуществлялось по желанию заказчика без сочетания с химреагентным воздействием.

Результаты работ по скв. HS.18. Объектом эксплуатации скв. HS.18 является пласт Dogger-beta (oberes Lager), который залегает в интервале глубин 1484–1506 м и представляет собой песчаник с массовой долей кварца 95 %, пористостью 20–25 % и проницаемостью около 0,040 мкм2. Эксплуатационная колонна имеет диаметр 7" и длину 1561,6 м. Искусственный забой 1510 м, интервал перфорации 1484–1503 м, текущее пластовое давление 13,0 МПа.

Закачиваемая в скважину сточная вода (плотность 1120 кг/м3, массовая концентрация солей Na, Mg, Ca 100 г/м3) проходит очистку на фильтрах, и в нее периодически вводятся добавки соляной кислоты и ПАВ с целью растворения в ПЗП солей железа и поддержания темпа нагнетания. Приемистость в 1997–1999 гг. поддерживалась на уровне 450 м3/сут, а репрессия на пласт до конца 1998 г. составляла 6,0–7,5 МПа и затем понизилась до 4,8– 5,0 МПа.

Предварительно на скважине были проведены работы по опрессовке НКТ. Затем на НКТ в интервал перфорации были спущены последовательно резонатор, генератор колебаний, спецфильтр, пакер (фирмы "Halliburton") со струйным насосом, вставной фильтр и седло опрессовочного клапана.

На устье скважины был установлен превентор фирмы "Cameron". Обвязка наземного оборудования включала насос-

ный агрегат 290HD001 фирмы "Halliburton MFG & SERVICES LTD", фильтровальную установку тонкой очистки фирмы "Halliburton", емкость объемом 21 м3 для приема выходящей из затруба воды, емкость 40 м3 для отфильтрованной воды, а также резервную емкость 21 м3. В воду был добавлен ПАВ – реагент XYLENE фирмы "CLARIANT" с содержанием 1 кг на 1 м3. На нагнетательном и выходном (из затруба) трубопроводах были установлены расходомеры, по которым производилось измерение количества закачиваемой и вытекающей воды. Давление нагнетания и в затрубе измерялось с помощью электронных и показывающих манометров. Схема обвязки назем-

318

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ного оборудования при осуществлении обработки скважины представлена на рис. 10.1.12.

Перед проведением виброволнового воздействия было произведено гидродинамическое исследование (тестирование) по определению давления закачки при расходах 200, 250, 300, 350, 400 и 450 л/мин, которое соответственно составило 2,2; 3,2; 4,3; 5,8; 7,4 и 9,0 МПа.

Виброволновое воздействие производилось в двух положениях при установке щелей резонатора на глубинах 1490 и 1492 м, при этом пакер был посажен на глубинах 1465 и 1467 м. Продолжительность воздействия в первом положении составила 3 ч. При давлении нагнетания 15,0–19,0 МПа расход был 11,5–13,5 дм3/с, что соответствовало расчетным параметрам. Приток жидкости из пласта (разница между расходами нагнетаемой и вытекающей воды) достигал 70 дм3/мин. В отобранных пробах жидкости содержались мелкие взвешенные частицы от черного до темно-коричневого цвета. После 2 ч обработки было произведено гидродинамическое тестирование при закачке в пласт с расходами 450, 500 и 550 дм3/мин, и при этом

Рис. 10.1.12. Схема обвязки наземного оборудования при осуществлении виб-

роволновой обработки:

1 – насосная станция; 2 – водовод; 3 – резервная емкость объемом 20 м3; 4 – промежуточная емкость объемом 40 м3; 5 – фильтровальная установка; 6 – насосный

агрегат; 7 – подъемник; 8 – скважина

319

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

давление составило соответственно 9,0; 11,0 и 13,0 МПа. Продолжительность воздействия во втором положении ре-

зонатора составила 5 ч. Приток жидкости изменялся от 10 до 50 л/мин. В отбираемых пробах жидкости желтого цвета содержались темно-коричневые взвешенные частицы. Через 3 ч после начала обработки было произведено гидродинамическое тестирование при закачке с расходами 450, 500 и 550 дм3/мин, при этом давление нагнетания составило соответственно 8,9; 10,0 и 13,0 МПа. После выявления существенного снижения количества взвешенных частиц в отобранных пробах жидкости виброволновое воздействие было прекращено.

Затем сорвали пакер и произвели гидродинамическое тестирование, аналогичное проведенному перед обработкой. В результате давление закачки снизилось на 0,2–0,3 МПа.

Результаты проведенных гидродинамических тестов представлены на рис. 10.1.13.

При извлечении виброволнового оборудования никаких нарушений целостности и неисправностей в нем не было обнаружено. После пуска под закачку давление нагнетания составило 4,0 МПа, в течение 1,5 мес постепенно поднялось до 4,5– 4,7 МПа и потом скачком возросло до 5,0– 5,3 МПа.

Результаты работ по скв. HS.92. Объектом эксплуатации скв. HS.92 является пласт Dogger-beta (oberes Lager), который залегает в интервале глубин 1615,2–1643,2 м и представляет собой песчаник с пористостью 20–25 % и проницаемостью около 0,05–0,10 мкм2. Скважина имеет эксплуатационную колонну диаметром 7", длиной

320

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.1.13. Изменение напорно-расходных характеристик закачки жидкости в скважину и притока из пласта в ходе виб-

роволновой обработки скв. HS.18:

I – подача; II – излив; III – давление

321

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1700 м. Текущий забой 1640 м, интервал перфорации 1615–1624 м, текущее пластовое давление 13,0 МПа.

Отбор жидкости в 1996–1998 гг. с 270 м3/сут периодически снижался и установился на уровне около 150 м3/сут при обводненности 99 %. В январе 1999 г. дебит скачком упал до нуля.

Перед проведением виброволновой обработки было известно, что забой скважины загрязнен солеотложениями барита и кальцита ниже глубины около 800 м. Поэтому предварительно на скважине были проведены работы по разбуриванию солеотложений, повторной кумулятивной перфорации в интервалах 1615–1619 и 1619–1624 м (по 20 отв/м), промывке забоя и опрессовке НКТ.

Затем в скважину в интервал перфорации было спущено на НКТ подземное оборудование, аналогичное использованному для скв. HS.18. Обвязка наземного оборудования также была аналогичной. Кроме того, к резонатору был присоединен контейнер, в который установили глубинный автономный многосуточный манометр для замера забойного давления в процессе проведения обработки.

Внешний вид устья скважины, оборудованной для виброволновой обработки, показан на рис. 10.1.14.

Рис. 10.1.14. Внешний вид устья скв. HS.92, оборудованной для виброволновой обработки

322

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Перед проведением виброволнового воздействия было осуществлено гидродинамическое тестирование по опре-

дм3/мин, которое соответственно составило 3,6, 5,6 и 8,0 МПа. Виброволновое воздействие производили при установке щелей резонатора на глубинах 1618 м, при этом пакер был по-

сажен на глубине 1602 м.

Продолжительность воздействия составила 4 ч. При давлении нагнетания 13,0–18,0 МПа расход составлял 13,5–16 дм3/с, что соответствовало расчетным значениям. Приток жидкости из пласта (разница между расходами нагнетаемой и вытекающей воды) изменялся от 120 до 200 дм3/мин. Забойное давление, согласно показаниям глубинного манометра, при этом снижалось до 3,0–5,0 МПа. В отобранных пробах жидкости содержались мелкие взвешенные частицы черного цвета. К концу обработки в пробах появилась пленка нефти, вода посветлела и приобрела желтовато-сероватый оттенок с незначительным содержанием взвешенных частиц, после чего виброволновое воздействие было остановлено. Затем сорвали пакер и произвели гидродинамическое тестирование, аналогичное проведенному перед обработкой. При расходах 300, 350, 400 и 450 дм3/мин давление нагнетания соответственно составило 1,3, 2,2, 3,3 и 4,7 МПа, т.е. в результате обработки давление закачки снизилось в 3 раза. При извлечении виброволнового оборудования никаких нарушений целостности и неисправностей в нем не было обнаружено.

После пуска скважины в эксплуатацию отбор жидкости установился на уровне 235 м3/сут, достигнув значения отбора, который наблюдался еще в 1996 г.

На рис. 10.1.15 представлены результаты тестирования режима циркуляции (давления закачки, расходов по напорной магистрали и на выходе из скважины) при проведении виброволнового воздействия при создании депрессии, а на рис. 10.1.16 – кривые отбора жидкости из скважины до и после обработки.

Таким образом, результаты работ, как и ожидалось, показали наличие положительного эффекта по скв. HS.92, призабойная зона которой, в отличие от скв. HS.18, была засорена различными кольматантами. На скв. HS.18 фактически же была

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.1.15. Изменение напорно-расходных характеристик закачки жидкости в скважину и притока жидкости из пласта в

процессе виброволновой обработки скважины HS.92:

I – излив; II – подача; III – приток из пласта; IV – давление

324

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.1.16. Диаграмма отбора жидкости из скв. HS.92 до и после проведения

виброволновой обработки:

I – дебит; II – обводненность

нового оборудования и технологических режимов обработки ПЗП. Необходимо отметить, что представители компании RWE-DЕA осуществляли четкий и жесткий контроль за всеми технологическими операциями обработки скважин. В результате была зафиксирована хорошая сопоставимость между расчетными и фактическими параметрами режимов технологического процесса, а также подтверждена высокая надежность работы виброволнового оборудования. На обеих скважинах использовали один и тот же комплект оборудования (за исключением сменных вставок). По окончании работ были проведены тщательный осмотр и ревизия оборудования, результаты которых показали отсутствие повреждений и заметных следов износа.

Учитывая полученные положительные результаты работ, запланировано проведение виброволновых обработок скважин на месторождениях компании RWE-DЕA в Германии в сочетании с закачкой растворов химреагентов. Кроме того, проводятся переговоры с дочерними фирмами данной компании о развертывании работ в других странах.

325