Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава VI.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ
ПО ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОГО ФОНДА СКВАЖИН
Исследование вопросов выбора методов обработки призабойной зоны
Оптимальная работа нагнетательного фонда скважин может быть обеспечена при достижении:
1) исправного технического состояния скважины и наземного оборудования;
2) достаточного перепада давления закачки (репрессии);
3) необходимых требований очистки закачиваемой воды;
4) задаваемого распределения объема закачки по пластам;
5) оптимальной проницаемости призабойной зоны.
Фактически выполняемые объемы обработок призабойной зоны нагнетательных скважин по объединению Татнефть значительно отстают от оптимальных. Такое отставание может сократиться при повышении успешности, продолжительности эффективного периода обработок, снижения времени простаивания скважин в ремонте. Все это было основной задачей деятельности геолого-технологической службы УПНС и КРС в работе над нагнетательным фондом скважин.
В период с 1971 по 1975 г. успешность ОПЗ 'нагнетательных скважин по Лениногорскому УПНП КРС возросла с 65 до 73%. Испытаны и внедрены новые для Татарии методы и комплексы воздействия на призабойную зону: закачка концентрированной серной кислоты по методике ТатНИПИнефть, обработка призабойной зоны растворами ПАВ согласно рекомендациям Баш-НИПИнефть, комплексное применение растворителя (дизтопли-во, дистиллят), растворов ПАВ и соляной кислоты, гидрокислотное поршневание и др. Получили широкое применение обработки призабойной зоны, проводимые без установки подъемного сооружения на скважине.
Одним из основных направлений работы в этой области было также совершенствование методики выбора эффективных способов обработки из числа известных и испытанных на месторождениях Татарии. Это было необходимо, так как период организации УПНП и КРС совпал с переходом объединения Татнефть и ТатНИПИнефть к новому направлению в технической политике— широкой химизации геолого-технических мероприятий по ремонту скважин, воздействию на пласты и повышению их конечного коэффициента нефтеотдачи. В частности, широко стали применять химические методы ОПЗ вместо ставшего традицион-
93
ным на Ромашкинском месторождении совмещенного комплекса гидропескоструйной перфорации и гидравлического разрыва пласта.
При выборе мероприятий по увеличению или восстановлению приемистости нагнетательных скважин необходимо исходить из исследования причин низкой приемистости (или снижения приемистости) скважин. Если в скважине не требуется увеличить репрессию, восстанавливать целостность или проходимость ствола, то вид рекомендуемых обработок для разных причин ухудшения проницаемости призабойной зоны может быть принят в соответствии с данными табл 26.
Таблица 26
Вид обработки призабоино1 зоны
й &
CL CU а
Причины ухудшения к еа ? к X W ta и Is о у |я т — X Л1 CQ си 03 1
проницаемости призабойной зоны § Е-о с о ? 4) те О. |«
« S Э* ej CQ С
о CJ ч S к к сх
S с а О
О И И С и В 0.
о О о-о « "к Ч о 0 О
К и д 0, f a §•§• 1 -° о. а «
о CLJ Я о S «] о S к л г <и
и '- о Ю t- '— а. U т U И
При
бурении
Глубокое проникновение:
глинистого раствора — + — — + — 4- — 4-
цемента — — — — 4~ — — — 4"
фильтрата бурового раствора + 4- — — . — 4- + 4- —
При добыче
нефти
Закупорка парафином, асфальто-
смолистыми частицами
при подземном ремонте — — 4- + — + 4- — 4-
при эксплуатации — — + 4- + 4- — — —
При закачке
воды
Набухание глинистого цемента
породы — 4- — — + — — — 4-
Засорение призабойной зоны
глинистыми частицами — 4- — — — — — — —
карбонатными частицами + + 4- — — 4- 4- — —
продуктами коррозии -)- — 4~ — • — — -1- — —
нефтепродуктами (закачка
сточных вод) — — + 4- — 4- — + —
взвешенными частицами раз-
ного состава -\- 4- 4- — + 4- 4- 4- —
цементом при ремонтных ра-
ботах — — — — 4~ — — — 4-
94
Однако сведения о причинах неоптимальной приемистости скважин обычно бывают незначительны, так как специальная методика их выявления отсутствует, а промысловые данные при передаче скважины для обработки, в отличие от других видов ремонта, обобщаются и анализируются недостаточно.
В связи с подобным положением в Лениногорском УПНП и КРС отбирают пробы взвешенных частиц из нагнетательных скважин, пускаемых на излив при передаче их для обработки, и проводят химический анализ этих проб на растворимость в различных реагентах для получения дополнительной информации о характере засорения призабойной зоны. Как показали первые анализы, по характеру растворимости закупоривающий материал значительно отличается в разных скважинах, что говорит о пригодности подобной информации (рассматриваемой в комплексе с другими сведениями) для выбора метода воздействия.
Вместе с тем экспериментальный характер этих исследований, идентичность условий строения разрезов многих скважин, централизация и унификация системы подготовки воды для нагнетания требуют определения из ряда применяющихся методик наиболее эффективных для одних или подобных условий Решение такой задачи статистическим анализом значительно упростилось с организацией УПНП и КРС, проводящего и систематически обобщающего большие объемы работ.
Сравнительные данные по эффективности различных методов обработки, проведенных цехами Лениногорского УПНП и КРС за 1970—1974 гг , характеризуются данными табл. 27.
При сравнении эффективности различных методов по ряду показателей исходят прежде всего из требований оперативного анализа, поскольку многие из используемых здесь показателей систематически определяют предприятия для периодической отчетности.
Введение показателя успешности (наряду с подсчетом полученного прироста закачки и затрат на производство) обусловлено влиянием на продолжительность эффекта обработки степени очистки нагнетаемых вод, поступающих к скважине от КНС, степени загрязнения их в водоводах и скважине, колебаний в давлениях нагнетания, перерывами в закачке и т д
Кроме того, оценка одного лишь показателя экономической эффективности (основанного на данных о приросте объема закачки) более применима для характеристики общих итогов работы, чем для сравнения отдельных методов, потому что в анализируемый период разные методы могут быть применены на скважинах с различной мощностью и проводимостью коллекторов. Для достижения обещанного максимального прироста закачки следовало бы обрабатывать преимущественно скважины с мощными высокопродуктивными коллекторами, что не отвечает потребностям равномерности заводнения, разработки пла-
95
Объем
дополни- Продол-
ч Успеш- тельной житель-
Вид обработки обработок ность, °о закачки на 1 обра- ность эффекта,
ботку, мес
м1
Солянокислотная 434 60,2 7891 4,2
Глинокислотная 108 75,5 12542 5,7
•Сернокислотная 88 67,8 5827 4,3
Внутрипластовая термохимическая 18 53,9 5341 2,8
Гидравлический разрыв пласта 31 70,1 10220 3,5
Гидрокислотный разрыв пласта 11 69,4 20254 5,7
Гидровибровоздействие Обработка высоким давлением 10 28 40,0 57,8 2655 8579 3,2
Закачка комплекса:
растворитель, ПАВ, НС1 46 79,5 13446 4,4
Гидропескоструйная перфорация Гидропоршневание 40 136 43,6 55,6 4432 8840 5,0 3,7
Закачка раствора ПАВ 35 66,1 10498 3,8
Гидрокислотное поршневание 22 59,0 10226 5,2
стов с пониженной проницаемостью, а в конечном счете — повышения нефтеотдачи.
При определении преимуществ метода ОПЗ по ряду показателей степень влияния указанных ошибок на общие выводы снижается.
Учитываются следующие показатели применения метода: успешность, объем дополнительной закачки воды в среднем на одну обработку, продолжительность эффекта, затраты (денежные и время ремонта) в расчете на 1 м3 дополнительной закачки.
Данные табл. 27 показывают, что при затрате тех же средств II времени ремонта можно достичь гораздо большего экономического эффекта при применении наиболее эффективных из числа рассмотренных методов обработки призабойной зоны.
Выявленный результирующий ряд эффективности определяет преимущество одного метода перед другим в группе методов, устраняющих одну из причин ухудшения проницаемости призабойной зоны. Эффективные группы методов находят из табл. 26.
Степень влияния тех и других данных на выбор метода зависит от полноты информации об ухудшении приемистости скважины. (При наличии подробной информации следует пользоваться табл. 26, при ее отсутствии — табл. 27.)
Участие в снижении приемистости скважины одновременно двух или более различных причин (по характеру закупоривающего материала), которые зачастую неизвестны, повышают роль
96
о !~ ° s 0. %*?; а-Р > ЕГ о Закачанный реагент
fci тз — . r ЯП
^ Л> О Т]
О Ю
\ 4^ ю Концентрация реа-
•-^ гента, %
о to

Сл
Объем раствора реа-
to о о гента на 1 м перфорированной мощно-
сти, ма
CO оо to 02 Сл 4^ Число обработок
Сл СЛ а s Успешность v
to 00 со
Продолжительность
4^ о~; СП эффекта на одну
— ) ~J о успешную обработку
мес
Сл 0 СО Объем дополнитель-
,\ о Со ной закачки на одну
со1 о со со Сл обработку, м*
to СО со ^J СО оо до обра- о9 S ботки >о я я

СО СЛ 4^ g СЛ to ^J Сл ^33*й после об- н " 5 5 о работки 5.Е " "

О} to О} СО Стоимость обработ-
о О) о to СО ~-J ки, руб
о СО СЬ Продолжительность
to оо обработки, ч
g о За СО я Со я Е я ф 43 О со jr; чЭ- 0
'ЖНОСТЬ ПрИМ влениях на к личие приеми< [х растворите, При выборе кислотный ра ;кое воздейст мплексных ме фективности
Ф 0 о н Q 2 ф а ф ш со 43 о я н о
(Т! о (-} н Я( : S3 Е 43 Jj
я я ^ о го Ф о
я я Я За я я За го
S3 << со о я ф
- о го я ^j Ез о
оч Ov 0 а> о СО Ф о\
ф я 43 За 43 g о Я 43
со СО Я X д н Е СО
я 0> . я я ?~J СО Ov
<<^ со СО g о ф "* За о
о н Ея н Е я о н я о о о W ^ н о
СО W (И со я я 43 X рч
Я СО СО о 0 ф 43
о ф ГО СО ф н Со *~т*
ю о S, D3 X СО О Ж
X X о К н я s Н ф
я я 0 За зажин. 0 я Ея Со нейши ивных спольз Е я я= g Ю О 43 Я Со случа
О1 О X о ф ^Q Яс
ф о н го ш X я
g СО •е- ф СО СО •—l ^ 0
я 43 ^ __ ^ СО g я я Я
0 о Ф За ф я 43 X CJ ф о н ф я 44 ф я 0 я ф 43
Ея Я 43 ю •^ 0 X го
? ? о о о 43 ><; « хигпош: допуст О м S3 td Ея я я 0 тлевод 0 ф я зелота, Е ? я го
и я S3 ^ о X
л ft & п> я я S3 03 о со g Е X ф и S3 о Е 43 О За s я •-] За 43 S3 За ^

О О О ь_о оюоо-ооо
СЛ ГО OJ 4^- СО ГО СО 00 -^ СП ОО CntOC04^"-COCOCn •^Сл^^СОООЮСЛ ею 1 u s -| СО is э тэ д ю Е Н
00000 00000000 л 5 3 ~ т> а =i ^
~- >— ' ~- 4^ 4^ СЛ — Сл Сл — О ЮОО О — Ю-ЧО'— 'CotO1— 'СО •— ' СО сО >^ "^] *"-* О Сл Л з _ s« ?^
00 О) О tO ^J СССО^СО^-СПЮ-Ч 1? sg *"?
Сл 4^ ^1 to to СССО*—!^1— 'ОСОСО я Ш ы н Р °л к, го 0 - 2 я * а s Э Q iw о* о "-°>я?1 12 ю a 5 Ч а )д г: Ф •е-4^
Coon CO 4- Сл ^-cotootoo^^i ?,*Я se-o =•§ (Т О rs ft Jj "г5?? ективности
ОО i— Сл to 4^ ОСОСО^— OltCCD Ч "О ta t< fB 1 г т по показате;
СП 4^ Ч Ю СО СОСО"- • СЛ •— 'CQN2O w 3 •о В) г 1ям (место)
Сл 4^ ОО — СО OCOtOCitO-^^-CD го в ГО и
?
I
ft
to ^1
наиболее эффективных химических и физико-химических методов. Эти же соображения обязывают проводить обработки еще до полного падения приемистости скважин
Сведения об эффективности применения ОПЗ без установки подъемного сооружения в УПНП и КРС за 1974—1975 гг приведены в табл. 28.
Целесообразность проведения обработок призабойных зон по этой технологической схеме обусловливается резким снижением затрат в сравнении с обычными работами и возможностью расширения работ других видов, которые без спуско-подъемных операций выполнить невозможно
Разработка и внедрение технологических схем регулирования профилей приемистости
В 1971 —1975 гг управление ПНП и КРС проводило испытание ряда методов оптимизации профилей приемистости нагнетательных скважин закачкой в эксплуатационный фильтр различных закупоривающих материалов
Начальным этапом этой работы было опробование методики регулирования профилей приемистости с использованием закачки суспензии гашеной извести по опыту объединения Башнефть и БашНИПИнефть
В основу рекомендаций БашНИПИнефть по этой методике, полученных для Арланского месторождения, были заложены следующие принципы [5]
1. Большая часть нагнетаемой воды поглощается отдельными интервалами пласта ограниченной мощности. Это определяет опережающее движение ее на большие расстояния по простиранию пласта по наиболее проницаемым прослоям с обводнением эксплуатационных скважин задолго до полной выработки пласта.
2. Наиболее простыми в практическом осуществлении являются методы регулирования, основанные на снижении приемистости наиболее проницаемых интервалов закупориванием трещин.
3. Для регулирования необходимо использовать материалы, способные легко проникать в трещины, заиливать их поверхности и легко растворяться при кислотной обработке для полного восстановления проводимости трещин.
Применение способа закачки суспензий гашеной извести в нагнетательных скважинах Ромашкинского месторождения не дало обнадеживающих результатов. Эффект ограничения или выравнивания профиля приемистости отмечался редко и был непродолжителен
Поиск и разработка других схем регулирования базировалась на принципиально новых положениях, полученных при об-
98
общении исследований процесса разработки горизонта Д: Ро-машкинского месторождения.
В работах [3, 12] показано, что небольшой охват мощности пласта закачкой в нагнетательных скважинах, отмечаемый замерами глубинных расходомеров, в большинстве случаев не говорит о низкой доле запасов, вовлеченных в активную разработку Подобные наблюдения согласуются с работой [26], утверждающей, в частности, что изменчивость профилей приемистости пластов по мощности может не зависеть от проницаемости призабойных зон, а распределение расхода воды по слоям за фронтом заводнения не идентично распределению расхода нефти перед фронтом заводнения
Эти исследования значительно изменили (по меньшей мере для условий горизонта Д1 Ромашкинского месторождения) первоначальную ориентацию работ по регулированию (выравниванию) профилей приемистости нагнетательных скважин оказались спорными целесообразность «выравнивания» профиля приемистости в пределах одного пласта и возможность регистрации эффекта от изменения профиля закачки по пласту по работе отдельных эксплуатационных скважин
С учетом изложенного для Ромашкинского месторождения представляются применимыми следующие направления регулирования нефтевытеснения закачкой материалов или реагентов через фильтр нагнетательной скважины.
Для пластов, разобщенных непроницаемыми прослоями, можно регулировать профиль приемистости скважин частичной или полной закупоркой каналов высокопроницаемого пласта для перераспределения объема нагнетания и подключения к закачке слабопроницаемых пластов. Анализ работы нагнетательных скважин на Ромашкинском месторождении показывает также, что, как правило, нет необходимости вторично увеличивать закачку в интервал, по которому ранее ограничивали нагнетание. Поэтому при регулировании профиля приемистости в многопластовом разрезе могут быть использованы различные материалы с тампонирующими свойствами
При монолитном коллекторе (с той или иной степенью неоднородности) следует регулировать заводнение (а не профиль приемистости) закачкой оторочек загустителей
Перспективно регулирование заводнения монолитного пласта с подошвенной водой закачкой перед фронтом воды оторочек реагента, дающего осадок на контакте с пластовой водой и создающего при этом преграду, которая обеспечивает продвижение закачиваемой воды по нефтенасыщенной части коллектора [8]. Дальнейшее следование оторочки преимущественно по нефтенасыщенной части пласта будет происходить также благодаря естественной неоднородности коллекторов и закономерностей фильтрации в пористых средах вод разной минерализации [34, 35 и др ]
В УПНП и КРС работы по регулированию заводнения проводили преимущественно закачкой закупоривающих материалов в многоплановый фильтр.
Из разработанных и внедренных схем более эффективны закачка глинистого раствора, латекса ДВХВБ-70, кислотораствори-мых цементов, последовательная закачка гранулированного магния, соляной кислоты и гипана, а также суспензий мела и серной кислоты.
Регулирование профилей приемистости закачкой латекса основано на закупорке высокопроводящих каналов (трещин) при коагуляции латекса во взаимодействии с оторочкой высокоминерализованной воды или раствора хлористого кальция, закачиваемыми предварительно в фильтр скважины.
В скв. 2042, расположенной в Павловско-Зеленогорском разрезающем ряду, колонна перфорирована в интервалах глубин, м: 1760—1762,8; 1773,2—1776,2; 1779—1782; 1783—1792. По данным кустовых и глубинных расходомеров, общий объем закачки воды по скважине до обработки составлял 1000—1350 м3/сут со следующим долевым распределением по пластам (соответственно сверху вниз): 11, 11; 19, 59%. Фронт заводнения по нижнему пласту продвигался со значительным опережением с созданием языка обводнения до скважин второго ряда на Зеленогорской площади и третьего ряда — на Павловской площади. Предусматривалось ограничение закачки в нижний пласт с увеличением долевого ее распределения в верхние пласты.
Закачали компоненты в такой последовательности: 0,5 м3 30%-ного раствора хлористого кальция, 1 м3 пресной воды, 5 м3 латекса. Компоненты продавили 25 м3 пресной воды по колонне, закрыли скважину на 24 ч, после чего ее подключили под закачку воды.
По данным кустовых и глубинных расходомеров, после обработки скважина принимала 610—975 м3 воды в сутки со следующим распределением закачки по пластам (соответственно сверху вниз): 37,0; 19,0; 19,0; 25%.
В процессе закачки латекса в пласт устьевое давление возросло с 80 до 115 кгс/см2. Давление на устье в процессе эксплуатации скважины перед операцией составляло 150 кгс/см2, после обработки — 160—165 кгс/см2.
В нагнетательной скв. 8957 (Абдрахмановская площадь) колонна перфорирована в интервалах глубин, м: 1746,2—1750; 1751,6—1753,4; 1754,4—1756,4; 1759,2—1763,2; 1770,4—1779. Скважина по техническим причинам эксплуатируется общим фильтром, весь объем закачиваемой воды (700 м3/сут) после освоения скважины под закачку поглощался нижним пластом, преимущественно в интервале 1776—1779 м. Лифт в скважину не был спущен. Нижний пласт в прилегающих участках площади к моменту регулирования был заводнен в пределах двух эксплуатационных рядов
100
Работы по регулированию профиля приемистости выполняли без установки на скважине подъемного сооружения. В скважину закачивали последовательно 3 м3 30%-ного .раствора хлористого кальция, 1 м3 пресной воды и 4 м3 латекса. Латекс продавливали пресной водой из расчета полной задавки до глубины нижнего отверстия перфорации и оставляли скважину под закачку от водовода на двое суток. Четыре последующих замера глубинным расходомером показали стабильное подключение под закачку пласта в интервале 1759,2—1763,2 м, поглощающего 100—150 м3/сут (15—20% от общего объема).
Хотя коагулят латекса обладает достаточной устойчивостью к последующему размыву закачиваемой водой, способ имеет существенные недостатки: высокая стоимость латекса и недостаточная избирательность метода к закупорке трещин с высокой проницаемостью, так как инициатор коагуляции (минерализованная вода или раствор хлористого кальция) и гомогенные растворы полимера, проникая в интервалы с большей или меньшей приемистостью, могут создавать коагулят с одинаковой степенью уплотнения (структурирования).
В этом отношении более совершенной явилась схема последовательной закачки гранулированного магния, соляной кислоты и гипана [38].
Сущность способа заключается в том, что при введении в пласт инициатор коагуляции представляет собой не жидкость, а зернистое вещество, из-за размеров зерен способное проникнуть только в зоны с наиболее крупными каналами и трещинами, закачку по которым и следует ограничивать. В качестве зернистого вещества используют гранулированный магний, который, образуя в реакции с соляной кислотой электролит, создает условия для повышенной степени структурирования гипана в трещинах.
Весь процесс слагается из следующих операций:
1) проводят необходимые подготовительные работы;
2) ставят скважину под нагнетание от водовода;
3) на режиме нагнетания закачивают в пласт гранулированный магний;
4) прокачивают в пласт определенный объем пресной воды (для очистки стенок колонны от налипших на них гранул магния и избежания коагуляции гидролизованного полиакрилонит-рила в колонне);
5) закачивают соляную кислоту;
6) за кислотой после небольшого (0,2 м3) «буфера» пресной воды закачивают в пласт гидролизованный полиакрилонитрил;
7) оставляют скважину закрытой на 48—72 ч.
Получило применение следующее соотношение реагентов при использовании их в одной операции по регулированию:
1) гранулированный магний — 0,34-0,5 т;
2) 27%-ный раствор соляной кислоты — 3 м3;
101
3) 10%-ный гидролизованный полиаюрилонитрил— 5 м3.
В скв. 1007 Зеленогорской площади, обработанной этим способом, перфорированы пласты в интервалах 1646—1656 м и 1662—1671 м.
До операции по регулированию профиля приемистости общий объем закачки по скважине составлял 1275 м3/сут с распределением по пластам: 1662—-1671 м — 1160 м3/сут, 1646—• 1656 м—115 м3/сут. После закачки комплекса общий расход снизился до 975 м3/сут, в том числе в нижний пласт — до 650 м3/сут, в то время как в верхний — увеличился до 325 м3/сут.
Метод рекомендуется применять в нагнетательных скважинах, закачивающих сточную воду, которая закрепляет структуру образованного коагулята из-за высокого содержания растворенных в ней солей.
Методически сходен, но использует более дешевые реагенты способ регулирования профиля приемистости, заключающийся в последовательной закачке через фильтр нагнетательной скважины суспензии мела и концентрированной серной кислоты (метод основан на разработках ТатНИПИнефть).
На главную страницу