На правах рукописи - eLib - Тюменский государственный

На правах рукописи
ТАШКАЛОВ МАРАТ ИЛЬДУСОВИЧ
РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ
И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ
ПРИТОКА ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА И СНИЖЕНИЯ
ОБВОДНЕННОСТИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень – 2006
Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте
технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном
образовательном учреждении высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) и в
нефтегазодобывающем
управлении
«Быстринскнефть»
(НГДУ
«Быстринскнефть») Открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз»
(ОАО «Сургутнефтегаз»)
Научный руководитель
- кандидат технических наук
Светашов Николай Николаевич
Официальные оппоненты:
- доктор технических наук
Федоров Вячеслав Николаевич
- кандидат технических наук, доцент
Кузнецов Николай Петрович
Ведущая организация
- Открытое акционерное общество
«Самотлорнефтегаз»
(ОАО «Самотлорнефтегаз»)
Защита диссертации состоится 27 июля 2006 года в 16-00 часов на
заседании диссертационного совета Д 212.273.01. при ТюмГНГУ по адресу:
625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном
центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.
Автореферат разослан 27 июня 2006 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
доктор технических наук, профессор
В.П. Овчинников
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность
проблемы.
Постепенное
истощение
активных
запасов
углеводородов на большинстве месторождений России обусловило необходимость и
актуальность разработки новых сложнопостроенных месторождений, находящиеся в
«поздней» стадии разработки, максимального использования возможностей каждой
скважины, каждого продуктивного пласта.
В последнее время для реализации указанных задач основное внимание уделено
интенсификации притока пластового флюида в скважину путем воздействия на пласт,
приствольный
участок
скважины
физико-химическими,
тепловыми,
гидродинамическими и др. методами. При этом следует отметить, что использование
предлагаемых технических и технологических решений интенсификации притока на
месторождениях с близкорасположенными подошвенными и надкровельными водами,
подвергнутых режиму поддержания пластового давления, путем нагнетания в пласт
жидкости, месторождениях с газовой шапкой и т.д. не исключает преждевременного
обводнения продуктивной залежи, содержания в добываемом продукте значительного
количества водной фазы, прорыву газа. В этой связи необходима разработка
технологии, позволяющая решать указанные проблемы комплексно - способствовать
предупреждению преждевременного поступления в скважину пластовых вод, газа и
при этом обеспечивать рост производительности скважин.
Цель работы. Повышение эффективности работы эксплуатационных скважин
путем разработки и применения технических и технологических решений по снижению
обводненности скважинной продукции и интенсификации ее притока.
Основные задачи исследований:
 анализ состояния разработки и освоения одного из месторождений Западной
Сибири, в частности Вачимского;
 обоснование теоретических предпосылок для снижения обводненности
добываемой продукции, прорыва газа и интенсификации притока пластового флюида в
скважину;
 разработка
предупреждении
технологии
и
преждевременного
технических
обводнения
средств,
базирующихся
продуктивной
залежи,
на
путем
кольматации его поровой структуры селективными изоляционными материалами с
последующим воздействием на пласт, для интенсификации притока пластового
флюида, методами, не приводящими к нарушению сформированного экрана;
 разработка
(совершенствование)
рецептур
изоляционных
селективного действия на основе полимергелеевых композиций;
материалов
4
 обоснование, разработка, совершенствование технических средств для
интенсификации
притока
пластового
флюида
в
скважину
регулируемыми
депрессионными воздействиями на пласт;
 апробирование предложенных технических, технологических разработок в
промысловых условиях и оценка их эффективности.
Научная новизна выполненной работы
 Обоснована
и
подтверждена,
результатами
экспериментальных
и
промысловых исследований, технология снижения обводненности скважинной
продукции, путем осуществления процесса кольматации прискважинного участка
пласта
изоляционными
материалами
селективного
действия
с
последующим
регулируемым депрессионным воздействием на пласт.
 Разработаны
рецептуры
изоляционных
материалов
на
основе
полимергелеевых композиции, изучены их свойства, предложены способы их
модификации, дано объяснение механизма их воздействия на структуру порового
пространства водонасыщенной залежи.
 Осуществлена модернизация конструкций забойных струйных насосов для
реализации регулируемого депрессионного воздействия на пласт, разработана
методика обоснования режимных параметров воздействия на пласт.
Практическая ценность и реализация
Применение разработанных методов и технических решений на прискважинную
зону пласта позволяет:
 снизить обводненность добываемой скважинной продукции и темпы
обводнения продуктивной залежи;
 повысить производительность эксплуатационных скважин;
 существенно уменьшить вынос из пласта твердых частиц;
 улучшить работу скважинного оборудования.
Разработанные рекомендации и технико-технологические решения успешно
реализованы в НГДУ «Быстринскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и др. Опытнопромышленное внедрение предлагаемых разработок осуществлено на 13 скважинах.
Экономическая эффективность от их реализации, только за счет количества добытой
нефти составило порядка 16 млн. рублей.
Апробация работы. Материалы и основные результаты диссертационной
работы
докладывались
на:
техническом
совещании
объединения
ОАО
«Сургутнефтегаз» (2004, 2005 гг.); Международной научно-технической конференции,
посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на
современном этапе» (Тюмень, 2003 г.); научно-техническом совещании «Проблемы
5
строительства и эксплуатации скважин Западно-Сибирского нефтегазового комплекса»
(Тюмень, 2004 г.); регионально-практической конференции, посвященной 5-летию
Института Нефти и Газа Тюменского государственного нефтегазового университета
«Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005 г.).
Публикации. Основное содержание диссертационной работы изложено в 6
печатных работах.
Структура и объем работы. Диссертационная работа изложена на 247
страницах машинописного текста, содержит 62 таблицы, 30 рисунков. Состоит из
введения, 4-х разделов, основных выводов и рекомендаций. Список использованных
источников включает 127 наименований.
Автор выражает глубокую признательность:
Докторам технических наук, профессорам В.П. Овчинникову, С.И. Грачеву,
кандидату технических наук Н.Н. Светашову за помощь и содействие в выполнении
работы.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи
по ее реализации.
В
первом
разделе,
основываясь
на
работах
Тюменского
отделения
«СургутНИПИнефть» (ТО «СургутНИПИнефть»), дан анализ условий разработки и
освоения Вачимского месторождения, взятого в качестве примера, для обоснования
постановки цели, направления исследований и реализации поставленных задач.
Месторождение открыто в 1969 г., введено в промышленную эксплуатацию в
1987 г., граничит также с давно разрабатываемыми месторождениями – Быстринским и
Лянторским. Максимальный уровень добычи нефти в объеме 2314,4 тыс. т достигнут в
2003 г. и имеет тенденцию к росту. Месторождение является перспективным. Рост
фактической добычи пластового флюида в сравнении с плановыми в основном
обусловлен интенсификацией добычи за счет проведения различных методов
воздействия на пласт.
Геологический разрез Вачимского месторождения представлен образованиями
двух структурных элементов: мезозойско-кайнозойскими платформенным чехлом и
триасовым фундаментом. Оно расположено в центральной части Сургутского свода –
структуры I порядка. В пределах месторождения по кровле отражающего горизонта
«Б» выделены локальные поднятия III порядка: Карьяунское, Топлорское, Куншанское,
Вачимское, Сапоркинское и Мильтонское, которые объединяются в одну приподнятую
зону, осложняющую северную часть Минчимкинской структуры II порядка.
6
Продуктивные пласты выделены по результатам исследований керного
материала, интерпретации результатов геофизических исследований, бурения и
испытания скважин. Доказана промышленная нефтегазоносность продуктивных
пластов ЮС 22 , ЮС21, АС9, АС8, АС7, АС4.
Из пласта АС5-6
поднят нефтегазонасыщенный
керн, признаки нефти
обнаружены в пластах ЮС1 и ЮС0. В пластах АС9, АС8 и АС7 кроме нефтяных
залежей, выявлены залежи с газовыми шапками, а в пласте АС8 - залежь газа.
В работе приводится подробная характеристика названных объектов. Следует
отметить, что по признаку преобладания газо- и нефтенасыщенных частей
продуктивных пластов Вачимское месторождение является газонефтяным, по
геологическому строению - сложнопосроенным: продуктивные пласты осложнены
многочисленными литологическими замещениями, залежами, отмечается сложный
характер поверхностей газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта
(ВНК), большая часть запасов нефти находится в контакте с газовой шапкой и
пластовой
водой.
Осредненная
характеристика
добываемых
углеводородов
представлена в таблице 1.
Таблица 1 - Характеристика углеводородов Вачимского месторождения
Наименование параметра
1
Среднее значение параметров по пластам
нефти
газа
АС4 – АС9
ЮС21 - ЮС22
АС7 – АС9
2
1 – Начальное пластовое давление, МПа
20,0
2 – Пластовая температура, К
334
3 – Начальное растворение газа в нефти, м3/м3
40,68
4 – Начальное содержание конденсата в газе,
г/м3
(19)
3
5 - Плотность, кг/м
(нормальные условия)
5.1.1 - нефтяного газа
0,719
5.1.2 - дегазированной нефти
904
5.1.3 - осушенного газа
(0,700)
5.1.4 - выпавшего конденсата
(750)
5.1.5 – воды
1010
(пластовые условия)*
5.2.1 - растворенного газа в жидкой фазе
364,6
5.2.2 - безгазового остатка нефти
890,5
5.2.3 - неосушенного пластового газа
5.2.4 - газонасыщенной нефти
852
5.2.5 - сухого пластового газа
(123)
5.2.6 - испаренного конденсата
(730)
5.2.7 - пластовой воды
1000
6 - Сжимаемость, 1/Г Па (пластовые условия)
6.1 - растворенного газа в жидкой фазе
4,144
3
27,0
347
43,02
(74)
4
20,0
334
40,9
0,874
878
(0,800)
(750)
1013
0,697
746
-
365,3
860,4
815
(190)
(700)
1000
140,9
134,5
729,6
-
3,787
-
7
Продолжение таблицы 1
1
6.2 - безгазового остатка нефти
6.3 - воды
6.4 - неосушенного пластового газа
6.5 - сухого пластового газа
6.6 – испаренного конденсата
7 – Вязкость, мПа. с (Пластовые условия)
7.1 – растворенного газа в жидкой фазе
7.2 – безгазового остатка нефти
7.3 – пластовой воды
7.4 – газонасыщенной нефти
7.5 – дегазированной нефти (нормальные условия)
7.6 – сухого пластового газа
7.7 – испаренного конденсата
7.8 – неосушенного пластового газа
7.9 – стабильного конденсата
8 – Растворимость газа в нефти (максимальная), м3/м3
9 – Давление насыщения, МПа
10 – Давление начала конденсации, МПа
11 – Коэффициент сжимаемости
11.1 – газонасыщенной нефти 1/ГПа
11.2 – неосушенного пластового газа
12 – Газоконденсатный фактор, г/м3
13 – Объемный коэффициент газа (Vпл/Vпов), доли ед.
2
0,698
0,47
(53)
(2)
3
0,741
0,48
(50)
(2)
4
53,40
53,96
1,50
0,050
19,04
0,51
6,96
65
70
12,2
-
0,049
5,98
0,42
2,38
25
140
8,3
-
0,0188
0,3634
0,0194
0,7
20,0
0,95
-
1,02
-
0,8993
40,9
0,005237
Примечание: * - пластовые условия – 18-20 МПа
По состоянию на 2004 г. по Вачимского месторождению отобрано 20504 тыс. т
нефти, 109 тыс. т конденсата и 4867 млн. м³ газа, в том числе 974 млн. м³ растворенного
газа. Следует отметить, что текущие извлекаемые запасы только по категориям ВС1,
числящиеся на балансе РФ ГФ, составляют 60248 тыс. т. Обеспеченность
месторождения запасами составляет 26 лет.
Анализ
состояния
Вачимского
месторождения
позволяет
считать
его
перспективным и требует тщательного, квалифицированного подхода к его разработке
и освоению. Необходимо применение таких технологий и технических средств,
которые способствовали бы наиболее полному отбору из пласта углеводородного
сырья.
Во втором разделе работы представлены результаты анализа сведений об
условиях и состоянии разработки Вачимского месторождения, поставлены задачи
исследований.
Разработка
и
освоение
Вачимского
месторождения
осуществлялось
и
проводится в настоящее время в соответствии с проектными документами:
«Технологическая схема разработки Вачимовского месторождения» (разработчик –
8
ОАО «СибНИИНП», 1984, 1991), «Дополнительная записка к технологической схеме
разработки Вачимского месторождения» (исполнитель – ТО «СургутНИПИнефть»,
1998) и «Проект разработки Вачимского месторождения» (разработчик – ТО
«СургутНИПИнефть»). Реализация проекта осуществляется НГДУ «Быстринскнефть».
По состоянию на 2004 г. на балансе НГДУ числилось 973 скважины, в том числе:
707 добывающих, 168 нагнетательных для поддержания пластового давления, 8
контрольных, 54 пьезометрических, 20 водозаборных и 16 скважин ликвидировано.
Действующий
эксплуатационный
фонд
составляет
634
добывающих
и
145
нагнетательных скважин. Коэффициент использования фонда: добывающих – 0,90,
нагнетательных – 0,86 при проектных значениях соответственно 0,88 и 0,90.
Коэффициент эксплуатации добывающих скважин составлял 0,96, нагнетательных –
0,97 при проектных значениях 0,95.
За период 1998 – 2003 годы средний дебит скважин по жидкости увеличился с
20,9 т/сут до 45,8 т/сут. Способ освоения месторождения в основном с помощью
погружных насосов. В 2003 году периодически фонтанировали только 8 скважин. Фонд
скважин, оборудованный электроцентробежными насосами (ЭЦН) всех типов и
типоразмеров составляет 49,5 % общего фонда при 83,44 газовой добычи нефти и 74,2
% - жидкости. Средний дебит по этим скважинам составляет порядка 19 т/сут по нефти
и 83,1 т/сут – по жидкости. Фонд скважин, оборудованный УШГН (установка
штанговая, глубинная, насосная), составляет 47,8 % при 15,3 % годовой добычи нефти,
19,3 % - жидкости. Средний дебит по нефти составляет 3,3 т/сут, по жидкости 10,5
т/сут.
Фонд добывающих скважин с повышенным газовым фактором (от 46 м3/т до
25000 м3/т, технологический газовый фактор - 45) находился в пределах 115 – 154
единиц.
Основной причиной высоких газовых факторов в подгазовой зоне являются
прорывы газа по площади, переток газа через негерметичности в контактной зоне
цементный камень – эксплуатационная колонна. 54 % площади основного объекта
разработки АС8-9 перекрыто газовой шапкой пласта АС8.
Бездействующий фонд составляет 71 скважина, это порядка 10 % добывающего
фонда. Имеется тенденция к его увеличению. Основные причины: высокий газовый
фактор – 14 скважин (19,8 %); обводненность более 96 % - 12 скважин (16,9 %);
малодебитные и высокодебитные, работающие в периодическом режиме – 24 скважины
(33,8 %); технические, организационные и др. причины 21 скважина (29,6 %).
Большинство скважин работают с водой с начала эксплуатации вследствие
пониженной начальной нефтенасыщенности и обширной водонефтяной зоны.
9
Величина дебита и обводненности зависит от вскрытой толщины нефтенасыщенной
части пласта и расположения скважин.
В работе, представленные выше сведения, проанализированы по каждому
продуктивному горизонту.
В целях интенсификации притока пластового флюида в скважину, повышения
нефтеизвлечения на месторождении используется комплекс различных методов
воздействия на призабойную зону пласта (ПЗД). В частности:
 для вовлечения блокированных запасов нефти в разработку проводятся
работы по изоляции водоносных интервалов с одновременной ликвидацией перетоков
реагентами на основе кремнийорганических составов, жидкого стекла, остаточного ила
и полимеров;
 для
повышения
нефтеотдачи
пластов
закачивают
в
пласт
высококонцентрированные растворы поверхностно активных веществ (ПАВ), в
частности неионогенные (НПАВ);
 для выравнивания фронта вытеснения и отмыва остаточной нефти –
полимердисперсные, структурированные системы водных растворов акриловых
полимеров;
 для выравнивания профиля приемистости предложено применять вязкоупругие составы (ВУС). Частично, результаты их внедрения представлены в таблице 2.
Таблица 2 – Сведения о результатах применения методов воздействия на пласт
для восстановления продуктивности
Вид воздействия
Параметр
1
2
Кол-во скв. операций
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
1. Соляно-кислотные
ОПЗ
2. Соляно-кислотные
(ОПЗ + ПАВ)
3. Ацетоно –
солянокислотные
ОПЗ (АСКО)
4. Глинокислотные
ОПЗ
5. ОПЗ
растворителями
6. ОПЗ растворами
ПАВ
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
Кол-во скв. операций
Удельный технолог.
эффект
Дополн. добытая нефть
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
Ед. измерения
3
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
АС7
4
15
194,8
3,35
2
33,0
0,01
Объекты
АС8
ЮС2
5
6
1
14,0
0,01
4
2,3
0,01
3
225,3
0,67
2
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
АС9
7
36
134,8
23,47
21
161,0
3,38
8
126,1
1,00
173,0
0,35
1
-
60
141,9
14,60
13
79,8
1,44
10
Продолжение таблицы 2
1
7. ОПЗ
эмульсионными
составами
8. Комплексные ОПЗ
9. Комбинирован-ные
ОПЗ
10. Цикличность
депрессии
11. Повторная
перфорация
12. Повторная
перфорация +
циклические
депрессии
13. Вибровоздействие
2
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
3
ед.
тонн
тыс. т.
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
Дополн. добытая нефть
тыс. т
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
Дополн. добытая нефть
тыс. т
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
ед.
тонн
Кол-во скв. опер.
Удельный технол. эффект
Дополн. добытая нефть
Удельный технол. эффект
По объекту
Дополн. добытая нефть
Доля дополнительной нефти в общей добыче
14. Ремонтноизоляционные
работы
4
5
6
7
164,6
1,16
5
155,0
0,78
3
98,3
0,59
9
129,0
1,87
33
367,2
13
234,8
2
36,5
3,05
10
454,2
9,74
0,07
3
109,0
0,32
4
103,3
2
165,0
0,40
0,16
12,12
13
79,8
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
тонн
тыс. т
%
7
1
560,0
0,56
222,3
20,74
10,80
100,2
2,58
0,35
109,4
1,11
2,72
1,44
39
483.4
24,89
246,2
79,62
0,72
В целом по месторождению за рассматриваемый период проведено более 700 (719)
воздействий на призабойную зону добывающих и 380 нагнетательных скважин,
дополнительно получено 624,73 тыс. т нефти или 5,2 % в общей добыче. Средняя
эффективность методов воздействия составила 628,3 т/скв. операцию. Следует отметить,
что представленные сведения показывают низкую эффективность их применения в
объектах АС4, АС7, АС8 и ЮС2, по пласту АС9 их эффективность находится на уровне
среднестатистических данных. Применение ГРП на объекте АС7 в виду низкого
начального нефтенасыщения коллекторов оказалось не эффективным. На объекте АС9
причина неуспешности ГРП обусловлена опережающим прорывом нагнетаемых вод по
создаваемым трещинам. Высокие темпы снижения дебитов на объектах АС4 и ЮС2 после
проведения ГРП вызваны отсутствием системы поддержания пластового давления.
Применение методов, направленных для повышения охвата пласта, путем
вытеснения и вовлечения в разработку слабодренируемых запасов нефти, результаты
которых представлены в таблице 3, показали, что более эффективно применение
потокоотклооняющих и нефтеотмывающих технологий на основе полимерных
композиций и ПАВ.
11
Таблица 3 – Сведения о результатах применения методов повышения
нефтеотдачи пластов
Вид воздействия
1.Закачивание
1.1 ПАВ
Параметр
Кол-во скв. операций
Удельный технол. эффект
Дополн. добыто нефти
1.2 ВУС
Кол-во скв. операций
Удельный технол. эффект
Дополн. добыто нефти
1.3 ВУС + ПАВ
Кол-во скв. операций
Удельный технол. эффект
Дополн. добыто нефти
1.4
Кол-во скв. операций
Глиносодержащих
Удельный технол. эффект
ВУС
Дополн. добыто нефти
1.5
Кол-во скв. операций
Глиносодержащих
Удельный технол. эффект
ВУС + кислота
Дополн. добыто нефти
1.6
Кол-во скв. операций
структурированных
Удельный технол. эффект
систем (КМЦ + БГ)
Дополн. добыто нефти
1.7 ЭмульсионноКол-во скв. операций
полимерных
Удельный технол. эффект
составов (ЭПС)
Дополн. добыто нефти
1.8 ЭмульсионноКол-во скв. операций
дисперсных
Удельный технол. эффект
составов (ЭДС)
Дополн. добыто нефти
1.9 ПолимерКол-во скв. операций
дисперсных
Удельный технол. эффект
составов (ПДС)
Дополн. добыто нефти
1.10 Эмульсионных
Кол-во скв. операций
составов (нефтенол)
Удельный технол. эффект
Дополн. добыто нефти
1.11 ВолокнистоКол-во скв. операций
дисперсных
Удельный технол. эффект
систем
Дополн. добыто нефти
2. Повышение
Кол-во скв. операций
давления
Удельный технол. эффект
закачивания
Дополн. добыто нефти
3. Циклическое
Кол-во скв. операций
заводнение
Удельный технол. эффект
Дополн. добыто нефти
Всего по объекту
Удельный технол. эффект
Дополн. добыто нефти
Доля дополнительной нефти в общей добычи
По месторождению
Удельный технол. эффект
Дополн. добыто нефти
Доля дополнительной нефти в общей добычи
Ед. измер.
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
тыс. т
ед.
тонн
%
тонн
тыс. т
%
АС7
2
346,5
0,69
0,56
Объекты
АС8
1
105,0
0,50
0,03
1030,9
502,02
4,18
АС9
16
1169,4
18,70
80
1509,5
144,78
6
2002,5
12,02
21
2456,9
26,93
7
1674,4
11,72
8
1868,3
14,94
21
1222,6
45,09
3
1098,3
3,29
10
1101,8
11,01
3
732,0
2,20
14
1306,8
18,29
23
838,0
19,69
212
641,2
135,93
1070,9
500,7
4,55
В целом изложенное послужило необходимым постановки вопроса о разработке
технических средств (материалов) по снижению темпов обводненности продуктивных
пластов и разработке, совершенствованию технологии воздействия на пласт в целях
12
интенсификации
притока
пластового
флюида
в
скважину
с
пониженным
водосодержанием.
В третьем разделе в свете поставленных задач рассмотрены вопросы, связанные
со снижением обводненности добываемой скважинной продукции, предупреждением
газопрорывов.
Интенсификация работы скважин на месторождениях с близкорасположенными
подошвенными, надкровельными, пластовыми водами, газовой шапкой, в силу
определённых причин, зачастую сопровождается, особенно на стадиях поздней
разработки, повышенной обводненностью добываемого продукта, газопрорывами.
Имеется широкий спектр технологических решений по устранению этих явлений. Это
работы В.А. Блажевича, Е.Н. Утрихина, В.А. Стрижнева, С.Н. Закирова, С.И. Грачева,
Ю.Н. Вершинина, Е.Н. Байкова, И.И. Кравченко, И.И. Краснова, В.А. Амияна, Ю.Е.
Батурина, И.А. Сидорова, И.Г. Юсупова, И.И. Маслова и др.
Их анализ показывает, что начиная с 70 годов, предпочтение отдается
сравнительно недорогим водоизолирующим системам. Их, условно, подразделяют на
селективные, которые изолируют только обводнившиеся зоны ПВП, неселективные –
тампонирующие независимо от вида, насыщающего пласт флюида, временно
изолирующие интервалы пласта, коллоидные системы, прочие изоляционные
материалы.
Основными требованиями, которым должны отвечать, вышеперечисленные
материалы это – повышенные селективные и изоляционные свойства, высокая
прочность
по
отношению
к
воздействию
потока
фильтрующегося
флюида,
достаточная, для обеспечения технологического процесса, скорость полимеризации;
высокая вытесняющая способность, устойчивость во времени.
В
рамках
указанных
требований
в
работе
отдано
предпочтение
водоизолирующим сшивающим полимерным системам (СПС), которые наряду с
решением
задачи
по
изоляции
водонасыщенных
объектов
способствуют
и
интенсификации притока нефти. Широкое применение нашли СПС на основе
полиакриламида
(ПАА),
хромкалиевых
квасцов
(ХКК)
и
анионоактивных
поверхностно активных веществ (АПАВ).
Анализ свойств, образуемого из этой композиции геля показывает, что его
прочностные свойства зависят от степени минерализации растворителя, ухудшаются
при высаливании АПАВ. Введение неионогенных поверхностноактивных веществ
(НПАВ) в определенных условиях улучшает вязкоупругие свойства образующегося
геля. Модифицируется молекула сшитого полимера (полиакриламида) включением в
его молекулу гидрофобных цепей АПАВ через карбоксильную группу и НПАВ за счет
13
взаимодействия амидной группы полиакриламида с неподеленной парой электрона
кислорода полиоксиэтиленовой группы. Образующийся комплекс может иметь в
несколько раз выше молекулярную массу, что обеспечивает более высокие
реологические и прочностные свойства. Подтверждением сказанному, служат
результаты исследований, представленные на рисунке 1 – 3.
В
качестве
полимера
обоснован
выбор
полиакриламида,
АПАВ
–
алкилбензолсульфонат – АБС, НПАВ – неонол (АФ 9 - 12), растворитель – вода
пресная (общая минерализация <= 0,34 г/л), вода минерализованная – 13 г/л и 120 г/л.
Результаты исследований показали, что вязкоупругие свойства сшитых
поверхностно активными веществами полимерных систем зависят от соотношения
ПАВ, в особенности приготовленных на минерализованном растворители наиболее
высокие прочностные показатели имеют гели с соотношением АПАВ/НПАВ равном 4 :
1 при минерализации растворителя порядка 13 г/л.
Полимергелевые композиции со временем (в течении одного, полутора года)
утрачивают
свои
изоляционные
свойства.
Исследованиями
института
«Гипровостокнефть» было показано, что устойчивость полимерной суспензии
повышается при введении твердой дисперсной фазы, в частности глинопорошка, что и
послужило им основанием разработки технологии регулирования процесса заводнения.
Упрочнение системы объясняется подавлением отрицательного заряда как на
поверхности
алюмосиликатов,
так
и
молекул
полимера.
Они
переходят
в
слабодиссоциированые алюмокремниевые кислоты и со звеньями акриловой кислоты
полиакриламида образуют ассоциаты. Частицы глины удерживаются за счет
водородной связи как с акрилатной, так и с акрилоамидной частью. В результате, при
малых концентрациях твердой фазы и полимера образующиеся ассоциативные
комплексы имеют большие размеры и более прочные связи. Следует отметить,
последнее положительно сказывается и на вытесняющую способность композиции.
Для оценки вытесняющей способности был предложен показатель Кво = Vв/Vн , где
Vв – объем жидкости, выходящей из высокопроницаемой и Vн – из низкопроницаемой
модели
пласта
(кернов),
установки
моделирующей
пласт,
представленный
разнопроницаемыми залежами, за определенный промежуток времени. Результаты
представлены в таблице 4. По предлагаемому способу закачивают полимерглинистую
композицию в объеме равном объему пор модели, оценивают
ее вытесняющую
способность (Кд), после чего закачивают соляную кислоту также в объеме равном
объему пор модели, и также оценивают ее вытесняющую способность (КHCl).
Вязкость = -11,0347+241,497*x-23,9743*x^2
Вязкость = 5,1605+5,7499*x-0,3228*x^2
700
24
600
22
Вязкость
500
20
Вязкость
18
ПАА = 1,0 %
400
300
16
200
14
100
12
0
0
10
2
4
6
8
10
8
10
Су льфонол / неонол
8
6
Вязкость = -0,388+19,6702*x-1,7529*x^2
4
0,0
60
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
50
Су льфонол / неонол
Рисунок 1 – Влияние соотношения ПАВ на изменение
вязкостных свойств геля на основе ПАА
(растворитель – вода пресная
Вязкость
40
ПАА = 0,5 %
30
20
10
Вязкость = 3,3157+22,757*x-4,9337*x^2
0
0
30
2
4
26
Вязкость = 14,2939+5,3205*x-0,7236*x^2
24
40
22
20
35
18
30
16
25
Вязкость
Вязкость
6
Сульфонол / неонол
28
14
12
20
15
ПАА = 1,0 %
8
10
Сульфонол - порошкообразный
6
5
10
4
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
Су льфонол, неонол
Рисунок 2 – Влияние соотношения ПАВ на изменение
вязкостных свойств геля на основе ПАА
(растворитель – вода минерализованная
с С = 120 г/л)
0
0
2
4
6
8
10
Сульфонол / неонол
Рисунок 3 – Влияние соотношения ПАВ на изменение
вязкостных свойств геля на основе ПАА
(растворитель – вода минерализованная
с С = 13 г/л)
14
32
15
По окончанию закачивают воду в объеме равном четырем объемам пор и определяют
ее вытесняющую способность (Кв0), по которой оценивается эффективность
предлагаемых решений.
В случае «контрольного» эксперимента за полимерглинистой дисперсной
системой сразу закачивается 4 объема порового пространства воды. В прототипе в
модель пласта закачивали в два цикла по 0,5 объема пор водного раствора ПАА и
глинистой суспензии, а затем воду в том же объеме.
Таблица 4 – Результаты оценки вытесняющей способности изоляционных
составов и технологий проведения работ
Способ
проведения
изоляционн
ых работ
Проницаемость
кернов в модели,
МКм2
1
2
Состав материала,
мас. %
ПАА
Глина
Вытесняющая способность
Кв0
Кд
КHCL
К
Примечания
Квк
1.Предлагаемый
2.Предлагаемый
3.Предлагаемый
27,8
0,31
0,025
0,25
∞
∞
∞
-
∞
48,0
0,45
0,05
1,5
∞
13,0
7,2
-
0,6
26,0
0,71
0,1
2,5
18,0
8,0
0
-
0
4.Предлагаемый
5.Предлагаемый
6.Контрольный
7.Прототип
8.Прототип
62,0
0,34
0,5
10,0
∞
∞
0
-
0
26,4
0,29
0,05
0,5
∞
64,0
33,0
-
40,0
52,0
44,2
30,5
0,54
0,48
0,65
0,05
0,05
0,1
1,5
1,5
2,5
∞
∞
26,0
10,0
-
-
6,0
17,5
96
10,7
21,0
Вода
движется по
высокопроницаемому
керну
Фильтрация
происходит
при ΔР = 20
МПа/м
-
Показано, что в большинстве проведенных экспериментов фильтрации воды по
низкопроницаемому керну (опыт 1 и 2) не отмечается Кв0 = ∞. Применение
полимерглинстой дисперсии состава 0,25 % глины в 0,025 % растворе ПАА не
способствует вытеснению, Квк = ∞ (опыт № 1). Увеличения содержания компонентов в
два раза (опыт № 5) более эффективно способствует вытеснению пластового флюида –
отмечается фильтрация по низко и высокопроницаемому керну. Поэтому в качестве
нижнего предела концентрацией рекомендовано глины 0,5 %, полиакриламида – 0,05 %.
Увеличение их содержания, соответственно до 2,5 и 0,1 % ведет к отключению
высокопроницаемого
пласта,
движение
флюидов
осуществляется
только
по
низкопроницаемому керну (опыт № 3). При еще большем их содержании, до 10 и 0,5 %
16
происходит полная водоизоляция пластов. Фильтрация отсутствует даже при градиенте
давления равном 20 МПа/м.
Апробирование предложенных составов и технологий осуществлено на трех
скважинах Вачимского месторождения. Полученные результаты свидетельствуют об
эффективности предложенных технологических решениях. В среднем обводненность в
скважинах уменьшилась на 22 %, объем добычи нефти увеличился на 13 %, при той же
производительности скважины по жидкости.
В четвертом разделе рассмотрено направление интенсификации притока
пластового флюида путем депрессионного воздействия на пласт, способствующего
очистки порового пространства приствольной части скважины от кольматирующих ее
веществ, снижению гидродинамических сопротивлений при фильтрации пластовой
жидкости, рассмотрены технические средства по реализации данной технологии,
предложены некоторые конструктивные в них изменения и методика обоснования
технологических параметров воздействия на пласт, представлены результаты
апробирования.
Приток пластового флюида в скважину в большей степени определяется
структурой околоскважинной зоны пласта (ОЗП), изменения в которой обусловлены
нарушением первоначального равновесного механического и физико-химического
состояния породы. Явлениям, протекающим в этой зоне посвящены многочисленные
работы
российских
и
зарубежных
исследователей
–
Ф.С.
Абдулина,
А.Х.
Мирзаджанзаде, Р.С. Яремийчука, В.С. Войтенко, В.А. Амияна, Г.И. Баренблата, А.А.
Гайваронского, В.М. Добрынина, Р.И. Медведского, В.П. Овчинникова, Г.Т. Овнатанова,
М.П. Сургучева, В.Н. Щелкачева, В.Н. Полякова, А.Т. Кошелева и др. В них показано,
что
состояние
ОЗП
определяется:
механическим
напряжениями
в
породе,
гидродинамическим влиянием флюидопроводящих каналов; загрязнением проникшими
в породу частицами при их вскрытии, либо продуктами физико-химических процессов,
протекающих в коллекторах; фильтрационным движением жидкостей, градиентом
давлений, температурой, концентрацией растворимых веществ и т. д.
Известные способы интенсификации добычи углеводородов базируются на
улучшение продуктивности и приемлемости добывающих и нагнетательных скважин,
путем обработки призабойной зоны химическими, тепловыми, механическими,
гидроволновыми, сочетанием перечисленных методов и др. Их анализ показал, что
несмотря на определенные достоинства каждого метода, они не лишены и
определенных недостатков.
17
В последних работах Р.С. Яремийчука, В.С. Войтенко, Ясова и их
последователей Н.Н. Светашова, Д.Г. Орлова, А.Б. Рублева и др. показаны
эффективность
и
перспективность
для
реализации
поставленной
задачи
депрессионного метода воздействия на пласт. Ими показано, что путем регулирования
частоты резко создаваемых мгновенных депрессий - репрессий на фоне увеличения
общей величины депрессии на пласт в зависимости от: литолого-петрографических
особенностей коллектора; его структурных характеристик; состава и свойств флюида,
насыщающего пласт; процессов, происходящих в коллекторах при вытеснении нефти и
т. д. обеспечивается значительное увеличение производительности скважины.
Результаты
этих
исследований
способствовали
созданию
и
широкому
внедрению забойных струйных насосов. В струйных аппаратах происходит смешение и
обмен энергий двух потоков разных давлений, при которых образуется «общий» поток
с определенным давлением. Происходит преобразование потенциальной энергии
потоков в кинетическую, которая передается инжектируемому потоку, происходит
выравнивание
скоростей
смешиваемых
потоку
и
обратное
преобразование
кинетической энергии смешанного потока в потенциальную. Результатом этих
процессов
является
создание
необходимой
величины
депрессии
на
пласт.
Технологический процесс дает возможность создавать многократные депрессии –
репрессии на пласт и способствовать притоку пластового флюида в скважину в случае
добывающих скважин и увеличению приемистости пласта – в случае нагнетательных
скважин. При депрессионно-репрессионных воздействиях - непосредственно в
приствольной зоне поддерживается довольно высокий уровень максимальных
градиентов давлений. Они значительно выше таковых в случае однократного снижения
давления. Градиенты давления в момент создания депрессии на пласт увеличивают её
величину и способствуют выносу «материала» из поровой структуры, снижают силы
трения на поверхности контакта дисперсных частиц с поверхностью канала, возможно
также кратковременное растяжение дисперсной среды, находящейся в приствольной
зоне, за счет чего снижается статическое напряжение сдвига (эффект пружины).
Кроме того, эжекторные (струйные) насосы имеют и такие преимущества как
отсутствие трущихся деталей, простота передачи и преобразование энергии,
возможность работы в широком диапазоне дебитов, выход на рабочий режим за
считанные секунды, возможность управления забойным давлением, надежность работы
при высоком газовом факторе и наличии механических примесей в пластовом флюиде,
малые габариты и невысокая стоимость.
18
Разработаны и применяются следующие виды струйных насосов: УОС, УЭОС,
УГИС, ЭМПИ и др. Основным их недостатком является то, что способ подачи
жидкости на сопло струйного насоса в частности аппарата серии УГИС обязательна
только по насосно-компрессорным трубам (НКТ), либо обратная - по межтрубному
пространству, невозможность осуществлять многоцикловые гидродинамические
воздействия от высоких значений величин депрессии к более низким, возможность их
регулирования и др.
Совместно со Н.Н. Светашовым и Д.Г. Орловым разработана конструкция
струйного насоса типа СН – 3М (рисунок 4).
Предлагаемая конструкция струйного
а)
б)
насоса состоит из переводника-муфты 1,
переводника-ниппеля
2,
разъемного
корпуса 3 с каналами 4 для подвода
пассивной среды, активного сопла 5,
камеры
смешения
6
и
входного
диффузора 7, выполненных в виде
сменных
втулок.
известных
тем,
содержит
что
Отличается
от
дополнительно
установленный в корпусе
ступенчатый вкладыш 8, вмещающий в
себя входной диффузор 7, активное
сопло 5, камеру смешения 6, диффузор 9
и
имеющий
в
верхней
и
нижней
ступенях сквозные пазы 10 и 11, а в
средней части – всасывающие отверстия
12; в корпусе 3 сделаны расточки,
образующие со ступенчатым вкладышем
8 входную камеру 13, основную 14 и
Рисунок 4 - Струйный насос СН – 3М:
а - прямая промывка,
б - обратная промывка
резервную 15 всасывающие камеры; в
верхней части корпуса 3 - продольные
отверстия
16,
а
под
резервной
всасывающей камерой 15 – угловые нагнетательные каналы 17; в нижней части
корпуса 3 имеются дополнительные продольные каналы 18 для подвода пассивной
среды, а в переводнике-муфте 1 установлена распорная втулка 19, в которой
расположен замок 20, соединенный со ступенчатым вкладышем 8 и включающий
19
корпус 21, со сквозными пазами 22, в которых установлены подпружиненные упоры
23, нижние концы которых выполнены с выступом 24 и расположены в пазах
подпружиненной втулки 25, размещенной в нижней части корпуса замка 20. Верхняя
часть упоров 23 имеет выступ 26 и упирается в подпружиненную втулку 27,
размещенную в посадочном седле 28, установленном на распорной втулке 19 с
продольными отверстиями 29, причем всасывающие отверстия 12, выполненные в
средней части ступенчатого вкладыша 8, расположены против основной всасывающей
камеры 14 при прямой промывке, либо напротив резервной всасывающей камеры 15 –
при обратной. Оборудование, включающее хвостовик-фильтр, патрубок, пакер,
уравнительный переводник, обратный клапан и струйный насос, спускают на насоснокомпрессорных трубах до продуктивного пласта. Пакер с обратным клапаном
устанавливают (распакеровывают) выше этого продуктивного пласта. Подают активную
среду при заданном давлении по НКТ к струйному насосу. Активная среда проходит
через продольные отверстия 16, входную камеру 13, пазы 10, входной диффузор 7 и
вытекает с большой скоростью из сопла 5. В зоне всасывающих отверстий 12 создаётся
разряжение и из-под пакерной зоны через дополнительные продольные каналы 18,
резервную всасывающую камеру 15, продольные каналы 4, основную всасывающую
камеру 15, продольные каналы 4, основную всасывающую камеру 14 поступает пассивная
среда (пластовой флюид), которая увлекается струей активной среды, вытекающей из
сопла 5, смешивается с ней в камере смешения 6. Смешанный поток поступает в
диффузор 9, где кинетическая энергия преобразуется в потенциальную энергию. Этот
поток, выходящий из диффузора 9, через пазы 11 и угловые нагнетательные каналы 17,
движется к устью скважины по затрубью.
При создании, например, меньшей депрессии на пласт переходят на обратную
промывку. Для этого осуществляют доставку ступенчатого вкладыша на поверхность с
помощью канатной техники. При отсутствии канатной техники доставку осуществляют с
помощью сваба. На поверхности меняют расположение содержимого вкладыша 8 и с
промывкой спускают его на свабе в скважину и устанавливают в корпусе струйного
насоса. После установки вкладыша 8 в корпусе 3 струйного насоса, на поверхности
переключают задвижки и подают промывочную жидкость в затрубное пространство.
Конструкция струйного насоса типа СН-3М может работать как в низконапорном,
так и высоконапорном режимах, при прямой и обратной промывках, с дальнейшей
эксплуатацией скважин. Она позволяет при промывке одним цементировочным
агрегатом ЦА-320, работающим на 2-й и 3-й передачах при втулках диаметром 100 мм,
создавать величины депрессии. На пласт до 30 МПа. Давление депрессии в этом случае
20
практически
равно
давлению.
На
выкиде
цементировочного
агрегата,
что
подтверждается записями глубинных манометров по скважинам. Используя сопло
меньшего диаметра или повышая расход промывочной жидкости, величину депрессии
можно увеличить.
Струйный насос может быть использован для освоения, продолжительной добычи
и интенсификации притока нефти в наклоннонаправленных и искривленных, с
осложненными условиями (пескопроявление, большой газовый фактор, высокая
обводненность, температура) скважинах, с отложениями парафина и с ухудшенными
фильтрационными свойствами.
Режим работы струйного насоса определяется условием максимальной возможной
деблокады флюидопроводящих каналов, обеспечением их раскрытости и созданием
необходимой величины депрессии. Импульсы депрессий должны быть резкими и
чередоваться с фазами плавного набора забойного давления. При этом следует учитывать,
что количество рабочего агента может резко возрастать, влияя на забойное давление и
режим воздействия. Импульсами гидравлических воздействий воздействуют временно,
для декольматации фильтрационных каналов. Далее роль постоянно действующего
фактора, изменяющая величину притока, переходит к величине депрессии.
Эффективность работы струйного насоса определяется давлением в приёмной
камере (Ра), необходимым для достижения заданного снижения давления в камере
инжекции струйного насоса Рн
Pa 
PЖС  P **
 Pжр
PC
PP
 
Pc
 Pн 1 
Pp

 P *   
Pc

Pp





 ,




где Ржс, Ржр – гидростатическое давление столбов соответственно смешанной
жидкости в межтрубном пространстве и рабочей жидкости на
глубине установки струйного насоса, МПа;
ΔРс, ΔРр – перепад давлений соответственно на входе и выкиде струйного насоса,
на входе и приемной камере струйного насоса, МПа;
ΔР*,ΔР** – потери давления при движении рабочей жидкости соответственно от
насосного агрегата к рабочему соплу струйного аппарата и от него к
устью скважины, МПа.
Установлено,
что
для
успешной
реализации
предлагаемого
метода
интенсификации притока скважина должна находится в работающем режиме и иметь
дебит от 2 до 50 т/сут. При притоке большем чем 50 т/сут, не имеется возможность
21
регулируемого отбора и не обеспечиваются режимы воздействия на приствольную
зону, необходимые для преодоления «стойкой» блокады проницаемости.
Полученный приток должен быть проверен с результатами испытания скважин,
поскольку после каждого этапа интенсификации еще не все возможности увеличения
притока могли быть реализованы. Проверку завершенности можно осуществить по
двум показателям: по соответствию фактического дебита ожидаемому и стабильности
работы установки. Если результаты отвечают только одному из них, возможности
интенсификации притока еще не реализованы.
Промышленная апробация разработанных конструкций струйных насосов
подтвердили изложенные предпосылки, их работоспособность и эффективность.
Частично результаты представлены в таблице 5. Основным недостатком предлагаемой
технологии является наличие пакерного оборудования.
Таблица 5 – Результаты изменения уровня и забойного давления в
эксплуатационных скважинах №№ 1515, 3142
Время,
мин
1
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
Уровень, м
Темп изменения
Нуровня, м/t
Рзабойное,
МПа/t
2
3
4
Скважина-1515 «НАБОР»
1953
5,9
1915
38
6,4
1862
53
6,9
1821
41
7,1
1788
33
7,3
1763
25
7,4
1744
19
7,55
1729
15
7,6
1720
9
7,7
1715
5
7,8
1712
3
7,85
1708
4
7,9
1704
4
7,9
«СБРОС»
0
20
40
60
80
100
120
140
160
1
1704
1766
1839
1905
1936
1946
1951
1954
1958
2
1958
1918
5
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
62
73
66
31
10
5
3
4
3
7,9
7,4
7,2
6,8
6,4
5,85
5,75
5,7
5,7
4
0
20
40
60
80
100
120
140
160
5
180
40
5,7
6,1
0
20
«НАБОР»
0
20
Время,
мин
Уровень, м
Темп изменения
Нуровня, м/t
Рзабойное,
МПа/t
6
7
8
Скважина-3142 «НАБОР»
1863
6,7
1800
63
7,2
1725
75
7,6
1673
52
7,9
1631
42
8,1
1598
33
8,35
1574
24
8,5
1555
19
8,6
1543
12
8,7
1535
8
8,75
1528
7
9,0
1523
5
9,2
1519
4
9,2
1515
4
9,25
«СБРОС»
1515
9,25
1574
59
8,9
1651
77
8,1
1722
71
7,2
1785
63
6,9
1824
39
6,85
1845
21
6,8
1854
9
6,75
1858
4
6,7
6
7
8
1862
4
6.7
«НАБОР»
1862
6,7
1795
67
7,3
22
Продолжение таблицы 5
1
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
2
1867
1824
1729
1766
3749
1738
1730
1724
1721
1718
1715
3
51
43
35
23
17
11
8
6
3
3
3
4
6,5
6,8
7,0
7,3
7,55
7,6
7,7
7,75
7,8
7,8
7,85
5
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
53
68
50
36
14
6
4
3
3
7,85
7,3
7,15
6,7
6,35
6,0
5,85
5,74
5,75
5,8
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
«СБРОС»
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1715
1768
1836
1886
1922
1936
1942
1946
1949
1951
6
1722
1666
1626
1594
1572
1554
1544
1537
1532
1528
1524
1520
«СБРОС»
1520
1581
1656
1725
1789
1830
1853
1861
1865
1869
7
73
56
40
32
22
18
10
7
5
4
4
4
8
7,87
8,45
8,63
8,78
8,9
8,95
9,05
9,10
9,15
9,2
9,25
9,26
61
75
69
64
41
23
8
4
4
9,26
8,7
7,85
7,05
6,95
6,9
6,85
6,76
6,7
6,7
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Для нефтегазового комплекса Западной Сибири на примере Вачимского
месторождения, открытого в 1969 году, (находящегося в промышленной эксплуатации
с 1987 года и остающегося перспективным в отношении продолжения его освоения)
показано, что основными проблемами его разработки являются снижение притока
пластового флюида в скважину, повышенная обводненность добываемой продукции,
прорыв газа на залежах с газовой шапкой.
2. В целях обеспечения снижение темпов обводнения скважинной продукции
наиболее
эффективным
технологическим
приёмом
является
кольматация
водонасыщенных интервалов изоляционными материалами селективного действия на
полимерной основе. Последние обладают достаточно высокой прочностью к
воздействию потока движущегося пластового флюида, высокой водовытесняющей
способностью,
устойчивостью
во
времени,
регулируемостью
процессов
полимеризации.
3. Рекомендовано применение полимеров, сшиваемых поверхностноактивными
веществами (анионоактивными совместно с неионогенными) приготовленных на
минерализованном растворителе. Предложено: в качестве полимера – полиакриламид
(1 % по массе); в качестве анионоактивного ПАВ – сульфанол (50 % водный раствор
23
алкилбензосульфат); неионогенного ПАВ – неонол. Соотношение последних – 4 : 1 (0,8
% по массе сульфанола и 0,2 % по массе неонола).
4. В целях обеспечения эффективности вытеснения пластового флюида и
повышения устойчивости полимергелеевой композиции предлагается в состав
последней ввод дисперсной фазы в пределах от 0,5 до 10 %, для ускорения процесса
полимеризации реагентов – сшивателей, в частности возможно использование
хромкалиевых квасцов.
5. Установлено, что создаваемые в поровой структуре коллектора изоляционные
экраны при применении химических методов интенсификации притока пластового
флюида в скважину разрушаются.
Подтверждена эффективность и перспективность метода депрессионных
воздействий на приствольный участок продуктивного пласта для интенсификации
притока пластового флюида в скважину.
6. Проанализированы конструктивные особенности существующих скважинных
генераторов
импульсов
Рекомендованы
давлений
конструктивные
на
принципе
изменения,
работы
позволившие
струйного
насоса.
расширить
их
функциональные возможности: осуществление прямой и обратной промывок при
одном спуске и одном технологическом процессе без глушения скважины.
7. Разработана технологическая схема установки струйных насосов при
автоматической эксплуатации скважины за счет пластовой энергии. Обоснованы
условия их работы и предложена методика расчета технологических параметров
воздействия на пласт.
8. Предложенные технические и технологические решения апробированы на 13
скважинах. Их внедрение обеспечило повышение объема добычи жидкости из
скважины в среднем на 15 – 26 %, снижение обводненности на 22 %. Экономический
эффект от дополнительно добытой нефти составил порядка 16 млн. руб.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:
1. Орлов
Д.Г.
Промысловые
испытания
экспериментальных
образцов
компоновок гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Саматлорском
месторождении / Д.Г. Орлов, В.А. Териков, А.Н. Дроздов, М.И. Ташкалов, В.В.
Монахов, А.В. Фастовец // Нефтепромысловое дело. – 2003. - № 11. – С. 45 – 47.
2. Киреев
А.М.
Геологические
аспекты
выбора
объектов
для
гидромеханического воздействия / А.М. Киреев, Б.И. Кравченко, Н.Н. Светашов,
М.И. Ташкалов, Д.Г. Орлов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч.
24
тр. регион. науч.- практ. конф., посвящ. 5-летию Института Нефти и Газа. – Тюмень:
Издательско – полиграф. центр «Экспресс», 2005. – С. 165 – 175.
3. Ваганов Ю.В. К вопросу о селективной изоляции водоносных пластов/ Ю.В.
Ваганов, А.В. Другов, Ф.С. Потехин, С.В. Кисев, М.И. Ташкалов // Там же. – С. 231 –
234.
4. Киреев А.М. Механизм изменения забойных давлений в режиме «набор сброс» при испытании анизотропных коллекторов / А.М. Киреев, Б.И. Кравченко, Н.Н.
Светашов, М.И. Ташкалов // Сб. тр. Института Нефти и Газа, нефтегазовое
направление. – Тюмень: Изд-во Вектор-Бук. – 2004. – С. 244 – 256.
5. Трофимова А.С. Опыт применения гидроструйных (ГСН) и гидропоршневых
насосов на пласте ЮВ1 самотлореного месторождения / А.С. Трофимов, С.И. Грачев,
М.И. Ташкалов, И.Е. Платонов // Сб. науч. тр. Института Нефти и Газа, посвященный
50 – летию ТюмГНГУ. – Тюмень: Изд-во Нефтегазовый университет, 2006. – С. 109 –
115.
6. Дунаев
С.А.
Повышение
эффективности
эксплуатации
скважин,
оборудованных УЭЦН, путем снижения вибрации / С.А. Дунаев, Ю.А. Савиных, М.И.
Ташкалов // Там же. – С. 137 – 139.
Соискатель
М.И. Ташкалов