Повышение продуктивности и реанимация скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

10.2. ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ РАБОТЫ ПО ИСПЫТАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ ИЗОЛЯЦИИ ВОДО-

ИГАЗОПРИТОКОВ В СКВАЖИНАХ

Впериод 1998–1999 гг. на месторождениях АО "Татнефть" были проведены опытно-промысловые работы по ограничению притока воды в добывающие скважины химическими реагентами с использованием виброволнового воздействия. Изоляционные работы проводились на скважинах НовоЕлховской площади, эксплуатирующих пласт Д1 (пропластки

а1, б1, б2, б1+3, б2+3, г2, г3).

Отобранные для закачки в ПЗП добывающих скважин химические реагенты прошли в АО "Татнефть" опытно-про- мышленные испытания и рекомендовались в качестве эффективных водоизолирующих материалов [1]. Закачку реагентов осуществляли через гидродинамический генератор колебаний давления типа ГЖ, спущенный на колонне НКТ в интервал залегания обводненного пропластка.

Геолого-техническая характеристика скважин изменялась в следующих пределах: пластовое давление 12,6– 18,9 МПа; обводненность продукции 94–99 %; плотность воды 1010–1160 кг/м3; удельная приемистость по воде 25–80 м3/(сут МПа); искусственный забой 1738–1829 м; вскрытая толщина пласта 2,6–7 м; вскрытая толщина нижнего пропластка 1,6–4,4 м; расстояние между пропластками 0–6,8 м.

Основной водоизолирующий состав был представлен следующими оторочками: смесь N1 состоит из раствора на пресной воде жидкого стекла, ПАВ типа АФ9-12, полиакриламида (ПАА) и хлористого кальция; пена N1 (трехфазная пена) представляет собой аэрированную смесь N1. В смеси N1 ПАВ выполняет функцию замедлителя химической реакции между жидким стеклом и хлористым кальцием, а в пене N1 ПАА и ПАВ дополнительно ограничивают синерезис пены.

Расход реагентов по скважинам лежит в пределах: жидкое стекло 500–1200 кг; хлористый кальций 250–500 кг; ПАВ 12– 50 кг; ПАА 5–25 кг. Расходы жидкостей на обработку скважин составили: рабочей жидкости (техническая вода) 25–35 м3; пресной воды 5–18 м3.

Обвязку наземного оборудования и технических средств производили согласно схеме, представленной в гл. 9 (см. рис. 9.2.1). Такая схема обвязки позволяет одновременно двумя насосными агрегатами раздельно закачивать в колонну НКТ через

326

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

аэратор компоненты осадкообразующих растворов и водонефтяных эмульсий, а также по изменению давления закачки контролировать ход процесса водоизоляции, при необходимости вносить корректировки.

Такие корректировки были проведены. Дополнительно к основному составу в скв. 791 были закачаны оторочки водоизолирующих материалов – водный раствор ПАВ и ПАА, аэрированный водный раствор ПАВ и ПАА, водонефтяная эмульсия с водой, загущенной ПАА, и стабилизированная реагентом Нефтехим-Б.

Закачки оторочек в ПЗП были проведены во всех скважинах без посадки пакера. По истечении времени выдержки 12– 40 ч пласты всех скважин не принимали воду при давлении 10–18 МПа.

Скважины контролировали после их пуска в работу по дебиту жидкости Qж, м3/сут, дебиту нефти Qн, т/сут, и обводненности β , %.

Данные, характеризующие эффективность воздействия проведенных водоизолирующих обработок, приведены в табл.

10.2.1.

В результате проведенных мероприятий длительность уменьшения отборов попутной воды на скв. 2046 превысила, а на скв. 2103 сопоставима с подобным показателем лучших водоизолирующих обработок химическими реагентами без применения воздействия на ПЗП упругими колебаниями. На скв. 2103 эффект водоизоляции сопровождается дополнительной добычей нефти.

После обработки скв. 791 эффект ограничения притока воды в ней оказался слабовыраженным. Однако проведенный

Таблица 10.2.1

Результаты работ по изоляции водопритоков на добывающих скважинах АО "Татнефть"

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

анализ геолого-промысловой обстановки позволил установить следующее.

Скв. 791 вскрывает монолитный пласт Д1 (а, б1+3) мощностью 6 м, обводненный на 2/3 – 3/4 по нижней части. Здесь работы по гидроизоляции с воздействием упругими колебаниями проводились с определенной степенью риска, так как согласно опыту нецелесообразны попытки изолировать обводненную часть монолитного продуктивного пласта. На данной скважине ранее уже осуществлялась по традиционной технологии (без эффекта) закачка водоизолирующего состава СНПХ-9633 марки В в объеме 24 м3. До проведения водоизоляционной обработки с воздействием упругими колебаниями скважина сильно поглощала (приемистость более 150 м3/сут при нулевом давлении закачки). В результате работ скважина перестала принимать при рзак = 10 МПа. Если учитывать также факт дополнительной добычи нефти, то обработку следует считать достаточно успешной.

Проведенные обработки характеризуются уменьшением расхода рабочей жидкости, пресной воды и реагентов по сравнению с традиционными технологиями водоизоляции ПЗП с применением реагентов: по жидкому стеклу и хлористому кальцию более чем в 2 раза; по ПАВ – в 2–8 раз; по ПАА – в 1,5–7 раз. Очевидная зависимость между удельной приемистостью ПЗП по воде и расходом реагентов на обработку скважины не просматривается.

На месторождении Жанажол АО "Актобемунайгаз" в январе 2000 г. были проведены опытно-промысловые работы по изоляции газопритока на скв. 549 и водопритока на скв. 131 с использованием предложенного авторами изолирующего реагента БК-1.

Скв. 549, вскрывающая пласт Сm2 в интервале перфорации 2839–2868 м, фонтанировала со средним дебитом 8 т/сут при повышенном содержании газа, который прорывался из газовой шапки по интервалу 2839–2849 м. В результате проведенных газоизоляционных работ прорывы газа прекратились, и скважина была сдана в эксплуатацию с дебитом, достигающим 30 т/сут.

На скв. 131, эксплуатирующей пласт Сm2 в интервале перфорации 2853–2866 м, продукция практически полностью обводнилась из-за прорыва подошвенной воды. Перед проведением закачки водоизолирующей композиции скважина погло-

328

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

щала воду. После пуска скважины в работу обводненность продукции снизилась до нуля.

Проведенные опытно-промысловые испытания показали, что технология с применением виброволнового воздействия позволяет эффективно осуществлять изоляционные работы по ограничению притока воды в скважины при значительном снижении расходов реагентов, при этом процесс закачки реагентов в скважины осуществляется с значительно меньшим числом технических ограничений, т.е. обладает повышенной "гибкостью".

В настоящее время технология изоляции водо- и газопритоков успешно внедряется в ряде нефтегазодобывающих предприятий на различных месторождениях России и СНГ.

10.3. ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ РАБОТЫ

ИВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ КАВЕРНОНАКОПЛЕНИЯ

ВКАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Возможность создания в ПЗП каверн-накопителей с использованием виброволнового воздействия впервые была испытана в 1998 г. на скв. 6609, вскрывающей карбонатный пласт турнейского яруса Ново-Елховского нефтяного месторождения АО "Татнефть".

Врезультате проведенных технологических мероприятий получен весомый прирост производительности скважины – дебит скважины возрос от 1,3 до 8,3 т/сут. Скважина была обработана 06.98 г., далее скважина в 1998 г. функционировала со среднесуточным дебитом в 7,2 т/сут в течение 183 сут, суммарная дополнительная добыча – 1316 т. В 1999 г. скважина продолжала работать со среднесуточным дебитом 5,8 т/сут, на 01.01.2000 г. работа ее продолжалась, а суммарная дополнительная добыча нефти за 1998 и 1999 гг. составила 3329 т.

В1999 г. технология кавернонакопления с применением виброволнового воздействия была внедрена на шести сква-

жинах Ново-Елховского месторождения, вскрывающих карбонатные коллекторы турнейского яруса (пласт С1tur) (табл.

10.3.1).

329

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 10.3.1

Результаты работ по кавернонакоплению в карбонатных коллекторах Ново-Елховского месторождения АО "Татнефть"

В результате проведенных мероприятий достигнуто весьма заметное увеличение дебитов скважин от 2,5 до 7,2 т/сут при снижении обводненности практически по всем скважинам. Все скважины на 01.10.99 г. работали без существенного падения продуктивности, в том числе и скв. 6609, обработанная в 1998 г. Дополнительная добыча нефти составила более 6000 т.

Полученные результаты свидетельствуют о высокой эффективности разработанной авторами технологии. В настоящее время проводятся работы по усовершенствованию технологии с учетом использования новых скважинных генераторов колебаний типа ГД2В и планируются значительные объемы внедрения.

10.4. РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТОК ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН

В 1998 г. на месторождении Тулва Пермской области были проведены 16 обработок водозаборных скважин. Результаты виброволновых обработок приведены в табл. 10.4.1. Для возбуждения упругих колебаний в скважинах применяли гидродинамический генератор типа ГЖ, настроенный на максимально низкую рабочую частоту. В качестве рабочей жидкости в режиме циркуляции использовали аэрированную (с использованием компрессора) воду. Это позволило осуществить комплексное виброволновое и депрессионное воздействие на водоносные песчаные пласты.

330

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 10.4.1

Результаты виброволновых обработок водозаборных скважин на месторождении Тулва Пермской области

Врезультате проведенных работ на всех 16 скважинах получены достаточно хорошие результаты, при этом дебиты отдельных скважин возросли в 3–5 раз и более. Вместе с тем были выявлены определенные технические ограничения конструкции генератора колебаний типа ГЖ применительно к обработке водозаборных скважин, которые не позволили в полной мере выявить достоинства технологии и получить еще более весомые результаты. Это – их недостаточно эффективная работа при малых давлениях подачи рабочей жидкости, а также невозможность снижения частоты генерации до требуемой оптимальной. В дальнейшем полученные в ходе работ данные были учтены при разработке более эффективного и "гибкого" гидродинамического генератора типа ГД2В.

Вперспективе работы по виброволновым обработкам будут продолжены в Башкортостане, Татарстане, в Московской области, Западной Сибири и др.

331

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

10.5. РЕЗУЛЬТАТЫ ОТПЫТНЫХ РАБОТ ПО ИНИЦИИРОВАНИЮ ИНТЕНСИФИКАЦИИ

СКВАЖИННОЙ ГИДРОДОБЫЧИ ЖЕЛЕЗНЫХ РУД С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕНЕРАТОРОВ КОЛЕБАНИЙ ТИПА

ГЖ НА ШЕМРАЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ КУРСКОЙ МАГНИТНОЙ АНОМАЛИИ

На Шемраевском месторождении (Белгородская область) богатых железных руд Курской магнитной аномалии (КМА) выполнялись опытно-промысловые исследования с целью оценки возможности использования мощных упругих колебаний для инициирования и интенсификации скважинной гидродобычи железных руд.

Месторождения богатых железных руд КМА являются продуктом древних кор выветривания площадного и линейного типов, образовавшихся на выходах докембрийских железистых кварцитов. Их суммарные запасы превышают 60 млрд т. Руды характеризуются высоким качеством. Рудные тела протяженные, мощность пластов достигает сотен метров. Окисленные богатые железные руды, расположенные между окисленными кварцитами и зоной вторичной цементации, характеризуются общим содержанием железа 65–68 %.

Горно-геологические условия залегания богатых железных руд сложные и являются главным препятствием для вовлечения месторождений в эксплуатацию традиционными способами. Руды находятся на больших глубинах и сильно обводнены. Их физическое состояние изменчиво, а существенная доля руд представлена неустойчивыми разновидностями. Они обладают невысокой прочностью и рассматриваются в качестве потенциальной рудной базы для СГД.

Опытно-промысловые работы проводились совместно с П.Д. Гостюхиным и В.Г. Тарасенко по заданию ОАО "Гидроруда" с целью оценки возможности использования мощных упругих колебаний для инициирования и интенсификации скважинной гидродобычи железных руд. В качестве объекта испытаний была выбрана скв. 4Т. Внешний вид устья скважи-

332

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ны, оборудованной для гидродобычи железных руд, показан на рис. 10.5.1.

Работы проводились в интервале глубин 676–720 м. Продуктивный пласт представлен перемежаемостью плотных, имеющих прочность на одноосное сжатие до 6 МПа и пористых руд (прочность на одноосное сжатие порядка 3 МПа), сцементированных контактовым цементирующим материалом

– шамозитом.

333

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.5.1. Внешний вид устья скв. 4Т Шемраевского месторождения, оборудованной для гидродобычи железной руды

Испытания проводились с помощью специально разработанного гидродинамического генератора типа ГЖ повышенной

334

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

мощности. Параметры его представлены в гл. 9 (см. табл. 9.6.1).

Воздействие на продуктивный пласт осуществлялось на глубинах 686, 691, 696, 709 м. Ранее на этих интервалах проводились мероприятия по традиционной технологии СГД. Положительных результатов не было достигнуто (нулевой выход пульпы). Генератор вместе с резонатором спускали в скважину на трубах НКТ диаметром 89 мм, через которые осуществлялась подача жидких рабочих агентов. В качестве пульпоподъемной колонны использовали трубы диаметром 219 мм, башмак которых находился на глубине 676 м. Давление в системе 8,0–10,0 МПа, расход воды 15,0–20,0 л/с, подача воздуха для подъема пульпы с загрузкой на глубине 400 м 960 м3/ч.

В процессе работы наблюдали заметный вынос пульпы пульсирующего характера со средними характеристиками 150–180 м3/ч, плотность пульпы изменялась в пределах 1020– 1040 г/л, рудный материал был представлен мелкозернистым и тонкозернистым мартитом. Отмечались также зерна шамозита. По окончании испытаний генератор с резонатором были извлечены на поверхность и осмотрены. Повреждений и износа не было обнаружено. Испытания показали, что использование виброволнового воздействия привело к извлечению рудного материала из горизонта, который до этого не реагировал на попытки добычи по традиционной технологии.

Проведенные опытные работы показали перспективность использования мощных скважинных гидродинамических генераторов колебаний для интенсификации скважинной гидродобычи железных руд. В ходе испытаний получены данные для дальнейшего усовершенствования метода, определены направления научно-исследовательских, опытно-конст- рукторских и опытно-промышленных работ с целью создания технологии промышленной скважинной гидродобычи с использованием виброволнового воздействия.

335