автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин (на примере Ново-Елховского месторождения)

, . На правах рукописи ' « ^ Экз.№_

Нугайбеков Ренат Ардинатович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНОГО ФОНДА СКВАЖИН (на примере Ново-Елховского месторождения)

Специальность 05.15.06

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа, 1998

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте и НГДУ "Елховнефть"- филиалах АО «Татнефть»

Научный руководитель: Заслуженный деятель науки и техники РТ, член - корр. АН РТ, доктор технических наук

профессор Юсупов И. Г.

Научный консультант: Действительный член Российской Академии

естественных наук и Академии горных наук, кандидат технических наук Галеев Р.Г.

Официальные оппоненты: Заслуженный деятель науки РБ, доктор

геолого-минералогических наук, профессор Хайрединов Н.Ш.

кандидат технических наук, с.н.с. Козлов Ю.А.

Ведущее предприятие: Внедренческий научно-исследовательский

инженерный центр «Нефтегазтехнология» (г. Уфа)

Защита состоится 27 марта 1998г. в 16 часов на заседании диссертационного Совета К 104.01.01 при Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефти - филиале АНК «Башнефть» по адресу: 450077 г.Уфа, ул. Ленина, 86

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке БашНИПИнефть.

Автореферат разослан «_»_1998г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, кандидат геолого-минералогических наук

к. Голубев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы . Для современного этапа развития нефтедобывающей промышленности Урало-Поволжья и Республики Татарстан, в частности, характерна устойчивая тенденция к снижению добычи нефти, ухудшению структуры извлекаемых запасов, что проявляется в росте запасов трудноизвлекаемой нефти, увеличении количества низкопродуктивных пластов с осложненными геолого-физическими условиями, повышении доли низкопроницаемых и карбонатных коллекторов. Основная часть трудноизвлекаемых запасов Ново-Елховского нефтяного месторождения сосредоточена в алевролитсаых коллекторах пашийского горизонта и карбонатных коллекторах турнейского яруса. В этой связи для фонда скважин, эксплуатирующих данные объекты, характерен стабильный рост числа иалодебитных скважин. В целом по Ново-Елховскому месторождению фонд иалодебитных скважин в настоящее время составляет уже около 50% с юстоянной тенденцией к увеличению. Это обусловлено рядом специфических 1роблем, характерных для процесса нефтеиэвлечения в низкопроницаемых ерригенных и карбонатных коллекторах, к основным из которых относятся:

.- низкая эффективность применяемых технологических процессов азработки месторождений и добычи нефти;

- повышенная сложность строения пластовых систем, обусловленная ысокой макро- и микро неоднородностью, сложной и разнообразной трукгурой порового пространства , пониженными значениями фильтрационно-мкостных свойств продуктивных пластов;

- ограниченное количество гидродинамических исследований скважин;

- ухудшенное по сравнению с обычными коллекторами состояние зизабойной зоны скважин;

- отсутствие самостоятельной сетки, разработка данных объектов >звратными скважинами и т.п.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации шодебитного фонда скважин на примере Ново-Елховского месторождения.

з

Основные задачи исследования

1. Провести геолого-технологический и технико-экономический анализ эксплуатации малодебитного фонда скважин.

2. Разработать методологию комплексного подхода к организации работ по повышению эффективности малодебитного фонда скважин.

3. Разработать рациональную схему исследования параметров продуктивных пластов и призабойных зон малодебитных скважин.

4. Провести анализ причин ухудшению фильтрационных свойств призабойных зон малодебитных скважин и разработать технологические решения по их устранению.

5. Оптимизировать параметры технологии комплексного виброволнового и физико-химического воздействия и разработать геолого-физические критерии эффективного применения технологии в низкопродуктивных коллекторах Ново-Елховского месторождения.

Научная новизна

1. Разработана методология комплексного подхода к организации работ по повышению эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин.

2. Разработана рациональная схема гидродинамических исследований параметров пласта и призабойной зоны малодебитных скважин, позволяющая значительно сократить время определения пластового давления и повысить качество определения характеристик призабойной зоны.

3.Выявлены зависимости степени ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта от параметров технологических операций, проводимых на скважине. '

4. Созданы технические устройства для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта в процессе проведения технологических операций.

5. Оптимизированы параметры, разработаны геолого-физические критерии применения и создана геолого-статистическая модель для прогнозирования эффективности комплексного виброволнового и физико-химического воздействия на низкопродуктивные терригенные и карбонатные коллекторы.

нефти и жидкости на одну действующую скважину за 1996 год в целом по участку для горизонта Д1, соответственно, равны 2,3 т/сут. и 3,5 т/сут.

Анализ разработки опытного участка показал, что он вырабатывается очень медленным темпом, пластовое давление упало с первоначального 17,0 МПа до 11,1 МПа в 1990 году, однако благодаря значительным компенсациям отбора жидкости из пласта закачкой (170% в 1991 г.), пластовое давление в 1996 году составило 13 МПа. Текущий коэффициент нефтеотдачи за 33 года разработки составляет 21,6%. Приемистости нагнетательных скважин в алевролитах при существующих давлениях нагнетания на устье скважин 12 МПа незначительны (в среднем 50 мЗ/сут).

Карбонатные породы турнейского яруса являются коллекторами лорового типа, однако проницаемость определяется и микротрещиноватостью известняков. Карбонатный коллектор обладает довольно высокой степенью неоднородности и сложен чередующимися проницаемыми и непроницаемыми породами, невыдержанными по площади и разрезу, в результате чего не имеет пластового характера. В основании кизеловско-черепетского комплекса залегает хорошо выдержанный пласт, представленный плотными карбонатными породами. Толщина его выдержана по площади и составляет 4,0 м. Залежи верхнетурнейского и нижнетурнейского подъяруса в большинстве случаев имеют единый ВНК. Глубина залегания турнейских отложений изменяется от 956,0 до 1142,0 м. ВНК ступенчато погружается с юга на север от -847,4 м (Федоровская площадь) до -698,8 (Акташская площадь). Средняя отметка ВНК на Ново-Епховской площади -887,9 м. Залежи турнейского яруса массивного типа. В зонах распространения «врезов», где часть турнейских отложений размыта, контуры нефтеносности резко сокращены или полностью отсутствуют эффективные нефтенасыщенные пропластки.

Природный режим залежей нефти упругий и упруговодонапорный.

Общая толщина карбонатных отложений турнейского яруса изменяется в широких пределах. В зонах развития «врезов» толщина их минимальна, на остальной площади толщина кизеловско-черепетских отложений может достигать 38,4 м. Средняя нефтенасыщенная толщина на Федоровской площади составляет всего лишь 3,8 м, на Ново-Елховской площади она значительно выше и равна 9,4 м.

По содержанию серы (2,9%), смол и асфальтенов (25%) и парафина (3,5%) нефти продуктивных отложений турнейского яруса относятся к типу высокосернистых, смолистых и парафиновых.

В отложениях турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозно-трещиноватые известняки и доломиты. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу.

В турнейском ярусе сосредоточено 62% балансовых и 48% извлекаемых запасов нефти от их объема по нижнему карбону. Промышленная разработка турнейского яруса Ново-Елховского месторождения начата в 1979 году. Максимальная добыча нефти в размере 424,2 тыс.т. была достигнута в 1991 году. При этом было отобрано 9,1% утвержденных извлекаемых запасов. Коэффициент нефтеизвлечения достиг величины 0,018. Темп отбора от НИЗ составил 1,3%, среднегодовая обводненность 24,9%.

Пробная закачка воды произведена в 1978 году, а в 1981 году началась опытная закачка на 3 участках, затем на самых больших началась промышленная закачка воды в 1988 году. В настоящее время с применением заводнения разрабатывается 8 залежей.

Среднегодовые объемы добычи нефти НГДУ «Елховнефть» по турнейскому ярусу составляют 250-300 тыс.т. Всего же с начала разработки добыто из отложений турнея силами НГДУ «Елховнефть» 3 млн. 283 тыс.т. нефти.

Во второй главе выполнен анализ эксплуатации малодебитного фонда скважин Ново-Елховского месторождения.

Проведенный анализ геолого-промысловых материалов по большинству разрабатываемых объектов с низкопроницаемымии коллекторами Ново-Елховского месторождения, показал, что происходит неуклонное снижение дебитов добывающих скважин, неадекватное темпам падения пластового давления. Так по опытному участку Ново-Елховского месторождения продуктивный пласт - алевролиты пашийского горизонта за период с 1984 по 1996 годы средний дебит по жидкости снизился в 3 раза ( с 10,6 т/сут. до 3,5 т/сут.) при относительно постоянном пластовом давлении (порядка 12 МПа). Это свидетельствует о постоянно протекающем процессе ухудшения коллекторских свойств лризабойной зоны пласта, который обуславливает в

конечном итоге снижение продуктивности скаажин. Отмеченная тенденция подтверждается также анализом работы ряда скважин турнейского яруса. Степень снижения коэффициента продуктивности по ним варьирует от 2-х до 8 раз за период с 1989 года по 1996 год. Ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта проявляется в постепенном снижении ее проницаемости.

Многочисленными исследованиями подтверждается возможность глубокого проникновения в продуктивный пласт технологических жидкостей . через призабойную зону, которые могут иметь место при восстановлении циркуляции промывочных жидкостей или спуско-подъемных операциях.

Именно по этой причине наблюдается снижение абсолютной проницаемости образцов пород в 1,8-41,9 раз, а в некоторых случаях проницаемость снижается даже до нуля. Поскольку воды, закачиваемые в системе ППД, имеют значительно меньшую минерализацию по сравнению с пластовыми водами, ухудшение естественных коллекгорских свойств происходит также и из-за набухания тинистой составляющей пород коллектора, что особенно характерно для алевролитовых коллекторов.

В добывающих скважинах ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны может также возникать из-за отложений асфальто-смолистых и парафиновых фракций с формированием на поверхности пор адсорбционно-сольватных слоев. Это приводит к образованию граничного слоя нефти с аномально высокой вязкостью, по сравнению с объемной нефтью, и с толщиной, которая может быть соизмерима с радиусом перовых каналов. Как следствие возникает дополнительное фильтрационное сопротивление из-за уменьшения эффективного сечения поровых каналов, снижается проницаемость призабойной зоны и увеличивается объемная неоднородность коллектора.

Другой причиной ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны явлется неблагоприятное влияние воды, попадающей в призабойную зону при ПРС и накапливающейся по мере обводнения скважины в следствии (Г.А. Бабалян):

- снижения фазовой проницаемости по нефти при появлении водной фазы и блокирующего действия воды за счет образования пристенных слоев

воды на поверхности пор коллектора, обладающих повышенной вязкостью и упругим сопротивлением сдвигу;

- возникновения капиллярных явлений на границах контакта воды с пластовой нефтью;

-образования в призабойной зоне стойких водонефтяных эмульсий типа "вода в нефти", слабофильтрующихся не только в следствии более высокой, чем у чистой нефти вязкости, но и из-за наличия ярко выраженных тиксотропных свойств;

- закупоривания пор коллектора нерастворимыми в воде и нефти твердыми частицами.

Снижению коэффициента продуктивности добывающих скважин способствует и ухудшение проницаемости призабойной зоны нагнетательных скважин из-за постепенного закупоривания пор коллектора взвешенными механическими частицами и нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде, а также в результате физико-химических процессов, происходящих при контакте закачиваемых вод с породой коллектора и пластовыми жидкостями. При закачке попутных вод в нагнетательные скважины, переведенные из добывающих (характерно для залежей с низкопроницаемыми коллекторами Ново-Елховского месторождения в связи с внедрением на них очагового заводнения) снижение водопроницаемости по данным Г.Г. Вахитова, О.Л. Кузнецова, Э.М. Симкина обусловлено адсорбцией асфальтосмолистых веществ и нефтепродуктов на поверхности поровых каналов, образованием структурированных углеводородных кольматирующих слоев, обладающих повышенной вязкостью и уменьшающих эффективное сечение фильтрационных каналов. Взаимодействие закачиваемой воды с нефтью при достаточно высокой скорости фильтрации в призабойной зоне и наличии в нефти естественных стабилизаторов эмульгирования - асфальтенов и смол- вызвает образование в призабойной зоне стойких водонефтяных эмульсий.

Под действием перечисленных процессов происходит уменьшение охвата пласта заводнением по толщине и, соответственно, снижение коэффициента продуктивности скважин в следствии исключения из разработки пропластков неохваченных заводнением.

Помимо рассмотренных причин снижения продуктивности скважин в низкопроницаемых коллекторах Ново-Елховского месторождения при анализе объектов в карбонатных коллекторах турнейского яруса следует также учитывать их трещиноватость.

Состояние трещиноватости, генетически связанной с геолого -тектонической историей развития карбонатных массивов, в значительной степени зависит от изменения пластового давления. Вертикальные трещины удерживаются в раскрытом состоянии, когда пластовое давление жидкости, заполняющей поры и трещины коллектора, превышает боковое горное давление (5,7 МПа для турнейского яруса) и тем самым препятствует смыканию стенок вертикальных трещин. При снижении пластового давления в первую очередь происходит смыкание микротрещин, что нарушает естественную систему фильтрации. Свидетельством этому является значительное снижение продуктивности скважин турнейского яруса в период с 1980 по 1990 годы. Однако, процесс падения продуктивности скважин турнейского яруса продолжается и по сегодняшний день, несмотря на поддержание пластового давления в целом по турнейскому ярусу на уровне 8 МПа. Очевидно, в данном случае имеют место два процесса. Первый - ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны скважин в результате ее кольматации. Второй -когда при закачке воды происходит неравномерное послойное восстановление пластового давления только в наиболее проницаемом объеме карбонатной толщи, что ведет к снижению размера микротрещин в пропластках, неохваченных заводнением.

Экономический анализ эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин и его выделение из общего фонда скважин Ново-Елховского месторождения проведен на примере одного из промыслов НГДУ "Елховнефть", с использованием методики расчета рентабельности скважин, разработанной в АО "Татнефть"

Весь фонд скважин разбивался на три группы: рентабельные скважины, нерентабельные и • убыточные. Выделение фонда скважин на три группы базировалось на расчете постоянных и переменных затрат на добычу нефти по скважине с последующим сравнением их с доходом, полученным от реализации этой нефти. К рентабельным скважинам относятся скважины, по которым доход

п

от их эксплуатации больше суммы постоянных и переменных затрат. К нерентабельным скважинам относятся скважины, доход от эксплуатации которых меньше суммы постоянных и переменных затрат, но больше величины переменных затрат. Убыточные скважины - это скважины, от остановки которых НГДУ получает дополнительную прибыль.

В ходе расчетов постоянные и переменные затраты не регламентировались (под переменными затратами принимались реально высвобождаемые затраты, получаемые при остановке скважины). Проведенный расчеты показали, что практически все скважины с дебитом 4 мЗ/сут и менее относятся к разряду нерентабельных и убыточных (за исключением скважин с дебитом от 2,5 до 4 мЗ/сут. и обводненностью менее 20%).

Анализ эксплуатации малодебитного фонда скважин позволяет сделать вывод, что решающим фактором, обуславливающим низкую эффективность эксплуатации малодебитного фонда скважин является тенденция ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (как добывающих, так и нагнетательных скважин). Следовательно, перспективным направлением в решение вопроса повышения эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин будет сохранение первоначальных свойств призабойной зоны пласта, что в свою очередь зависит от трех основных факторов:

- наличия эффективной схемы исследования малодебитного фонда;

- сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации малодебитного фонда скважин;

наличия высокоэффективной технологии восстановления фильтрационных свойств призабойной зоны на низкопродуктивных коллекторах.

Естественно, только комплексный- подход с учетом перечисленных факторов позволит выработать оптимальную технологию и организацию работ по повышению эффективности малодебитного фонда скважин.

Третья глава посвящена контролю и регулированию фильтрационных свойств пласта в процессе эксплуатации малодебитного фонда скважин Ново-Елховского месторождения.

При разработке нефтяных месторождений одним из главных критериев качественной и количественной оценки свойств пласта и динамики процесса

разработки является статическое пластовое давление, замеренное в специальных наблюдательных скважинах. Однако в силу их ограниченного числа для получения полной информации по пластовым давлениям используют эксплуатационные скважины. В промысловых условиях замеры пластовых давлений проводятся в предварительно остановленных скважинах.

При низких параметрах пласта для восстановления пластового давления требуется большой промежуток времени, что в свою очередь ведет к весьма ощутимым потерям в нефти. В связи с этим возникает необходимость в промысловых условиях для большого числа скважин определения пластового давления по начальном у участку кривой восстановления давления. Актуальность решения проблемы по Ново-Епховскому месторождению возрастает из-за наличия тенденции увеличения удельного веса малодебитного фонда скважин в эксплуатационном фонде (МДФС).

Одним из широко применяемых в настоящее время методов определения параметров пласта и пластовых давлений в том числе, является обработка кривых восстановления забойного давления в скважинах после прекращения откачки. И.А. Чарным был разработан метод определения параметров пласта для случая мгновенного прекращения притока, причем применялись решения М. Маскета для двух расчетных схем - бесконечного пласта с источником или стоком постоянного дебита и ограниченного пласта с постоянным давлением на контуре.

Для скважин МДФС Ново-Елховского месторождения предложена и апробирована следующая методика определения статического пластового давления.

Сняв на конкретной скважине кривую восстановления давления в течение продолжительного периода времени, необходимого для полного восстановления пластового давления, нужно преобразовать ее к виду

а=ЛР2(1)/АРсо. I

Величина а характеризует скорость восстановления забойного давления до статического пластового восстановленной скважине

В дальнейшем для оценки пластового давления достаточно иметь следующие исходные показатели:

- величину забойного давления, замеренную непосредственно перед остановкой скважины:

- величину забойного давления в остановленной скважине через время t > Ыач, где tHan. - начальный период времени, когда на кривую восстановления давления существенно влияют приток жидкости в скважину после ее остановки и призабойная зона пласта. Далее исходя из значения параметра времени, при снятии забойного давления в остановленной скважине по эталонному графику определяем се.

Искомое пластовое давление находим из соотношения: Pnn=(Pc(t)-^Pco)/1-a где Pc(t)- пластовое давление в данный момент времени, Па

Рсо- начальное забойное давление перед прекращением отбора.

В таблице 1 приведены экспериментально полученные значения времени Ыач. и времени tKOH., при котором значение а практически равно нупю( по данным исследования 12 скважин из малодебитного фонда Ново-Елховского месторождения, которые по своим коллекторским свойствам условно разбили на четыре группы).

Использование предложенной методики на МДФС НГДУ "Епховнефть" для определения пластового давления позволяет сократить время простоя скважин в среднем до 3,5 раз.

Таблица 1

ЗНАЧЕНИЯ tKaM. и [кон. ДЛЯ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН

_НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ_

Группа /.(н^/сек)- /?*,(«) /нач,( час) rlHS4/RK¿ rtK/RK1

1 0,002-42 72 0,29 336 1,37

2 0,004-50 57 0,32 240 1,38

3 0,003-40 57 0,38 216 1,45

4 0.0035-44 57 0,37 216 1,44

где Як - радиус контура питания, м

X - коэффициент пьезопроводности

Следует отметить, что периодичность определения параметров х> кривой а-< для условий Ново-Елховского месторождения можно принять равной 2 года, если характер дренирования пласта в зоне расположения исследуемой скважины не изменялся.

Радиус скважины для МДФС можно принять постоянным, в течение определенного периода времени. Используя значения х. Я« полученные ранее при их уточнении и используя Рпл, найденное методом эталонной кривой а-(, из

формулы Дюпюи для установившегося режима фильтрации, можно найти значение коэффициента проницаемости К1.

Полученное значение проницаемости -соответствует проницаемости призабойной зоны пласта, так как при установившейся фильтрации жидкости к забою скважины характер зависимости дебита скважины от депрессии обусловлен гидравлическими характеристиками прискважинной зоны.

Полученные выводы подтверждаются и результатами промысловых исследований. В таблице 2 приведен анализ исследований четырех скважин на которых определялись значения проницаемости пласта по формулам Дюпюи и по методу КВД. Исследования проводились до и после проведения определенных технологических операций в скважинах, которые значительно влияют на состояние призабойной зоны.

Таблица 2

ЗНАЧЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИ ВЫЧИСЛЕНИЯХ ПО ФОРМУЛЕ ДЮПЮИ (К1) И ПО ФОРМУЛЕ НЕУСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ФИЛЬТРАЦИИ (К2) (до il после проведения технологических операций) Номер До После Прпм-е

скважины

К1,(мкм2) К2,(ыкм2) К1(мкм2) К2,(мкм2) 775 0,02 0,035 0,011 0,038 глуше-ние

620 "а" 0,018 0,032 0,028 0,031 ОПЗ

2179 0,009 0,021 0,015 0,02 ОПЗ

2644 0,0065 0,018 0,005 0,018 глуше-ние

В результате проведенных исследований по рациональной схеме исследований параметров пласта и призабойной зоны на малодебитном фонде скважин Ново-Елховского месторождения получены следующие основные выводы:

- определение пластовых давлений с помощью эталонных кривых позволяет значительно сократить время на исследование и соответственно повысить эффективность эксплуатации маподебитных скважин за счет снижения потерь в добыче нефти;

-определение коэффициента проницаемости по значениям пластового давления, полученных с помощью кривой a-t, и при помощи формулы Дюпюи для установившегося режима фильтрации, позволяет оперативно и качественно оценить состояние призабойной зоны пласта на маподебитных скважинах. Это позволяет обоснованно проводить опредепенные геолого-

технические мероприятия на улучшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта, а также определять эффективность их проведения.

Одним из основных показателей, обусловливающих ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта в ходе глушения скважины, является объем поглощаемой пластом жидкости глушения. Значительные объемы поглощения, которые могут повлечь необратимые ухудшения продуктивности скважин на малодебитном фонде Ново-Епховского месторождения наблюдаются при репрессиях на пласт свыше 8МПа.

Как показывает промысловая практика, на малодебитном фонде оборудованном штанговыми глубинами насосами (ШГН), такие репрессии образуются в процессе глушения лишь в случаях отсутствия циркуляции в скважине. В остальных случаях процесс глушения этих скважин заключается в замене жидкости в стволе скважины на жидкость глушения путем промывки. При этом репрессии на пласт обычно не превышают 4,5 МПа.

Другая картина наблюдается по малодебитным скважинам, оборудованным малопроизводительными электропогружными установками типа УЭДН. Данный фонд скважин характеризуется значительной долей ремонтов из-за отложений парафина на насосно-компрессорных трубах (порядка 50%). Высокие фильтрационные сопротивления, создаваемые УЭДН, требуют значительных давлений на устье скважин, а следовательно и репрессий на пласт, при замещении жидкости в стволе скважины на жидкость глушения.

С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта на скважинах, оборудованных электродиафрагменными насосами предложено клапанное устройство (АС по заявке № 95118302/03). Перед спуском в скважину устройство устанавливается между УЭДН и нижним концом подвески НКТ.

При промывке и глушении скважин, оборудованных УЭДН, данное устройство выполняет роль циркуляционного клапана. Внедрение клапанного устройства на малодебитном фонде Ново-Елховского месторождения, оборудованного электродиафрагменными насосами, позволяет проводить операции глушения на скважинах, с незначительной степенью вредного воздействия на пласт за счет низких значений репрессии. Кроме того,

предложенное клапанное устройство позволяет значительно повысить межремонтный период работы малодебитных скважин, оборудованных УЭДН, за счет снижения вероятности запарафинивания насосно-компрессорных труб в процессе работы установки. Это достигается возможностью проведения периодических обработок растворителем скважин посредством промывки НКТ через данное клапанное устройство.

Промысловые испытания клапанного устройства проводились на скважинах 4336 и 2705, оборудованных УЭДН.

По скважине 4335 - до внедрения клапанного устройства освоение скважины после ремонта составило около 3-х суток, а восстановление продуктивности до режимного значения составило порядка 35 суток. После внедрения клапанного устройства скважина практически не нуждалась в освоении после глушения и восстановление ее продуктивности произошло в течении 5-6 суток.

По скважине 2705 - до внедрения клапанного устройства освоение скважины после ремонта составило около 6 суток, а восстановление продуктивности скважины до режимного значения составило порядка 30 суток. После внедрения клапанного устройства скважина практически не нуждалась в освоении после глушения и восстановление ее продуктивности произошло в течении 6 суток.

Внедрение данного клапанного устройства на малодебитном фонде скважин позволяет в значительной степени устранить вредное воздействие жидкости глушения на пласт в процессе ремонта скважин и повысить эффективность эксплуатации малодебитных скважин за счет предотвращения неизбежных потерь продуктивности при их ремонте.

В четвертой главе рассмотрены вопросы геолого-технического обоснования повышения эффективности работы малодебитного фонда скважин в условиях низкопродуктивных коллекторов Ново-Елховского месторождения с использованием технологии комплексного виброволнового и физико-химического воздействия.

Промысловые испытания колмплексной технологии виброволнового воздействия проводились на нагнетательных и добывающих скважинах,

приуроченных к низкопродуктивным коллекторам Ново-Епховского месторождения

При этом параметры воздействия определялись для каждой конкретной скважины, исходя из реальных геолого-физических особенностей месторождения с использованием компьютерных моделей, описывающих физическую природу процессов, представленных НПП "Ойл-инжиниринг*.

Для возбуждения на забое скважин колебаний давления использовались разработанные предприятием "Ар мс-Медит" гидравлические генераторы ГЖ-1.

Для создания депрессии применялся специально сконструированный НПП "Ойл-инжиниринг* скважинный струйный инжектор, работающий вместе с гидравлическим генератором на одной линии питания (рабочая жидкость от устьевого насосного агрегата). Характеристики инжектора и оптимальный режим его работы рассчитывались по специальным компьютерным программам исходя из геолого-промысловых данных каждой конкретной скважины. Целесообразность использования в обработках кислот и растворителей определялась исходя из анализа работы скважин, проведенных ранее ОПЗ, предсказания возможной природы кольматанта, геолого-физических условий и промыслового опыта обработок, а также по качественной оценке кольматирующего материала, выносимого при обработках.

Добывающие скважины - объекты для проведения виброволновых обработок, выбирались на участках, приуроченных к алевролитам и к отложениям нижнего карбона (преимущественно турнейского яруса). Данные скважины характеризовались стабильной во времени динамикой падения коэффициента продуктивности, связанной с кольматацией ПЗП.

Нагнетательные скважины - объекты для проведения виброволновых обработок выбирались преимущественно на алевролитовых коллекторах, а также на отложениях нижнего карбона. Данные скважины характеризовались низким охватом по толщине заводнением, более 65% выбранных скважин вообще имели нулевую приемистость. Кроме того, на ряде выбранных скважин традиционные методы воздействия на ПЗП не дали положительных результатов.

Обработка скважин осуществлялась в следующей последовательности. После подготовительных работ и промывки скважины назначался комплекс

щродинамических исследований (ГДИ-2), после этого гидравлический ¡нератор колебаний (ГЖ-1), в комплекте со струйным насосом, на колонне зсосно-компрессорных труб с пакером (типа ПВ-М) и якорем спускался на збой скважины и устанавливался напротив продуктивного интервала. После эдключения к устьевым насосным агрегатам производилась виброобработка ак в режиме циркуляции через желобную емкость при открытом затрубье, так и режиме "задавки" при посаженном пакере и закрытым на устье затрубье.

Рациональные режимы частот для добывающих скважин составляли 500 Гц, для нагнетательных - 100-120 Гц. Эти частоты в режиме виброобработки одерживались заданием требуемой величины расхода питающей жидкости, оздаваемого насосными агрегатами. В качестве рабочей жидкости спользовался раствор технической воды с ПАВом. /

Виброобработка завершалась промывкой скважины, проведением адродинамических исследований и заключительными пусковыми работами. В ачестве эксперимента на ряде скважин, характеризующихся относительно ысоким пластовым давлением, депрессия на пласт обеспечивалась при иброволновой обработке путем использования в качестве рабочей жидкости оварной нефти, при этом пакер и инжектор из технологической компановки сключались. Это позволило практически в полтора раза сократить время емонта скважины и не требовались мощные агрегаты типа 4АН-700.

Последовательность операций при этом оставалась прежней.

Результаты опытно-промышленных работ по добывающим скважинам редставлены в табл.3,4. Эффективность проведенных работ по добывающим кважинам составила 100%. Это объясняется, как эффективностью самой ютодики, так и обоснованным выбором объектов обработок с учетом их ндивидуальных особенностей.

Результаты обработок по 9 нагнетательным скважинам приведены в а блице 5.

Как видно из таблицы 5, все объекты обработок характеризовались улевой и крайне низкой приемистостью до обработки. Как правило, ухудшение юказателей этих скважин происходило стабильно в период всей истории их ксплуатации, вследствии большого содержания взвешенных частиц в акачиваемой воде. Эффективность проведенных работ по нагнетательным

скважинам составила 90%. При этом практически все нагнетательные скважины характеризовались высоким пластовым давлением, вследствии чего необходимость создания дополнительной депрессии на них инжектором отпадала.

Таблица 3

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПР НА ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

ВИБРОВОЛНОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ _(объект воздействия - алевролиты) _■

Xsckb. Пласт Дебит % воды до Дебит % воды Примеч-е

жидкости обработ-ки жидкости после

до обработки, т/сут после обработ-ки, т/сут обработ-ки

2644 Д1 1.6 30 2.7 22 на нефти

620 а Д1 2.0 35 3,5 24 С инжек.

4325 Д1 0,8 15 1.5 20 С инжек.

7270 С1ьь 0,.8 12 2.3 15 С инжек.

15112 С1ы> 0.8 65 1.2 19 С инжек

6624 С1ьь 7 8 9.5 б На нефти

6641 С!"" 2 9 4.5 9 На нефти

6633 с,№ 3.2 8 4.2 8 Синжек

8117 С1ьь 4 16 6 16 На нефти

8118 С1ы. 4 8 9.5 2 На нефти

Таблица 4

Результаты ОПР на добывающих скважинах с использованием виброволновой

технологии

___(объект воздействия карбонаты)__

Кг скв. Дата обработки Интервал перфорации, м Иск. Забой, и По обоабопен После обработки Дополкнктельн добыто нефти, т на 1.01.98г.

дебит обводи, т/сут */• дебит обводи, т/сут У.

6624 10.03.97 1189-1200 1229 5,7 10,3 7,6 13,4 429

6633 28.03.97 1088-1099 1175 2,3 9,1 2,8 11,0 46

6641 20.03.97 1102-1109 1161 1,6 11,8 2,7 8,9 439

8117 18.03.97 1168-1176 1193 2,9 16.0 6,1 10 446

8118 20.03.97 1268,6-1271,6 1330 3,3 8 8,8 8,2 477

8140 13.05.97 1140-1144 1224 2,5 9,0 3,5 8,0 603

6984 04.97 1120-1148 1189 2.4 7.0 5.5 8.8 290

8756 10.97 1175.9-1186 1239 0.4 8.0 3.5 25 136

1009 10.97 1059-1065 1100 1.8 11.8 5.0 10 94

Таблица 3

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПР НА НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЛЕКСНОЙ ВИБРОВОЛНОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ _

№ скв. Пласт Давлен, закачкн, до обра-ботки, МПа Прием., до обработки мЗ/сут Давлен.закачк я после обработ., МПа Прием.после обра-ботки, мЗ/суг. Примем.

2122 Д1 14 0 12 70 -

4428 Д1 10 0 12 180 раствор ПАВ

4468 Д1 8 20 8 300 дистнлхт+гли ногис-лота

745 Д1 12 0 10 200 ПАВ+ дистиллт

4437 Д1 - 16 0 12 50 глинокис-лота

134 д» 9 30 7 490 глинокис-лота

659 д» 9 19 12 200 глюгокис-лота

3086 Д1 11,4 0 9 250 глинокие-лота

3139 Д1 15 0 10 50 глинокис-лота

На основе накопленной информации по исходных геолого-физическим и '

технологическим параметрам проведенных опытно-промышленных работ (

проведено прогнозное моделирование процесса обработки ПЗП с •

^пользованием корреляционно-регрессионного анализа и метода главных импонент

Применения методов статистической обработки промысловых материалов позволяет установить влияние различных факторов и получить !

просительно простые аналитические выражения, связывающие эти факторы с сновными показателями процесса.

Исходными параметрами для анализа являлись: прирост удельного дебита(приемистости) после обработок;

удельные максимальные дебиты(приемистосгь) скважин; |

удельная приемистость (дебит) до воздействия;

отношение пластового давления к гидростатическому; ;

обводненность продукции перед воздействием (для добывающих скважин); ;

эбщая толщина продуктивных пластов; |

коэффициент вариации толщин продуктивных интервалов; }

;редневзвешенный коэффициент пористости;

газффициент депрессии режима виброобработки; ,

- число комплектования с физико-химическими мероприятиями;

После проведения факторного и регрессионного анализов получе следующие модели эффективности виброволнового воздействия:

ДП=-0.22-0.16\Л/н+0.03кп (для нагнетательных скваж

ла=3.68-0.03ата)г0.19ао-2.65кпд+0.34кд (для добывающих скваж где ДП - прирост удельной приемистости; ДО - прирост удельного дебита

У/ц - коэффициент вариации толщин продуктивного пласта к„ - средневзвешенная пористость От« - максимальный дебит скважины по нефти О0 - дебит нефти до обработки код - коэффициент пластового давления к, - коэффициент депрессии режима виброобработки Полученные модели , а также построенные распределения параметр эффективности виброволновых обработок в осях главных компон! обеспечивают приемлемую точность прогноза величины эффекта и позвол; повысить результативность обработок за счет выбора скважин определенными геолого-физическими условиями и технологически параметрами обработок.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен геолого-промысловый анализ разработки малодебитн! фонда скважин Ново-Елховского месторождения и предложен комплексн подход в решении проблемы повышения эффективности его эксплуатации основе трех основных факторов:

- наличия эффективной схемы исследования малодебитного фон скважин;

- сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта в процес эксплуатации малодебитных скважин;

наличия высокоэффективной технологии "реанимирован! фильтрационных свойств призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов.

2.Разработана рациональная схема исследования параметров пласта и призабойной зоны на малодебитном фонде скважин Ново-Елховского месторождения, на основе построения эталонных кривых зависимости скорости приращения забойного давления от времени.

Показано, на основе промысловых исследований, что одним из основных факторов, определяющих снижение экономической эффективности эксплуатации маподебитных скважин Ново-Елховского месторождения, является ухудшение состояния призабойной зоны пласта скважин вследствии проведения на них ремонтных работ с глушением. Определено влияние параметров технологических операций проводимых на скважинах, на степень ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны. Рассмотрен механизм ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

4. Предложено техническое средство для сохранения коллекторских свойств пласта в" процессе проведения технологических операций на малодебитных скважинах.

5. Обоснована эффективность комплексного физико-химического воздействия с использованием виброволновой технологии на низкопродуктивных коллекторах Ново-Елховского месторождения, с определением рациональных режимов вибровоздействия. Рассмотрен механизм влияния вибровоздействия на коллекторские свойства пласта.

6. Разработана технологическая схема проведения виброволноаых воздействий применительно к ниэкопродуктивным коллекторам Ново-Елховского месторождения. Проведен ОПР по внедрению виброволновой технологии, которые показали высокую технологическую и технико-экономическую эффективность.

7. Проведен математический анализ промысловых результатов обработок выявлены наиболее значимые параметры, влияющие на эффективность виброволновых обработок скважин. Предложена математическая модель прогноза эффективности виброволновых обработок скважин Ново-Елховского месторождения.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В диссертационной работе защищаются следующие основные положения:

- схема реализации комплексного подхода и организации работы по повышению эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин;

- рациональная схема гидродинамических исследований параметров пластов и призабойных зон маподебитных скважин;

- зависимости степени ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта от параметров технологических операций, проводимых на скважине;

- технические устройства для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта в процессе проведения технологических операций;

- геолого-статистические модели и критерии эффективного применения комплексного виброволнового и физико-химического воздействия на низкопродуктивные терригенные и карбонатные коллектора.

Материалы диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Нугайбеков P.A. Прогнозирование эффективности и оптимизация виброволнового воздействия на Ново-Елховском месторождении. - В кн.: Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Сб. трудов межд.симп. - М.: ГАНГ, 1997, с.53.

2. Нугайбеков P.A. Анализ результатов опытно-промышленных работ по применению комплексной технологии виброволнового воздействия. - В кн.: Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Сб. трудов межд. симп. - М.: ГАНГ, 1997, с.54.

3. Нугайбеков P.A. Разработка и промысловые испытания скважинного клапанного устройства для сохранения коллекторских свойств в процессе проведения глушения скважин,- В кн.: Методы повышшения нефтеотдачи пластов (Сб. научн. трудов НИИнефтеотдача).-Уфа, изд-во Тилем", 1998, с.56-60

4.Нугайбеков P.A. Рациональная схема исследования параметров пласта и призабойной зоны на молодебитном фонде скважин Ново-Елховского

месторождения. - В кн.: Методы повышения нефтеотдачи пластов (Сб. научн. трудов НИИнефтеотдача).-Уфа, изд-во Тилем", 1998, с.61-66

5. Нугайбеков P.A., Котенев Ю.А. Технико- экономический анализ эксплуатации малодебитного фонда скважин Ново-Елховского месторождения, - В кн.: Межвуз. сб. научных трудов. - Октябрьский, ОФ УГНТУ, 1997, с.32-38

6. Нугайбеков P.A. Технология виброволнового воздействия на призабойную зону пласта в низкопродуктивных коллекторах. - В кн: Межвуз. сб. научн. трудов - Октябрьский, ОФ УГНТУ, 1997, с.39-43

7. Юсупов И.Г.,Нугайбеков P.A. Состояние и перспективы повышения эффективности эксплуатации малодебитных скважин. - Нефтяное хозяйство, 1997, №4, с.48-50.

8. Скважинное клапанное устройство / P.A. Нугайбеков, A.A. Харитонов/Решение ВНИИГПЭ о выдаче а.с. по заявке № 95118302/03/679) с приоритетом от 24.10.95.

Соискатель: .___J P.A. Нугайбеков