авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 ||

Разработка комплексной технологии термогазобаровоздействия на призабойную зону пласта на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений

-- [ Страница 3 ] --

критериев и значений факторов риска их применения

Из вышеизложенного можно сделать вывод о том, что установленные ограничения области применения метода ТГБВ в условиях Акташской площади необходимо преодолеть за счет комплексирования его с другими эффективными технологиями воздействия на ПЗП, расширяющими область его применения на больший класс объектов обработки.

В четвертой главе диссертационной работы приводятся результаты разработки комплексной технологии воздействия на интервал перфорации и ПЗП на основе метода ТГБВ, а также данные о ее производственном опробовании на скважинах Акташской площади.

Анализ результатов исследования корреляционно-статистических зависимостей, приведенных в главе 3 (см. таблицу 2) диссертационной работы, служит основой для понимания особенностей теплофизических процессов, протекающих в ПЗП при обработке ее методом ТГБВ.

В частности, очень важное и даже решающее значение на механизм термогазобарических процессов, протекающих в ПЗП при сжигании ПЗ, оказывают три обстоятельства (при неизменности всех остальных: количества ПЗ, его теплотворной - Wт и газотворной- Wг способностей) – это ненаправленное, расфокусированное действие пороховых газов при сгорании порохового заряда, совершенство повторного вскрытия пласта перфорацией и наличие близкорасположенного зумпфа.

Ввиду того, что все процессы в обрабатываемой зоне протекают при высоких температурах, то основными реакциями в процессе преобразования углеводородов будут реакции пиролиза, что обуславливает преобразование асфальтено-смолистых и парафиновых кольматирующих отложений в углеводороды с меньшей молекулярной массой, за счет чего происходит существенное снижение их общей вязкости в ближней зоне, которая оказывается подготовленной к ее очистке путем дополнительного депрессионного воздействия. Это создает благоприятные предпосылки к комплексному применению ТГБВ для эффективной обработки ПЗП.

Необходимость уменьшения уровня обводненности обрабатываемого объекта до 20% вместо 40% и более обусловлено тем обстоятельством, что при прорыве под давлением парогазовоздушной смеси через очищенные от АСПО отверстия фильтра, происходит интенсивная гидрофилизация ближней зоны пласта.

В случае уменьшения зумпфа происходит эффект естественной фокусировки ударно-теплового воздействия в зоне фильтра, что приводит к еще более интенсивному прорыву парогазовоздушной смеси в ПЗП и, соответственно, большей ее гидрофилизации.

При проведении повторной перфорации проявляются два взаимоисключающих эффекта: с одной стороны - повышается эффективность декольматации ПЗП, а с другой – создаются благоприятные условия для гидрофилизации ПЗП. Отсюда вытекает необходимость выбора ее оптимальной плотности, которая не должна превышать 4 отв./м и производиться с ПАВ.

Другой, важной проблемой, которую необходимо решить, является обеспечение получения положительного технологического эффекта от ТГБВ на коллекторах с обводненностью вплоть до предельно возможной (80-90 %).

Из практики проведения водоизоляционных работ (ВИР) в высокообводненных добывающих скважинах известно, что для снижения обводненности добываемой продукции необходимо закачать в ПЗП гидрофобную (обратную) эмульсию или любой другой водоизолирующий состав, способный блокировать гидрофильные интервалы пласта и создать в его ближней зоне гидрофобный экран, непроницаемый для воды.

В результате выполненных в предыдущих главах диссертационной работы исследований и учитывая их многофакторность, следует рекомендовать комплексную технологию очистки интервала перфорации и ПЗП от АСПО и кольматанта в процессе текущего ремонта скважин с целью повышения их производительности для терригенных коллекторов девонских отложений с высоким уровнем обводненности (> 80%), низкими текущими дебитами (от 1,5 т/сут и более), небольшими перемычками до ближайшего водоносного пласта ( 3м), малыми зумпфами ( 5м) и невысокой фазовой проницаемостью (0,05 мкм2 и более), которая должна осуществляться в последовательности согласно разработанной этапности выполнения работ.

На первом этапе выполняют подбор скважин для данной технологии, который сводится к анализу температур в призабойной зоне пласта и забойных давлений, а также оценке динамики уменьшения коэффициента продуктивности скважин (изменения скин-фактора). Как дополнительный параметр анализа учитывается статистика выпадения АСПО на подземном оборудовании. Выборка таких скважин может производиться в информационно-поисковой программе “АРМИТС” ОАО “Татнефть” или по любой другой программе выборки и сортировки данных.

При этом выбираются девонские скважины с забойным давлением ниже давления насыщения или забойной температурой ниже температуры начала кристаллизации АСПО, а также уменьшившие дебит жидкости из-за снижения коэффициента продуктивности (изменения скин-фактора). Так как процессы формирования АСПО и кольматации ПЗП происходят постепенно, то выбираются скважины, которые проработали некоторое время (5-8 месяцев) в условиях, благоприятных для образования АСПО и кольматации ПЗП.

Комплексную технологию рекомендуется применять в скважинах, коэффициент продуктивности в которых снизился из-за отложения АСПО в интервале перфорации и продуктов кольматации в призабойной зоне пласта, характеризующихся следующими геолого-физическими условиями:

- при наличии неоднородных пропластков;

- обводненности до 80-90%;

- текущем дебите по нефти не менее 1,5 т/сут;

- величине перемычки до водоносного пласта не менее 3м;

- герметичной эксплуатационной колонне;

- качественном сцеплении цементного камня с породой и колонной в интервале 15-20м выше и ниже обрабатываемого пласта;

- когда зумпф не менее 5м от низа расположения заряда.

По разработанной автором технологической схеме проведение комплексной технологии ТГБВ пооперационно выполняется в следующей последовательности:

1 Производится промывка скважины нефтью или водным раствором ПАВ в объеме не менее 1,5 объема скважины.

2 Производится дополнительная перфорация с плотностью не более 4 отв./м.

3 Определяется приемистость скважины путем нагнетания нефти или водного раствора ПАВ.

4 Закачивается расчетное количество гидрофобной (обратной) эмульсии в дренированную зону пласта из расчета не менее 1,5 м3/1м перфорированной толщины пласта. Продавка выполняется нефтью или водным раствором ПАВ.

5 После подъема воронки производится спуск и проведение обработки интервала перфорации и призабойной зоны пласта с помощью термогазобарогенератора в интервале нефтенасыщенной его части.

6 Производится очистка призабойной зоны пласта свабированием в объеме, равном полутора объемам скважины.

Обратная эмульсия необходимого качества и в требуемом количестве приготавливается на стационарной установке или в условиях скважины согласно «Инструкции по приготовлению и регулированию параметров жидкости глушения на основе обратной эмульсии (ГЭР), стабилизированной эмульгаторами “Ялан-Э-1”».

Состав и параметры обратных эмульсий регулируются изменением соотношения водной и углеводородной составляющих раствора и степенью минерализации водного компонента и включает в себя:

- нефть девонскую товарную, кг/м3 - 870;

- эмульгатор Ялан-Э-1, кг/м3 - 950;

- пластовую девонскую воду, кг/м3 - 1180.

Количество обратной эмульсии и значение ее вязкости для блокирования дренированной зоны пласта определяются для каждой скважины индивидуально. Чем выше приемистость пласта, тем больше объем эмульсии и выше значения вязкости. Условная классификация приемистости и соответствующее ей количество эмульсии с необходимой условной вязкостью приведены в таблице 3.

Повторная перфорация проводится в интервале работающей нефтенасыщенной части пласта, а также той нефтенасыщенной части пласта, которая

по данным промыслово-геофизических исследований (ГИС- комплекс “приток - состав”) не работает. Средняя плотность зарядов на 1м не должна превышать 4 отверстий.

Таблица 3 - Классификация объектов по приемистости

Коэффициент приемистости, м3/часМПа Минимальный объем эмульсии, м3 Условная вязкость по ВП-5, с
1,1-1,6 4-5 250-300
1,6-2,1 6-8 400-500
>2,1 10-12 600-700

Количество секций зарядов термогазобарогенератора и интервал их размещения в стволе скважины напротив интервала перфорации выбирается в зависимости от нефтенасыщенной толщины пласта, определяемой также по данным ГИС, проведенным до применения данной технологии.

Разработанная автором комплексная технология ТГБВ была апробирована с его участием на двух участках Акташской площади, где добывающие скважины № 1218 и 2321 были выбраны в качестве очаговых, а остальные пять выполняли роль реагирующих.

До и после проведения комплексной технологии ТГБВ на обрабатываемых скважинах был выполнен необходимый комплекс (РД 153-39.0-384-05) исследований, включавший определение скин-фактора, снятие профилей притока пласта, проведение оценки качества крепления скважин.

Реакция очаговых скважин на применение комплексной технологии, предложенной автором и выполненной в соответствии и последовательности вышеназванных этапов, а также эффект от ее применения по всем скважинам, входящим в пределы двух выбранных участков, определялись по методике в соответствии с нормативными положениями, действующими в ОАО “Татнефть”. Технологический эффект представлен в таблице 4 и составляет за 2007-2008гг. 4200 тонн дополнительно добытой нефти.

Таблица 4 - Результаты применения комплексной технологии ТГБВ

№ скв. Интервал перфорации, h, м Величина перем. Нпер, м Коэфф. качества цеме-нтир., Ккач Депрессия, Р Скин-фактор, S Данные о добыче
до ТГБВ, МПа после ТГБВ, МПа до ТГБВ после ТГБВ до ТГБВ после ТГБВ
qн, т/сут qв, % qн, т/сут qв, %
Участок 1
1 1218 1664,0-1683,4 3,2 0,53 7,2 4,6 1,323 -0,180 1,6 84,5 4,9 62,7
2 1356 1700,0-1718,8 5,2 0,58 4,0 3,9 0,342 0,020 7,9 94,0 12,2 90,0
3 1217 1681,6-1704,0 8,8 0,91 7,4 7,3 -0,153 -0,189 6,9 92,3 7,2 91,5
4 1918 1656,4-1676,0 4,2 0,63 2,2 2,1 -0,084 -0,099 8,7 95,8 12,2 93,8
Участок 2
5 2321 1732,4-1737,4 7,6 0,75 7,1 5,6 0,280 -0,293 0,9 55,0 3,6 24,5
6 3415 1646,8-1648,6 9,0 0,13 5,3 5,4 -0,202 -0,223 5,6 97,0 7,2 96,0
7 1775 1720,6-1745,0 3,0 0,80 3,2 3,1 0,309 0,049 3,6 95,0 6,2 91,0
Итого по участку 1 и 2 В среднем на один участок 35,2 17,6 53,5 26,8

Приведенные результаты исследований дают основание считать, что разработанная комплексная технология ТГБВ очистки интервала перфорации и ПЗП в процессе текущего ремонта скважин является эффективной операцией по повышению производительности скважин. На рисунке 2 приведен пример диаграммы профиля притока жидкости из пласта по скважине № 1218 до и после применения комплексной технологии ТГБВ, показывающий перераспределение добываемой продукции по интервалам пласта. В результате такого воздействия вступили в работу ранее не работавшие интервалы, имеющие большую текущую нефтенасыщенность, и исключились из работы интервалы притока воды. Результаты контроля за содержанием воды в добываемой жидкости из очаговых (№ 1218 и 2321) и реагирующих скважин опытных участков показали, что после применения данной технологии происходит уменьшение обводненности обработанных и окружающих их скважин, обеспечивающее дополнительную добычу нефти, уменьшение объемов попутно добываемой воды.

а) б)

Рисунок 2 - Диаграммы профиля притока добывающей скважины № 1218 до (а) и после (б) применения комплексной технологии воздействия на ПЗП

Это явилось результатом закачки гидрофобизирующего раствора, который обеспечил не только блокирование в пласте промытых, гидрофильных прослоев, но также охват пласта воздействием со стороны соседних нагнетательных скважин и привел к восстановлению режима активного вытеснения нефти в пределах выбранного участка к забоям соседних реагирующих скважин.

По результатам успешного опробования рекомендованной технологии автором утвержден проект “Временной инструкции по применению усовершенствованной технологии очистки фильтра и декольматации призабойной зоны пласта на добывающих скважинах с терригенными коллекторами”.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 По результатам выполненного анализа эффективности различных методов повышения коэффициента продуктивности скважин (химических, физико-химических, физических), осложненных АСПО и кольматацией ПЗП, показано, что на завершающей стадии разработки термогазобарическая обработка обладает наибольшей эффективностью по сравнению с остальными методами.

2 Исследованием корреляционных связей геолого-промысловых данных по скважинам к моменту воздействия, а также фильтрационно-емкостных свойств коллекторов установлены геолого-промысловые критерии эффективного применения метода, позволившие установить границы применения регламентированной в ОАО “Татнефть” технологии ТГБВ. Определено, что выбор объектов для данного метода в условиях Акташской площади составляет не более 20- 25% фонда скважин.

3 На основании анализа применения данной технологии установлены интервалы неопределенности выбранных границ изменения, влияющих на технологическую эффективность факторов относительно всего диапазона их существования (проявления), и оценен уровень технологического риска использования этих факторов, который изменяется от 13 до 65 %.

4 Уточнен механизм протекания теплофизических процессов в интервале перфорации и ПЗП при обработке ее ТГБВ, при повторной перфорации на депрессии и с применением ПАВ. Показано преобладание при этом процессов гидрофилизации ПЗП, а также доказана возможность комплексирования метода ТГБВ с технологиями, блокирующими водонасыщенные каналы для расширения области ее применения.

5 Предложена комплексная технология, включающая ТГБВ с дополнительной перфорацией и закачкой в пласт водоизолирующего гидрофобизирующего раствора с целью повышения эффективности очистки интервала перфорации от АСПО и ПЗП от кольматанта и блокирования промытых высокопроницаемых каналов для увеличения охвата пласта воздействием в добывающих скважинах, эксплуатирующих высокообводненные терригенные коллекторы, что позволяет расширить границы области ее применения и увеличить потенциальный фонд скважин для обработки в 1,5- 2 раза.

6 Дополнительная добыча нефти от применения разработанной автором технологии по скважинам, входящим в пределы двух выбранных участков, за 2007- 2008гг. составила 4200 тонн.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 12 научных трудах, их них 6 опубликованы в изданиях, включенных в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ:

1 Гуторов Ю.А. Пути повышения эффективности различных методов увеличения нефтеотдачи в условиях Среднего Поволжья / Ю.А.Гуторов, С.А.Калташов, А.Ю.Гуторов // Нефть и газ-2001: Проблемы добычи, транспорта и переработки: межвузовский сб. науч. тр. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.- С.27-36.

2 Гуторов Ю.А. Анализ эффективности различных методов интенсификации нефтеотдачи в условиях Среднего Поволжья / Ю.А.Гуторов, С.А.Калташов, А.Ю.Гуторов // Каротажник: научно-технический вестник.-Тверь: АИС, 2002.- Вып. 93.- С.119-120.

3 Гуторов А.Ю. Анализ и пути совершенствования разработки 5 блока Акташской площади Ново-Елховского месторождения // Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: межвузовский сб. науч. тр.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004.- С.360-361.

4 Гуторов А.Ю. Анализ эффективности применения технологии термоимплозионной обработки скважин в условиях терригенных коллекторов Ново-Елховского нефтяного месторождения // Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 2006.- № 6.- С.63-66.

5 Гуторов А.Ю. Современные тенденции в разработке различных видов технологий СКО и пути их оптимизации с целью повышения эффективности применения / А.Ю.Гуторов, Ю.А.Гуторов // Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 2006.- № 10.- С.18-21.

6 Гуторов А.Ю. О некоторых особенностях выбора объектов воздействия с целью увеличения нефтеотдачи методом термоимплозии на поздней стадии разработки месторождений / А.Ю.Гуторов, Е.В.Воронова // Актуа

Pages:     | 1 | 2 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.