Сетевое издание
Современные проблемы науки и образования
ISSN 2070-7428
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,940

ВОССТАНОВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ПОСЛЕ БУРЕНИЯ И ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ВИБРОВОЛНОВЫМ МЕТОДОМ

Апасов Т.К. 1 Апасов Г.Т. 1 Саранча А.В. 1
1 ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Текущее состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что большая часть их характеризуется снижением продуктивности и повышением обводненности эксплуатационных скважин. Особенно осложнились проблемы с массовым проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП) на месторождениях, который часто в процессе эксплуатации скважин сопровождается загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП) сложным по составу кольматантом. Для борьбы с этим явлением и с целью повышения продуктивности скважин на месторождениях применяются различные методы интенсификации добычи нефти. Разработан и успешно прошел испытания в промысловых условиях комплексный виброволновой метод воздействия для восстановления продуктивности скважин с проведенным ранее гидравлическим разрывом пласта и после бурения. Технология рекомендована промысловиками для дальнейшего применения на месторождениях.
виброволновой метод
продуктивность скважин
призабойная зона
обводненность
1. Ананьев В.А., Апасов Т.К., Апасов Г.Т. Пат. 139424 РФ, МПК Е21В 28/00. Волновой гидромонитор; Опубл. 20.04.2014, Бюл. № 11.
2. Лысенко В.Д. О работе добывающей скважины в условиях режима истощения пластовой энергии / В.Д. Лысенко. – Нефтепромысловое дело. – 2002. – № 3. – 27 с.
3. Максутов Р.А. Промысловые и лабораторные эксперименты по закачке воды при переменном давлении нагнетания на устье // Нефтепромысловое дело.– 1973. – № 11. – С. 20-21.
4. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон / Н.Н. Михайлов. – М.: Недра, 1996. – 339 с.
5. Разработка и промысловые испытания облегченных промывочных растворов для повышения качества вскрытия продуктивных пластов и увеличения начального дебита: отчет о НИР (заключительный). Рук. Лукманов Р.Р. / Когалым НИПИнефть, Когалым, 2006. 161с.
6. Сургучев М.Л. Извлечения остаточной нефти / М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин. – М.: Недра, 1991. – 347 с.

Текущее состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что большая часть запасов нефти и газа сосредоточены в продуктивных объектах на третьей и четвертой стадии эксплуатации, характеризующейся снижением продуктивности скважин, повышением преждевременной обводненности. По анализу исследователей, эта проблема большинства месторождений Западной Сибири, к примеру: Самотлорского, Комсомольского, Тарасовского, Барсуковского, Западно-Пурпейского, Южно-Харампурского, Хохряковского, Южно-Охтеурского и т.д. Особенно осложнились проблемы с массовым проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на месторождениях, который часто в процессе эксплуатации скважин сопровождается загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП) сложным по составу кольматантом. Для борьбы с этим явлением и с целью повышения продуктивности скважин на месторождениях Западной Сибири применяются различные методы интенсификации добычи нефти. Наиболее технологичным методом воздействия является метод воздействия с переменными давлениями и на этом основании нами разработан волновой гидромонитор (ВГМ) [1]. Суть метода заключается в поинтервальной (через каждые 30 см) очистке пласта жидкостью с импульсными перепадами давлений, с разными низкими частотами, создаваемый гидромонитором. Метод позволяет восстановить продуктивность добывающих скважин не только с ранее проведенными ГРП, но и в скважинах после бурения с проведенными ГРП. На основании практического и теоретического опыта сформировались определенные технологические требования к технологии, по нашему мнению, создание лишь одних гидравлических ударов заданной силы и частоты недостаточно для достижения конечного эффекта по скважинам. В связи с этим определена физическая сущность и принципиальная схема воздействия виброволнового метода на ПЗП скважин с проведенными ГРП для восстановления продуктивности,
рисунок 1.

Рис.1. Схема воздействия виброволнового метода на ПЗП скважин

Для достижения этих целей, необходимо: на первом этапе разрушить сложный состав загрязнения коллоидных растворов, гидравлическими импульсами давлений привести их в дисперсное взвешенное состояние в порах пласта; на втором этапе растворить максимально эти загрязнения кислотным составом в виброволновом режиме за счет колебаний давлений жидкости с низкой частотой; на третьем этапе оттеснить остатки частиц загрязнений рабочей жидкостью в колебательном режиме вглубь пласта за пределы призабойной зоны, тем самым очистить каналы для фильтрации пластовой жидкости к забою скважины. Высокий эффект достигается при условиях, когда объем рабочей жидкости составляет не менее 8-10 м3 на метр толщины пласта. При объеме больше 10 м3 происходит увеличение только дебита жидкости, это связано с большими объемами закачиваемой воды, которые ведут к увеличению водонасыщенности ПЗП, снижению относительной фазовой проницаемости по нефти, росту сопротивлений по ее фильтрации к забою скважин. Рассмотрим для примера скважину № 25 Южно-Охтеурского месторождения. В процессе бурения этой скважины основной эксплуатируемый объект ЮВ1 имел пластовые давления ниже первоначального, при первичном вскрытии продуктивного пласта в результате репрессии произошло поглощение бурового полимер-глинистого раствора в объеме до 50 м3, это и явилось основной причиной повреждения продуктивного пласта, что привело к снижению фазовой проницаемости для нефти, и впоследствии – снижению продуктивности. Известно, негативное воздействие фильтратов буровых растворов наиболее характерно проявляется в пластах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В большей степени вышесказанное относится к скважинам с низкими пластовыми давлениями. В работах [2] приведены данные о влиянии репрессии на глу­бину проникновения фильтрата при прочих равных условиях (вре­мя и площадь фильтрации, проницаемость фильтрационной корки, вязкость фильтрата). Достаточно хорошо описаны Н.Н. Михайловым особенности кольматации коллекторов глинистыми растворами и их физическая схема накопления кольматанта во внутрипоровом пространстве. При вскрытии пластов бурением частицы дисперсной фазы раствора вместе с фильтратом внедряются в поры коллектора. Наиболее крупные частицы задерживаются на стенке скважины и образуют глинистую корку. Частицы, ушедшие с фильтратом в пласт, меха­нически задерживаются в местах сужений и пережимов пор [3]. Это подтверждает сложную структуру загрязнений и, соответственно, традиционные методы очистки ПЗП будут не эффективны.

После бурения по скважине произвели большеобъемную глино-кислотную обработку с освоением струйным насосом и запустили в работу с УЭЦН-50-2100. В течение трех месяцев работы приток по жидкости не превысил 10-12 м3/сут, по устьевым пробам постоянно выносились примеси глинистого раствора.

Геологической службой было принято решение произвести гидроразрыв пласта с закачкой 25 тонн проппанта с последующим освоением струйным насосом. После запуска скважины после ГРП от 30.04.2014 г. получили дебит жидкости 40 м3/сут при Ндин=1400 метров с УЭЦН-50-2100. В течение двух месяцев работы скважины дебит жидкости с 40 м3/сут снизился до 12 м3/сут, ЭЦН перевели на периодическую эксплуатацию, в пробах на устье продолжали выноситься остатки бурового раствора. Для восстановления продуктивности была предложена виброволновая обработка скважины с ВГМ, в качестве рабочей жидкости использовать щелочной раствор на основе кальцинированной соды с добавлением ПАВ (неонол). Для проведения работ в интервал перфорации скважины на НКТ-73 была спущена компоновка в составе: волновой гидромонитор (ВГМ), мандрель с глубинным манометром-термомометром, фильтр механической очистки, акустический режекторный фильтр. Для снижения вибраций НКТ использовался в подвеске разработанный нами акустический режекторный фильтр (патент на полезную модель РФ № 140463 МПК Е21В 33/12). Рабочая жидкость (щелочной состав) насосными агрегатами подавали через промывочный шланг по НКТ к ВГМ при открытом затрубном пространстве. Весь процесс воздействия на пласт сопровождался записью давления и температуры глубинным манометром в интервале перфорации, рисунок 2.

Рис.2. Изменение давления и температуры при воздействии на ПЗП

На первом этапе виброобработку производили двумя агрегатами при расходе жидкости до 9-12 л/сек с поднятием давления на устье до 15 МПа, вертикально перемещая ВГМ снизу вверх по интервалу перфорации (2153-2157) через каждые 30-40 см. Соответственно, меняя расход рабочей жидкости на агрегатах, выполнили знакопеременную гидроударно-волновую обработку пласта в течение 40 минут, циркуляция в затрубное пространство отсутствовала. Согласно предложенным принципам происходило разрушение блокады загрязнений с ее частичным растворением щелочным составом по всему интервалу перфорированного пласта с последующим оттеснением остатков загрязнений за пределы ПЗП. При дальнейшем воздействии после закачки 20 м3 рабочей жидкости произошло снижение устьевого давления нагнетания до атмосферного, расход жидкости снизился до 6-8 л/с, один агрегат был остановлен, циркуляция в затрубном пространстве отсутствовала. Падение устьевого давления свидетельствовала о разрушении блокады загрязнений и открытии каналов фильтрации от чистой зоны пласта до ПЗП. После закачки через ВГМ дополнительно 15 м3 щелочного состава, произошло повышение давления нагнетания до 13 МПа с восстановлением циркуляции по затрубному пространству в виде фонтанного проявления нефти и газа. Фонтанирование происходило в течение 10-15 минут, далее скважину временно остановили для последующей кислотной обработки. На следующем этапе выполнили селективную обработку пласта через ВГМ глинокислотной композицией в объеме 10 м3. Продавили в пласт кислотный состав технической водой в объеме 10 м3 с повышением давления на устье до 16 МПа при закрытом затрубном пространстве. После реагирования кислотного состава произвели извлечение продуктов реакции свабированием с двумя циклами и остановками для определения стабильного притока, который составил во время свабирования 21 м3/сут при динамическом уровне 900 м, в результате рекомендован к спуску ЭЦН-44-2100. Изменение направления градиентов давления в ПЗП вначале от скважины в пласт, после – из пласта в скважину является одним из принципов восстановления продуктивности скважин [4]. По интерпретации глубинных исследований (рис. 3), проведенных по скважине № 25, получены положительные результаты, коэффициент продуктивности по расчету 1,49 м3/сут/атм., скин-фактор – 0,01, указывающий чистоту ПЗП.

Безымянный

Рис.3. Результаты интерпретации глубинных исследований

Показатели работы скважины № 25 после запуска УЭЦН практически подтвердили результаты гидродинамических исследований и эффективность обработки ПЗП виброволновым воздействием, на рисунке 4.

Рис.4. Показатели работы скважины № 25 после ОПЗ с ВГМ

В результате виброволнового воздействия на ПЗП скважины № 25 получен прирост
6 т/сут по нефти, по данным предприятия дополнительная добыча нефти с 23.06 по 01.10.2014 г. составила 630 тонн, прибыль от внедрения составила 3,5 млн. рублей. Комплексная технология с разработанным волновым гидромонитором позволяет проводить работы по восстановлению продуктивности не только скважин с ранее проведенными ГРП, но и в скважинах после бурения, где традиционные методы малоэффективны. Для примера по скважинам № 25, 26, 48 после бурения и ГРП восстановлена продуктивность и средний прирост по нефти составил от 4 до 6,5 т/сут, дополнительно добыто 1,6 тыс. т нефти, с экономическим эффектом 9,3 млн. рублей, эффект продолжается.

В последующем восстановление продуктивности по этой комплексной технологии успешно проведено в скважинах № 26 и 48, по ним получен средний прирост по нефти
5,5 т/сут.

Выводы:

1. Комплексная технология с разработанным волновым гидромонитором позволяет проводить работы по восстановлению продуктивности не только скважин с ранее проведенными ГРП, но и в скважинах после бурения, где традиционные методы малоэффективны. Для примера по скважинам № 25, 26, 48 после бурения и ГРП восстановлена продуктивность и средний прирост по нефти составил от 4 до 6,5 т/сут, дополнительно добыто 1,6 тыс. т нефти, с экономическим эффектом 9,3 млн. рублей, эффект продолжается.

2. Технология рекомендована промысловиками для дальнейшего применения на месторождении, дополнительно для внедрения рекомендованы скважины № 4, 60Г, 28, 59, 27.

Рецензенты:

Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;

Леонтьев С.А., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.


Библиографическая ссылка

Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Саранча А.В. ВОССТАНОВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ПОСЛЕ БУРЕНИЯ И ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ВИБРОВОЛНОВЫМ МЕТОДОМ // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 2-2. ;
URL: https://science-education.ru/ru/article/view?id=21992 (дата обращения: 27.09.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074