Нгуен Фонг Хай - Институт проблем транспорта энергоресурсов
advertisement
УДК 622.276 На правах рукописи НГУЕН ФОНГ ХАЙ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ И УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН ФУНДАМЕНТА НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» (СРВ) Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа 2007 2 Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») Научный руководитель кандидат технических наук, доцент Велиев Мубариз Мустафаевич Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор Хайрединов Нил Шахиджанович кандидат технических наук Галлямов Ирик Мунирович Ведущее предприятие ОАО «КогалымНИПИнефть» Защита диссертации состоится 1 февраля 2008 г. в 1000 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов». Автореферат разослан 28 декабря 2007 г. Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук Л.П. Худякова 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Месторождения СП «Вьетсовпетро» в настоящее время находятся в поздней стадии разработки, которая характеризуется низкими темпами отбора запасов нефти, высокой обводненностью продукции. Темпы прироста разведанных запасов отстают от темпов роста нефтедобычи. В этих условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта с участка залежи фундамента, так как более 90 % добытой нефти по месторождению «Белый Тигр» приходится на долю фундамента. Регулирование состояния призабойных зон пласта один из основных вопросов повышения эффективности разработки месторождений. Имеющийся опыт показывает, что воздействие на призабойную зону скважин, сопутствующее воздействию на пласт, существенно увеличивает нефтеизвлечение. Этот эффект может быть получен при воздействии на пласт в целом гидродинамическими, тепловыми и физико-химическими методами. Вероятность увеличения добычи пластового флюида из них значительно повышается при использовании новых высокоэффективных технических средств и технологий. Таким образом, повышение степени извлечения нефти из залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» за счет прогрессивных методов обработки призабойных зон скважин является важной задачей для СП «Вьетсовпетро» и остается актуальной по настоящее время. Цель работы повышение эффективности эксплуатации скважин путем усовершенствования существующих и разработки новых технологий обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин для интенсификации добычи нефти. 4 Основные задачи исследований 1. Анализ работы эксплуатационного фонда скважин СП «Вьетсовпетро» с целью определения технического состояния скважин и основных причин ухудшения проницаемости призабойной зоны скважин. 2. Исследование кислотных составов на модели пласта, с целью обоснования проведения опытно-промышленных работ на добывающих скважинах для повышения продуктивности добывающих скважин залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» путем кислотной обработки призабойной зоны скважин (ПЗС). 3. Усовершенствование технологии локального гидроразрыва пласта (ЛГРП) для интенсификации добычи нефти с использованием пороховых генераторов давлений. 4. Разработка новой взрыво-, пожаробезопасной технологической схемы проведения обработки призабойной зоны скважин, предусматривающей закрытую систему подготовки и закачки нефтепродуктов в скважину с использованием насосных агрегатов. 5. Исследование метода увеличения нефтеотдачи закачкой радиооблученного полимера в условиях месторождения СП «Вьетсовпетро». Научная новизна 1. Создан модифицированный кислотный раствор ACID-01 путем добавления вместо сырой нефти продуктов перегонки нефти и специального реагента композиции масел органического происхождения. 2. Установлено, что обработка призабойных зон скважин залежи фундамента глинокислотными растворами и нефтекислотными эмульсиями (НКЭ) наиболее эффективный и наименее затратный метод интенсификации добычи нефти в условиях СП «Вьетсовпетро». 3. Предложена технология локального гидроразрыва пласта (ГРП), которая создает трещины протяженностью до 30 м, при их остаточном раскрытии до 3 мм, что позволяет значительно увеличить гидродинамическую связь пласта со скважиной. 4. Предложена новая технологическая схема проведения обработки призабойной зоны скважин, которая предусматривает закрытую систему 5 подготовки и закачки нефтепродуктов в скважину с использованием насосных агрегатов и позволяет осуществлять взрыво- и пожаробезопасное ведение работ. 5. Создан новый полимер А-806, вязкость которого значительно превышает вязкость исходного полимера. Увеличение вязкости нового полимера произошло вследствие увеличения молекулярного веса и длины цепей в структуре полимера. Положения, выносимые на защиту 1. Технология глинокислотных обработок (ГКО) призабойных зон скважин. 2. Технология локального гидроразрыва пласта с помощью пороховых генераторов давления. 3. Технологическая схема проведения обработки призабойной зоны скважин. 4. Увеличение нефтеотдачи закачкой радиооблученного полимера. Поставленные в диссертационной работе задачи решены путем анализа состояния разработки выбранных объектов, анализа и обобщения опыта обработки призабойных зон скважин, а также промысловых испытаний разработанных технологий. Практическая ценность и реализация результатов работы Полученные результаты нашли применение при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий СП «Вьетсовпетро». Апробация работы Основные результаты исследований докладывались на научнопрактической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, май 2007 г.); международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2007» (г. Уфа, октябрь 2007 г.); научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» в рамках VII Российского энергетического форума (г. Уфа, ноябрь 2007 г.), научно-практической конференции «Нефтегазовый сервис 6 ключ к рациональному использованию энергоресурсов» в рамках международного форума «НЕФТЕГАЗСЕРВИС 2007» (г. Уфа, ноябрь 2007 г.). Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 14 печатных трудах. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 108 наименований. Работа изложена на 151 страницах машинописного текста, содержит 23 рисунка, 32 таблицы. КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая значимость работы. Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по наиболее перспективным технологиям и методам, которые внедряются в значительных объемах и дают хорошие результаты. Приводится анализ публикаций по исследуемой проблеме. Эта проблема, в тех или иных аспектах, рассмотрена в работах Габдрахманова Н.Х., Газизова А.Ш., Дияшева И.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Муслимова Р.Х., Сургучева М.Л., Ягафарова Ю.Н. и др. В исследованиях академика А.Х. Мирзаджанзаде и его школы получило развитие направление, связанное с применением физических полей в процессах извлечения нефти. Высокая эффективность достигнута при использовании методов обработки водных и водонефтяных систем физическими полями (полем давления, температурным, постоянным магнитным и др.). Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготовленными технологически и технически как в России, так и за рубежом, являются тепловые. Они применяются в наиболее сложных геолого-физических условиях и позволяют добывать нефть высокой вязкости. За счет применения этих методов в мире добывается около 85 млн т 7 высоковязкой нефти, или 70 % всей нефти, добываемой с помощью методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов. Однако тепловые методы требуют дополнительных капитальных вложений. В среднем при их применении на извлечение 1 т нефти расходуется 5…6 т теплоносителя. Методы вытеснения нефти углеводородным газом и его модификации наиболее эффективные методы повышения нефтеотдачи пластов, особенно для низкопроницаемых коллекторов. Их применение позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 15…20 % по сравнению с традиционными методами разработки нефтяных месторождений. В мировой практике газовые методы воздействия на нефтяные пласты занимают второе место после тепловых методов. Они успешно применяются на нефтяных месторождениях США, Канады, Алжира и других нефтедобывающих стран, где ежегодно закачивается более 100 млрд м3 углеводородных газов, что обеспечивает добычу около 30 млн т нефти. При использовании газовых методов отмечается тенденция к расширению объемов применения двуокиси углерода (86,5 % от общего числа проектов с использованием газа). Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта. Очень важно, что при проведении ГРП практически нет ограничений в глубинах пласта, вязкости нефти, его можно осуществлять в пластах небольшой толщины. ГРП не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях существенно расширяет эту зону, приобщив к выработке слабодренируемые зоны и прослои, и, следовательно, позволяет достичь более высокой конечной нефтеотдачи. В работах Ч.Л. Донга и других показано, что основной объект разработки месторождения «Белый Тигр» массивная залежь в трещиноватых гранитоидах фундамента, которые резко различаются по геологическому 8 строению и условиям разработки, включая применяемые методы увеличения нефтеотдачи. Изученность геологического строения и особенностей разработки залежей позволяет оценить условия применения и прогнозировать основные направления внедрения методов повышения нефтеотдачи. В заключение первой главы на основе анализа существующих методов воздействия на призабойную зону скважин сделаны выводы, что высокая цена нефти на мировых рынках является стимулом для расширения применения методов увеличения нефтеотдачи, так как затраты на увеличение степени нефтеизвлечения меньше, чем финансовые вложения в открытие и разработку новых нефтяных месторождений; а также проведение кислотных обработок любого вида позволяет увеличить дебит, и наибольший прирост дебита обеспечивают ГКО. Последующие разделы диссертации посвящены исследованию и решению этих актуальных задач. Во второй главе проведено исследование работы фонда скважин залежи фундамента месторождения «Белый Тигр». В процессе эксплуатации месторождения по различным причинам может нарушаться нормальный режим работы скважин, что ведет к потере добываемой продукции и ухудшению экономики предприятия. Высокие цены на нефть позволяют вводить в работу ранее бездействующие по экономическим причинам скважины и проводить ОПЗ. На 01.01.2006 г. фонд скважин СП «Вьетсовпетро» составлял 277 скважин (рисунок 1), в том числе: добывающих – 181, нагнетательных 56, наблюдательных – 12, в консервации – 12 и ликвидированных 16. Динамика введения бездействующих добывающих скважин в эксплуатационный фонд приведена на рисунке 2. Как видно, на 01.01.2006 г. бездействующие добывающие скважины составляют около 10 % от эксплуатационного фонда, что характеризует процесс старения фонда скважин. 9 4,33% 5,78% 4,33% 20,22% 65,34% Добывающие Ликвидированные Нагнетательные В консервации Наблюдательные Рисунок 1 Фонд скважин СП «Вьетсовпетро» на 01.01.2006 г. 12 10,35 9,63 10 9,94 8,39 8 6,1 5,22 % 6 4 01.01.06 01.01.05 01.01.04 01.01.03 01.01.02 0 01.01.01 2 Рисунок 2 Динамика введения бездействующих добывающих скважин в эксплуатационный фонд В таблице 1 представлены данные о среднесуточной добыче нефти и обводненности продукции по месторождению «Белый Тигр» за 2004-2005 гг. По месторождению в целом суточная добыча уменьшилась на 10,1 % и составила 28616 т/сут, обводненность увеличилась на 0,6 % и составила 12,2 %, а по фундаменту суточная добыча уменьшилась на 11,2 % и составила 25869 т/сут, обводненность увеличилась с 9,4 до 10,2 %. 10 Таблица 1 Среднесуточная добыча нефти и обводненность продукции по месторождению «Белый Тигр» за 2004-2005 гг. Добыча нефти, Обводненность, т/сут % Объект 2004 г. 2005 г. % 2004 г. 2005 г. % нижний миоцен 596 646 8,4 59,7 57,2 - 2,5 верхний олигоцен 201 410 103,8 0,6 0,4 - 0,2 нижний олигоцен 1890 1692 - 10,5 11,3 14,5 3,2 фундамент 29143 25869 - 11,2 9,4 10,2 0,8 месторождение «Белый Тигр» 31830 28616 - 10,1 11,6 12,2 0,6 Текущие показатели разработки по залежи фундамента приведены в таблице 2. Таблица 2 Текущие показатели разработки по залежи фундамента на 01.01.2006 г. Центральный блок Северный блок В целом Действующий фонд скважин Добывающие 57 20 77 Нагнетательные 23 2 25 Состояние отборов закачки Текущая добыча жидкости, т 817827 43048 860875 Текущая добыча нефти, т 730405 28111 758516 Текущая добыча газа, тыс.м3 132420 9881 142301 Средний дебит нефти, т/сут 417 46 321 Средняя обводненность, % 10,7 34,7 11,9 1280330 32070 1312400 1864 745 - Закачка воды, м3 Средняя приемистость, м3/сут Компенсация отборов закачкой Текущая, % 114 - - На рисунках 3 5 представлены данные о среднесуточной добыче и обводненности продукции по объектам разработки, видам эксплуатации и в целом по месторождению «Белый Тигр». 350 14,0% 300 11,6% 12,2%12,0% 250 10,0% 8,1% 200 150 267291 8,2% 8,0% 235256 100 224253 210239 6,0% 50 4,0% 2,0% 0 0,0% 2002 2003 2004 Î áâî äí åí í î ñòü, % QH , ò/ñóò, QЖ, ò/ñóò 11 2005 Ãî ä QH, ò/ñóò QÆ, ò/ñóò Î áâî äí åí í î ñòü, % 600 10,0% 9,8% 500 400 300 6,1% 518552 200 7,9% 8,0% 6,2% 6,0% 464514 462493 430467 4,0% 100 2,0% 0 0,0% 2002 2003 2004 Î áâî äí åí í î ñòü, % QH , ò/ñóò, QЖ, ò/ñóò Рисунок 3 Среднесуточный дебит одной скважины месторождения «Белый Тигр» 2005 Ãî ä QH, ò/ñóò QÆ, ò/ñóò Î áâî äí åí í î ñòü, % Рисунок 4 Среднесуточный дебит одной фонтанной скважины месторождения «Белый Тигр» 60,0% 50,0% 50 42,0% 40 30 35,0% 34,5% 57 53 20 10 30,8% 37 24 40 35 28 33 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0 Î áâî äí åí í î ñòü, % QH, ò/ñóò, QЖ, ò/ñóò 60 0,0% 2002 2003 2004 2005 Ãî ä QH, ò/ñóò QÆ, ò/ñóò Î áâî äí åí í î ñòü, % Рисунок 5 Среднесуточный дебит одной газлифтной скважины месторождения «Белый Тигр» 12 Ежегодно, начиная с 2002 года, в целом по месторождению среднесуточный дебит падает, а обводненность растет. В промышленную эксплуатацию залежь фундамента введена в 1988 г. Разработка залежи с 1988 по 1992 г. велась в режиме истощения пластовой энергии. При этом начальное пластовое давление снизилось с 38 до 24 МПа. С 1993 г. началось поддержание пластового давления путем закачки воды в залежь. В соответствии с технологической схемой закачка ведется в интервал глубин ниже 4000 м. Максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов (6,7 %) был достигнут в 2002 г., на 14-ом году разработки, и составил 12,1 млн т (рисунок 6). В настоящее время залежь нефти фундамента находится на завершающем этапе стабильного периода добычи нефти. На 01.01.2006 г. отобрано 73 % от извлекаемых запасов. Рисунок 6 Динамика добычи нефти и закачки воды по залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» 13 Основными причинами ухудшения проницаемости призабойной зоны скважин являются загрязнение ПЗС в процессе строительства скважины; образование и миграция частиц твердой фазы; выпадение органических и неорганических образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды; отложение продуктов реакции после кислотных обработок. Для более эффективного использования фонда скважин необходимо применять все имеющиеся в науке и практике интенсивные способы повышения добычи нефти. Одним из этих способов является обработка призабойных зон скважин - это комплекс работ, связанный с восстановлением их работоспособности. Он является важным источником и резервом поддержания объемов добычи нефти В третьей главе дан анализ применения методов обработки призабойных зон скважин залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» с целью интенсификации притоков нефти. Разработка месторождении с 2003 года ведется в условиях естественной падающей добычи нефти. Это обусловлено выработкой основных запасов нефти из высокопродуктивных зон, обводнением залежи фундамента и, как следствие, сокращением фонтанного фонда скважин. Как показывает практика, в СП «Вьетсовпетро» обработка призабойных зон скважин глинокислотными растворами и применение нефтекислотных эмульсий – наиболее распространенный и наименее затратный метод интенсификации добычи нефти. Их эффективность напрямую зависит от правильности выбора геолого-технических характеристик призабойной зоны скважин и кислотного раствора. В 2006 году обработка призабойных зон выполнена на 53 скважинах, из них: глинокислотным раствором – 34 скважино-операций; нефтекислотной эмульсией на основе глинокислотного раствора (НКЭ-ГКР) 10 скважино-операций; с применением малогабаритного комплексного аппарата воздействия (МКАВ) – 1 скважино-операция; гидравлический разрыв пласта (ГРП) – 4 скважино-операции; акустическое воздействие (АВ) на пласт 4 скважино-операции. По фонду добывающих скважин из обработанных ГКР 28 скважин 19 дали прирост добычи 82,5 тыс. т, более половины объема (56 %) дополнительно добытой нефти получено из фундамента (5 скважино-операций). 14 Накопленная добыча нефти на 1 скважино-операцию при обработке ГКР составила 2427 т, по фундаменту этот показатель значительно выше – 9224 т. Обработка призабойной зоны скважин нефтекислотной эмульсией на основе ГКР более эффективна (из 10 обработок 9 – успешны), прирост добычи равен 28,3 тыс. т, что на 1 скважино-операцию составил 2831 т. Это на 404 т больше, чем обработка без применения НКЭ. Из 53 проведенных в 2006 году работ по воздействию на призабойную зону скважин с целью интенсификации добычи нефти 37 (70 %) дали эффект, суммарная дополнительная добыча составила 141,1 тыс. т нефти, выручка от реализации дополнительно добытой нефти равна 71,4 млн долларов США, из них 56,2 млн долларов США (79 %) – от НКЭ-ГКР и ГКР, и 15,2 млн долларов США (21 %) от ГРП. Чистая прибыль от проведенных мероприятий равна 30,5 млн долларов США. Мероприятия с применением МКАВ и АВ оказались убыточными в связи с отрицательными результатами. При этом затраты на проведение одной операции ГКР составили 37,1 тыс. долларов США, НКЭ-ГКР – 45,9 тыс. долларов США, ГРП – 1021,7 тыс. долларов США, МКАВ – 401,8 тыс. долларов США, АВ – 124,6 тыс. долларов США. Основная доля затрат при проведении ОПЗ нефтехимическими растворами порядка 60 % это стоимость используемых химреагентов. Таким образом, на сегодняшней стадии разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» активизация и усовершенствование работ по интенсификации добычи нефти методами воздействия на призабойную зону скважин являются актуальными с учетом приобретаемого опыта, дают технологический и экономический эффект и имеют экономическую целесообразность вложения средств в их развитие. Четвертая глава посвящена совершенствованию методов и технологии воздействия на призабойную зону скважин. Метод воздействия на призабойную зону скважин на месторождении «Белый Тигр» кислотами следует выбирать с учетом геолого-физических характеристик продуктивного коллектора, состояния призабойной зоны скважин перед обработкой и свойств применяемых для обработки реагентов. Рассматриваемые в данном разделе вопросы изучения и совершенствования кислотных растворов касаются улучшения рецептуры кислотной эмульсии путем добавления в ее состав вместо сырой нефти продуктов пе- 15 регонки нефти и специального реагента композиции масел органического происхождения. Следует отметить, что эффективность кислотных обработок зависит от правильности выбора кислотного раствора и геолого-физических характеристик ПЗС. При проведении работ по ОПЗ особое внимание следует уделять недопущению возникновения реакции, приводящей к выпадению труднорастворимого гидрогеля, ухудшающего фильтрационные характеристики ПЗС. С целью оценки эффективности технологии повышения продуктивности добывающих скважин залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» путем кислотной обработки призабойной зоны скважин и для обоснования проведения опытно-промышленных работ на добывающих скважинах залежи был проведен большой объем лабораторных работ, которые учитывают следующие факторы: - причины снижения проницаемости пород нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» в призабойной зоне добывающих скважин; - свойства пластовых флюидов; - свойства новых кислотных составов; - технические требования к новым кислотным составам; - технические требования по приращению коэффициента восстановления проницаемости после кислотной обработки (не менее 15 %). Лабораторным испытаниям были подвергнуты кислотные составы для обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин: - кислотный состав ACID-01 (соотношение между маслом DMC и кислотным составом 40-60); • 10 % НС1 + 2 % HF + 5 % СН3СООН + 2 % АП600+ 2,5 % А270 + + 3 % Эмультан + 2 % NTF. Составы используемых в исследованиях кислот соляной НС1, плавиковой HF, уксусной СН3СООН, нитрилотриметилфосфоновой C3H12NO9P3 (NTF) соответствуют требованиям РД СП «Вьетсовпетро». При лабораторных испытаниях на модели пласта для добывающих скважин выявлено, что коэффициент восстановления проницаемости для нефти при кислотной обработке составом ACID-01 изменяется от 62 до 81 % (среднее значение 74 %). 16 Для интенсификации добычи нефти в СП «Вьетсовпетро» применяются следующие кислотные составы: 1) глинокислотный раствор, 2) нефтекислотная эмульсия. Расход реагентов для приготовления кислотных растворов определяется следующим образом. Необходимый объем товарной кислоты ( VT , л) на приготовление 1 м3 кислотного раствора определяется по формуле: VT 10 b , B где b заданная концентрация кислоты в составе, %; (1) плотность раствора кислоты при заданной концентрации, г/см3; B весо-объемная концентрация товарной кислоты, кг/л. Необходимый объем кислотного раствора ( VКР , м3) определяется следующим образом. VКР Rср2 Н ф m, (2) где Rср усредненный радиус обрабатываемой зоны пласта, м (обычно не менее 1 м); Н ф высота интервала фильтра (т.е. вскрытая глубина пласта) м; m коэффициент эффективной пористости, трещиноватости, пустотности, доля единицы. Необходимое количество вспомогательных реагентов – ингибиторов коррозии, комплексообразователей, ПАВ и др. определяется по формуле: VВР VКР С Р , 100 (3) где VВР количество вспомогательного реагента на обработку, м3; СР концентрация реагента в кислотном растворе, %. По геолого-физическим характеристикам пласта и конструкции скважины производится расчет объемов закачиваемого кислотного раствора по формулам (1), (2), (3) и продавочной жидкости ( VПЖ ): VПЖ VНКТ 1,2 VК , (4) где VНКТ объем НКТ от устья до башмака, м3; VК объем эксплуатационной колонны от башмака НКТ до нижних отверстий интервала перфора- 17 ции или до забоя при открытом стволе, м3; 1,2 коэффициент увеличения объема для обеспечения полной закачки кислотного раствора в пласт. Технология приготовления ГКР заключается в следующем. - в емкость для приготовления ГКР набирается 0,5 VКР пресной технической воды и растворяется в ней расчетное количество уксусной кислоты 0,02 VКР ; - добавляется расчетный объем товарной соляной кислоты ( 0,25 VКР ), все вспомогательные реагенты в количествах, определяемых по формуле (3), воду (до общего объема раствора, равного VКР), и все перемешивается насосом до получения однородного раствора (около 15 минут). Результаты ОПЗ по технологии ГКР дали высокую эффективность по скважинам: 67/4, 1010/10, 68/3, 302/RP3, 711/7, 90/6, 605/6. Коэффициент успешности ОПЗ составляет 85 %. Механизм локального гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти с использованием пороховых генераторов давлений (ПГД) заключается в направленном воздействии на пласт путем установки ПГД напротив заданного интервала. В призабойной зоне продуктивного пласта создаются трещины, которые обеспечивают надежную гидродинамическую связь скважины с удаленной зоной пласта, обладающей улучшенными фильтрационными свойствами. Одновременное воздействие на горные породы и пластовые жидкости импульсами давления и температурой, возникающих при сгорании пороховых секций заряда в скважине, приводит к созданию в призабойной зоне пласта дополнительных флюидопроводящих каналов, очистке от отложений парафина, асфальто-смолистых веществ, а также продуктов химических реакций. Основным преимуществом применения технологии ЛГРП является возможность создания трещин протяженностью до 30 м при их остаточном раскрытии до 3 мм, что позволяет значительно увеличить гидродинамическую связь пласта со скважиной. Помимо оптимизации кислотных составов, важное значение имеет и сама технология проведения ОПЗ. Для повышения эффективности обработок предлагается рассмотреть возможность использования устьевых или забойных генераторов электрогидравлического и/или механогидравличе- 18 ского воздействия на призабойную зону, позволяющих создавать дополнительные трещины в породах продуктивных пластов. Применение новых кислотных составов и технологии гидроударного воздействия на призабойные зоны скважин позволяет значительно увеличить коэффициент продуктивности в добывающих скважинах. Характеристики скважин до и после ГРП-КОД представлены в таблицах 3 и 4. Таблица 3 Характеристики скважин до ГРП Скв./ МСП 1007/10 1106/11 907/9 700/7 1003/10 1007/10 81/6 801/8 Способ эксплуатации фонтан в простое фонтан (периодич). бездейств. фонтан фонтан фонтан фонтан (периодич.) Дата замера 21.10.04 г. 10.2004 г. 07.2005 г. 03.08.05 г. 18.08.05 г. Параметры работы QН, Dшт, Рб, т/сут. мм ат. 115 14 20 0 20 8 20/0 РЗ, атм 28 75/65 0 33 12 14 100 96 173 3 16 10 5 28 - 61 77 - 08.2005 г. Впервые на месторождении «Белый Тигр» проведен повторный ГРП в скважине № 1007 нижнего олигоцена (в 2004 году проведена кислотная обработка под большим давлением, и в 2005 году проведен ГРП с закреплением пропантом). В результате повторной обработки получено устойчивое увеличение дебита. Это показывает, что в скважинах нижнего олигоцена можно проводить повторный ГРП с закреплением трещин пропантом. По динамике технологических параметров процесса КОД скважин №№ 1106/11, 1007/10, 81/6, 801/8 фундамента получены результаты, свидетельствующие о наличии эффекта кислотных обработок за счет применения больших объемов кислотных растворов с увеличением охвата объекта воздействием, последующего интенсивного размыва продуктов реакции с использованием форсированных режимов подачи и абразивного действия технологической жидкости с вводимым в неё пропантом, а также за 19 Таблица 4 Результаты выполнения ГРП Скв./ МСП Дата ГРП Способ освоения после ГРП 1007/10 - жидкий 13.11.04 г. азот по тех. DSE - ПОЖ - Г/л 1106/11 - жидкий 17.11.04 г. азот по тех. DSE - ПОЖ - Г/л 907/9 -жидкий 22.11.04 г. азот по тех. DSЕ - ПОЖ - Г/л 700/7 - жидкий 08.12.04 г. азот по тех. DSЕ - ПОЖ - Г/л 1003/10 Г/л 01.08.05 г. Способ эксплуатации после ГРП QН, т/сут Параметры работы ПриDшт, Рб, РЗ, рост мм атм атм дебита, т/сут 9 479 - 35 Накопленная добыча нефти, т - фонтан (в простое до 2.05 г.) 106 (28.2.05 г.) фонтан 44 (за 10.05 г.) 8 7…12 0 44 7195 - фонтан (периодич.) - Г/л (с 10.05 г.) 20 (13.6.05 г.) 80 8 92 63 - 1903 - в простое (до 2.98 г.). - Г/л (с 02.05 г.) - - - - - - - фонтан - период. г/л с 10.05 г. фонтан 61 (19.8.05 г.) 12 20 61 28 474 1007/10 Г/л 220 9 17.08.05 г. (5.11.05 г.) 81/6 Г/л фонтан 498 30 29 28.08.04 г. (7.09.05 г.) 801/8 - фонтан 157 14 27.09.05 г. -Г/л 10.10.05 г. (12.11.05 г.) Примечание: ПОЖ пенообразующая жидкость; Г/л газлифт. 60 124 3487 94 325 22508 93 154 5562 счет интенсивного последующего дренирования объекта газлифтом. В результате достигается высокая степень очистки флюидопроводяших трещин как от техногенных кольматирующих образований, так и от вторичных минералов гидротермального комплекса (кальцита, цеолита и др.). До середины 2005 г., когда произошло возгорание в БМ-8 на одной из морских стационарных платформ (МСП) месторождения «Белый Тигр», для подготовки и закачки нефти и нефтепродуктов в скважины в процессе 20 обработки призабойной зоны использовали мерники и насосы цементировочного агрегата (ЦА). В связи с тем, что было запрещено использование открытой системы подготовки и закачки нефти в скважины в процессе воздействия на призабойную зону, предложены два варианта закрытых систем, которые позволяют осуществлять взрыво- и пожаробезопасное ведение работ. Вариант 1. Схема обвязки оборудования при ОПЗ скважин НКЭ представлена на рисунке 7. Дегазированная нефть из буферной ёмкости (1) по линии обратной циркуляции через БМ-700, регулируемый штуцер (задвижку) (2), расходомер (3) и смеситель (4) поступает на приём насоса TWS (5). С приёмом насоса связаны также ёмкости для кислоты (6) и дозировочный насос (7) для подачи эмультала из ёмкости (8). В целях предупреждения попадания в кислоту нефти установлен обратный клапан (9). 1 буферная емкость; 2 регулируемый штуцер(задвижка); 3 расходометр; 4 смеситель; 5 насос TWS; 6 емкости для кислоты; 7 дозировочный насос; 8 емкость для эмультала; 9 обратный клапан; 10 агрегат ЦА; 11 дренажная задвижка; 12, 13 манометры; 14 вакуумметр Рисунок 7 Схема обвязки оборудования при ОПЗ скважины на МСП по варианту 1 21 С помощью ЦА (10) опрессовывается линия подачи нефти от дренажной задвижки (11) на буферной ёмкости до приёма насоса TWS (5) на давление 5 атм, а нагнетательные линии на полуторократное ожидаемое давление в скважине, но не выше 320 атм и не выше максимального рабочего давления кислотного насоса TWS. Порядок подачи дегазированной нефти на приём насоса TWS состоит в следующем. В буферной ёмкости (1) набирается максимально возможный уровень нефти с минимально допустимым давлением, обеспечивающим подъём нефти на высоту верхнего строения (верхней палубы) МСП, где располагается насос TWS. Затем открывается дренажная задвижка (11) и запускается в работу насос TWS. Включают дозировочный насос (7) с заданной производительностью. Необходимые объём закачки нефти и пропорции нефти и кислоты регулируются подачами насоса TWS и регулируемым штуцером (задвижкой) (2). Давление до и после штуцера контролируется манометром (13) и вакуумметром (14). Подача нефти контролируется по расходомеру (3), а подача смеси по производительности насоса TWS на данной передаче. В зависимости от приемистости скважины НКЭ можно продавить в пласт нефтью или, в случае необходимости, морской водой, обработанной ПАВ. При продавке нефтью используют кислотный насос TWS (5), а при продавке морской водой ЦА (10). При освоении скважин замена раствора на воду проводится с помощью агрегата ЦА (10), а замена воды на нефть с помощью кислотного насоса TWS (5). Кислотные ёмкости не используются. Вариант 2. Схема обвязки оборудования при ОПЗ скважин нефтекислотной эмульсией представлена на рисунке 8. Данная технологическая схема при ОПЗ отличается от варианта 1 установкой дополнительного насоса TWS (2) на верхней палубе. На приёмной линии подачи нефти к насосу TWS (2) из буферной ёмкости (1) отсутствует регулируемый штуцер, необходимость в его использовании отпадает. Расход нефти регулируется производительностью насоса TWS (2). 22 При освоении скважин замена раствора на воду проводится с помощью агрегата ЦА (3), а замена воды на нефть с помощью кислотного насоса TWS (2); кислотные ёмкости не используются. 1 буферная емкость; 2 насос TWS № 2; 3 агрегат ЦА; 4 дренажная задвижка; 5, 9 манометры; 6 дозировочный насос; 7 насос TWS № 1; 8 емкости для кислоты; 10 емкость для эмультала Рисунок 8 Схема обвязки оборудования при ОПЗ скважины на МСП по варианту 2 Все работы по первому и второму вариантам проводятся по утверждённому плану для каждой скважины. Пятая глава посвящена исследованиям метода увеличения нефтеотдачи закачкой радиооблученного полимера для залежи фундамента месторождения «Белый Тигр». Когда заводнение водой малоэффективно и связано с ранним прорывом воды и низким коэффициентом нефтеотдачи, как один из возможных выходов из положения можно рассматривать метод заводнения с использованием полимера. Однако применение и проектирование процесса поли- 23 мерного заводнения зависит от сущности действующего механизма нефтедобычи. Общим механизмом процесса вытеснения нефти водой является идея соотношения подвижностей М, определяемая как: M w / O o k w / w k o , где O , w o , w (5) подвижности нефти и воды; вязкости нефти и воды; ko , k w эффективные проницаемости для нефти и воды. Применение полимера может быть оправдано при наличии таких факторов, как: - неблагоприятное соотношение подвижностей нефти и воды для процесса заводнения водой; - высокая неоднородность пласта. Даже для залежи, где соотношение подвижностей «вода нефть» близко к единице, заводнение водой может быть неэффективным из-за неоднородности пласта. Например, общим фактором для многих резервуарных систем является высокая неоднородность из-за тонкой слоистости, где соседние слои имеют разные проницаемости. Используя технику радиооблучения были созданы новые полимеры А-806 и РА-10 вязкостями, значительно превышающими вязкость исходного полимера. Увеличение вязкости нового полимера произошло вследствие увеличения молекулярного веса и увеличения длины цепей в структуре полимера. Новые полимеры А-806 и РА-10 были подвергнуты испытаниям с целью изучения изменения их свойств (вязкости, растворимости в морской воде, термостабильности). Результаты исследований показали, что раствор полимера А-806 соответствует Техническим требованиям СП «Вьетсовпетро». С целью оценки эффективности технологии доизвлечения остаточной нефти из неоднородных пропластков залежи фундамента месторождения 24 «Белый Тигр» путем закачки раствора радиооблученного полимера и для обоснования проведения опытно-промышленных работ на скважинах месторождения был проведен большой объем лабораторных работ, связанных с тестированием растворов радиооблученных полимеров, предоставленных Институтом ядерных исследований (г. Далат, СРВ), и технологии их закачки для доизвлечения остаточной нефти. Результаты опытов рассчитаны по следующим формулам: 1 (1 S ОВ S1OH ) /(1 S OB ) , (6) 2 (1 SОВ S 2OH ) /(1 SOB ) , (7) K OT = K 2 / K1 , (8) Δη = η2 - η1 , (9) где S OB остаточная водонасыщенность, доли ед.; S1OH остаточная нефтенасыщенность после закачки воды, доли ед.; S 2 OH остаточная нефтенасыщенность после закачки полимера, доли ед.; 1 , 2 коэффициенты нефтеотдачи до и после закачки полимера, доли ед.; К1, К2 проницаемости воды до и после закачки полимера, мД; K OT коэффициент восстановления проницаемости воды до и после закачки полимера, доли ед.; приращение коэффициента нефтеотдачи после закачки полиме- ра, доли ед. По результатам лабораторных испытаний выявлено, что для полимера А-806 приращение коэффициента нефтеотдачи изменяется от 4,8 до 15,7 % (среднее значение 12,1 %), коэффициент восстановления проницаемости изменяется от 2,7 до 30,2 % (среднее значение 17,4 %). Эти же параметры для полимера РА-10 составляют соответственно 3,5 и 3,9 %. 25 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. Предложен модифицированный кислотный раствор ACID-01 путем добавления в его состав вместо сырой нефти продуктов перегонки нефти и специального реагента фирмы DMC композиции масел органического происхождения. При лабораторных испытаниях на модели пласта для добывающих скважин коэффициент восстановления проницаемости для нефти при кислотной обработке составом ACID-01 изменяется от 62 до 81 % (среднее значение 74 %). 2. Установлено, что обработка призабойных зон скважин глинокислотными растворами и нефтекислотными эмульсиями наиболее распространенный и наименее затратный метод интенсификации добычи нефти в условиях СП «Вьетсовпетро». 3. Разработана и предложена к применению технология локального гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти с использованием пороховых генераторов давлений, основным преимуществом которой является возможность создания трещин протяженностью до 30 м при их остаточном раскрытии до 3 мм, что позволяет значительно увеличить гидродинамическую связь пласта со скважиной. 4. Разработана новая технологическая схема проведения обработки призабойной зоны скважин. Предложенная технологическая схема предусматривает закрытую систему подготовки и закачки нефтепродуктов в скважину с использованием насосных агрегатов, которая позволяет осуществлять взрыво- и пожаробезопасное ведение работ. 5. Создан новый полимер А-806 вязкостью, значительно превышающей вязкость исходного полимера. Увеличение вязкости нового полимера произошло вследствие увеличения молекулярного веса и длины цепей в структуре полимера. Среднее значение прироста коэффициента нефтеотдачи для полимера А-806 составило 12,1 %, что превышает установленные Техническими требованиями СП «Вьетсовпетро» значения данного параметра (6 %). 26 Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах: 1. Нгуен Фонг Хай. Исследование метода увеличения нефтеотдачи закачкой радиооблученного полимера в фундаменте месторождения «Белый Тигр» // Методы увеличения нефтеотдачи на месторождении «Белый Тигр»: Сб. научн. трудов. Уфа, 2006. С. 3-13. 2. Нгуен Фонг Хай. Исследование причин ухудшения проницаемости и методов обработки призабойной зоны скважин фундамента месторождения «Белый Тигр» // Методы увеличения нефтеотдачи на месторождении «Белый Тигр»: Сб. научн. трудов. Уфа, 2006. С. 14-22. 3. Чан Ле Донг, Велиев М.М., Нгуен Фонг Хай. К вопросу о повышении нефтеотдачи пластов в условиях СП «Вьетсовпетро» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России и XV юбилейн. междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии 2007» (Уфа, 22 мая 2007 г.). Уфа, 2007. – С. 16-17. 4. Велиев М.М., Чан Ле Донг, Нгуен Фонг Хай. Выбор скважин месторождения «Белый Тигр» для воздействия на их призабойную зону // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России и XV юбилейн. междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии 2007» (г. Уфа, 22 мая 2007 г.). Уфа, 2007. С. 40-42. 5. Велиев М.М., Чан Ле Донг, Нгуен Фонг Хай. Применение термохимических методов для очистки призабойной зоны от кольматации и повышения производительности скважин месторождения «Белый Тигр» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. Уфа, 2007. – С. 6-7. 27 6. Ле Минь Туан, Велиев М.М., Нгуен Фонг Хай. Технология локального гидроразрыва пласта с помощью пороховых генераторов давлений // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. Уфа, 2007. – С. 8-9. 7. Нгуен Фонг Хай. Результат применения технологии кислотной обработки НКЭ-ГКР на месторождении СП «Вьетсовпетро» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. Уфа, 2007. – С. 21-22. 8. Нгуен Фонг Хай. Технология воздействия на призабойную зону скважин малогабаритными комплексными аппаратами на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. Уфа, 2007. – С. 18-20. 9. Нгуен Фонг Хай. Технология обработки глинокислотным раствором на месторождении СП «Вьетсовпетро» в 2006 г. // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. Уфа, 2007. – С. 23-26. 10. Нгуен Фонг Хай, Ле Зунг Вьет. Технология воздействия на призабойную зону скважин с использованием малогабаритных комплексных аппаратов на объектах СП «Вьетсовпетро» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. Уфа, 2007. – С. 27-28. 11. Чан Ле Донг, Велиев М.М., Нгуен Фонг Хай. Применение технологии локального гидроразрыва пласта с помощью пороховых генераторов давлений для интенсификации добычи нефти // Трубопроводный транспорт – 2007. Тез. докл. междунар. учебн.-научн.-практ. конф. / под ред. А.М. Шаммазова и др. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. – С. 84-85. 28 12. Чан Ле Донг, Велиев М.М., Нгуен Фонг Хай. Воздействие на призабойную зону скважин с использованием малогабаритных комплексных аппаратов на объектах СП «Вьетсовпетро» // Трубопроводный транспорт – 2007. Тез. докл. междунар. учебн.-научн.-практ. конф. / под ред. А.М. Шаммазова и др. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. – С. 85-86. 13. Чан Ле Донг, Дорошенко Ю.И., Велиев М.М., Нгуен Фонг Хай, Ле Зунг Вьет. Совершенствование технологической схемы проведения обработки призабойной зоны скважин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти нефтепродуктов» / ИПТЭР. – 2007. – № 4 (70). – С. 14-17. 14. Нгуен Фонг Хай. Некоторые вопросы увеличения нефтеотдачи пластов в условиях месторождения СП «Вьетсовпетро» // Нефтегазовый сервис – ключ к рациональному использованию энергоресурсов. Матер. научн.-практ. конф. в рамках междунар. форума «НЕФТЕГАЗСЕРВИС – 2007» (Уфа, 14-15 ноября 2007 г.). – Уфа, 2007. – С. 216-218.