Содержание к диссертации
Введение
1 .Методы обработки призабойной зоны скважин 13
1.1. Общие сведения 13
1.2. Методы основанные на выделении и использовании тепла 14
1.3. Методы обработки призабойной зоны пласта основанные на механическом воздействии 20
1.4. Воздействие скважинными нагревателями 25
Выводы 27
2. Теоретические основы интенсификации добычи нефти индукционным воздействием... 29
2.1. Физические основы индукционного воздействия 29
2.2. Разработка математических моделей теплового воздействия наПЗПс помощью индукционного воздействия 32
2.3. Математическая модель индукционного воздействия с учетом конвективного переноса тепла в пласт 42
2.4.Экспериментальные исследования индукционного воздействия в лабораторных условиях 46
Выводы 47
3. Разработка методики интенсификации добычи нефти индукционным воздействием . 48
3.1. Изучение компонентного состава асфальтено- смолистых и парафиновых отложений... 48
3.2. Разработка методики индукционного нагрева призабойной зоны пласта 51
3.3. Методика геофизического сопровождения высокочастотного индукционного воздействия наПЗП 61
Выводы 66
4. Результаты опытно- промысловых испытаний индукционного воздействия на место рождениях башкортостана 67
4.1. Анализ промысловых данных 67
4.2. Анализ эффективности 94
4.3. Расчет экономической эффективности 104
Выводы 107
Заключение 108
Литература 110
- Методы основанные на выделении и использовании тепла
- Разработка математических моделей теплового воздействия наПЗПс помощью индукционного воздействия
- Разработка методики индукционного нагрева призабойной зоны пласта
- Анализ эффективности
Введение к работе
Актуальность. Перспективные планы развития топливно-энергетической отрасли народного хозяйства требуют от работников нефтяной промышленности дальнейшего увеличения добычи нефти. Эта задача решается не только на основе открытия и разработки новых месторождений, но и повышением степени извлечения нефти из пластов и эффективности методов разработки и эксплуатации нефтяных недр. Увеличение суммарного отбора нефти на месторождениях всего на несколько процентов позволяет получить дополнительно миллионы тонн нефти. Для открытия новых месторождений с такими запасами, на их разработку, разведку и обустройство потребовалось бы затратить миллиарды рублей и значительное количество материальных ресурсов. Поэтому создание новых технологий, позволяющих увеличить полноту отбора нефти из пластов, является важнейшей народнохозяйственной задачей.
Поддержание темпов добычи нефти осуществляется за счет ввода новых скважин и рациональной разработки нефтяных месторождений. Однако, при всей ее огромной экономической эффективности и быстрой окупаемости капиталовложений она обладает существенным недостатком, так как степень выработанпости пласта даже при самых благоприятных условиях не превышает 50% от геологических запасов, а на месторождениях, содержащих высоковязкие нефти, колеблется от 2 до 10%.
В последние годы в ОАО «Башнефтегеофизика» ведется опытное применение метода индукционного воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) аппаратурой на каротажном кабеле. Однако процессы, происходящие в скважине и пласте при этом воздействии, изучены недостаточно и, следовательно, не оптимизирована методика воздействия применительно к различным категориям скважин. Кроме того, не разработана технология контроля за процессом воздействия. Поэтому представляют интерес теоретические, экспериментальные и промысловые исследования индукционного нагрева призабойной зоны пласта с созданисхМ эффективных методов контроля за процессом воздействия.
Цель работы. Разработка и внедрение новой технологии повышения производительности скважин на основе использования индукционного высокочастотного нагревателя (ИВН) на каротажном кабеле при одновременном геофизическом контроле за процессом воздействия на ПЗП. Задачи исследований анализ состояния методов обработки призабойной зоны пластов с точки зрения возможности создания новых эффективных методов интенсификации добычи нефти; анализ физико-химических процессов, происходящих в скважине при воздействии индукционным высокочастотным нагревателем; теоретические и экспериментальные исследования воздействия индукционным высокочастотным нагревателем на ПЗП; разработка и опробывание способов воздействия индукционным высокочастотным нагревателем в различных категориях скважин и оценка эффективности воздействия на ПЗП; разработка методики геофизического сопровождения индукционного воздействия; опытно- промышленное внедрение разработанной технологии интенсификации добычи нефти.
Методы исследования. Теоретические, лабораторные, экспериментальные и промысловые исследования, численное моделирование и расчеты на ПЭВМ, анализ публикаций отечественных и зарубежных ученых, обобщение и анализ результатов опытно- методических работ на скважинах, лабораторных экспериментов и промысловых данных.
Научная новизна.
1. Теоретически и экспериментально обоснована эффективность индукционного воздействия на ПЗП по сравнению с теплоэлектронагревателями и определены параметры индукционного воздействия (мощность, температура и время прогрева);
Установлены критерии выбора скважин для индукционного воздействия на ПЗП, основанные на изучении компонентного состава загрязнителя ПЗП, анализе фильтрационно - емкостных свойств коллектора и температуры пласта;
Предложены методики индукционного воздействия на ПЗП для добывающих и нагнетательных скважин, основанные на воздействии под депрессией с последующим удалением продуктов загрязнителей из ПЗП;
Разработана методика геофизического сопровождения индукционного воздействия на ПЗП, заключающаяся в контроле за температурой, прослеживании уровней жидкости и определении приемистости до и после обработки.
Основные защищаемые положения и результаты.
Результаты теоретических и экспериментальных исследований индукционного воздействия на ПЗП;
Методика теплового воздействия на ПЗП;
Методика геофизического сопровождения.
Практическая ценность и реализация работы. Разработанная технология обработки призабойной зоны пласта позволяет повысить производительность добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Ценность работы заключается в том, что предложен простой и доступный способ воздействия и контроля за ним с применением геофизической аппаратуры на каротажном кабеле. Обработка призабойной зоны производится силами геофизической партии и не требует специальных лицензий на производство работ с опасными веществами, и может быть приурочена к подземному или к капитальному ремонтам скважины. Способ безопасен в экологическом отношении, не создает дополнительных нагрузок на обсадную колонну и цементный камень, за счет применения малогабаритной аппаратуры не требует подъема насосно- компррессорных труб.
Разработанный способ по обработке призабойной зоны под руководством автора был опробован на нефтяных месторождениях Башкортостана, а в дальнейшем и на месторождениях Татарстана, Пермской области, Удмуртии. Всего обработано 98 скважин. Из них: добывающие - 77 скважин, нагнетательные и переведенные из добычи под закачку - 21 скважина. Средняя эффективность ОПЗ 88%, продолжительность эффекта 440 дней, увеличение дебита по добывающим скважинам в 1,8 раза. По 74% скважин эффект продолжается. Дополнительная добыча нефти на 1 скважину составила 570 т., всего добыто 43620 т. нефти.
Апробация работы. Основное содержание и результаты работы докладывались и обсуждались на научно- технической конференции (г. Тверь, 1999г); третьем конгрессе нефтегазопромышленников России, (Уфа, 2001г.), научном симпозиуме «Новые технологии в геофизике» (Уфа, 2001г.); в «Деловом клубе» и на научно-практической конференции «Роль, задачи и возможности промысловой геофизики при реализации и информационном обеспечении современных технологий повышения продуктивности нефтегазовых скважин» (2001г., п. Ольгинка), семинарах кафедры геофизики Башгосуниверситста (Уфа, 2002 г., 2003 г.), на конгрессе нефтегазопромышленников (Уфа, 2003 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе получен 1 патент на изобретение.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы. Общий объем работы составляет 118 страниц , в том числе 39 рисунков и 9 таблиц. Список литературы содержит 95 наименований.
Во введении обосновывается актуальность темы, сформулированы цель, задачи исследования, научная новизна, защищаемые положения и практическая значимость.
Первая глава содержит обзор применяемых методов обработки призабойной зоны пласта. Данной проблемой в России и за рубежом занимались многие исследователи: Л.П. Крылов, В.П. Максимов, Л.Х. Мирзаджанзаде, O.JT. Кузнецов, Г.Г. Вахитов, Э.М. Симкин, МЛ. Сургучев, Э.Б. Чекалюк, А.Р. Гарушев, Р.А. Максутов, В.А. Кузнецов, В.В. Дрягин, P.J. Briggs, R.J. La Rocca, R.A. Schmidt и другие.
Рассмотрены общие положения, область применения и эффективность различных методов обработки. Основное внимание уделено тепловым методам обработки призабойиой зоны пласта. В последней происходят наибольшие изменения коллекторских свойств в процессе строительства и эксплуатации скважины. Рассмотрены основные причины, приводящие к их снижению. Это частичная и полная кольматация фильтрационных каналов глинистым раствором в период вскрытия пласта- коллектора в процессе бурения, загрязнение ПЗП при ремонтных работах и эксплуатации скважин. При подземном ремонте скважин происходят те же процессы, что и при первичном вскрытии пласта, но степень отрицательного влияния их зависит от соотношения статического давления столба промывочной жидкости и пластового давления. Закупорка поровых каналов может происходить и за счет образования нерастворимых осадков при взаимодействии промывочной жидкости с пластовыми флюидами. Следующими причинами ухудшения коллекторских свойств являются выпадение и адсорбция асфальтено-смолистых и парафинистых частиц на поверхности поровых и перфорационных каналов из-за изменения термодинамических условий в процессе эксплуатации, наличие капиллярно-удержанной и пленочной нефти и физико- химические превращения пластовых жидкостей внутри системы: жидкость-газ-порода.
Рассмотрены различные методы обработки призабойиой зоны пласта: термохимические, обработка горячей водой, термогазохимпческое воздействие, электропрогрев, прогрев за счет горения жидких и гелеобразных взрывчатых веществ, твердого ракетного топлива, способы воздействия скважипными нагревателями и.т.д.
Показано, что существующие технологии обработки призабойиой зоны не всегда эффективны, требуют больших затрат энергии, обладают низкой оперативностью и высокой трудоемкостью. Практика показывает, что в этом отношении наиболее эффективным является индукционное высокочастотное воздействие на ПЗП аппаратурой на каротажном кабеле. Однако в настоящее время не разработана теория метода и методика воздействия на различные категории скважин.
Вторая глава посвящена теоретическим основам индукционного воздействия на призабойную зону пласта. Разработана математическая модель теплового поля при индукционном воздействии в обсаженной скважине.
Сформулированы требования по повышению эффективности тепловой обработки призабойных зон пласта индукционным нагревателем. Разработанные математические модели индукционного воздействия на ПЗП с учетом теплопроводности, конвективного переноса тепла в пласт и проведенные многовариантные расчеты различных технологий обработки показывают на эффективность индукционного воздействия по сравнению с электронагревателем. При этом время прогрева ПЗП для достижения положительного эффекта (температура в ПЗП более 55 градусов) по сравнению с тсплоэлектронагревателем снижается примерно в пять раз. Оптимальное время прогрева ПЗП высокочастотным индукционным нагревателем составляет от 10 до 15 часов.
Третья глава посвящена разработке методики интенсификации добычи нефти индукционным воздействием для добывающих и нагнетательных скважин, экспериментальным и опытно-промышленным работам.
На первом этапе использовалась аппаратура, разработанная ЗЛО «Интенсоник» (В.В. Дрягии). В последующем — доработанная с учетом предложений соискателя - аппаратура производства ПКФ «Динер» (Е.А. Халимонов).
Для разработки методики проводился анализ компонентного состава проб асфальтен о - смолистых и парафиновых отложений (АСПО), отобранных на поверхности в АГЗУ, а также непосредственно из ПЗП добывающих скважин Кушкульского месторождения. Исследования образцов проводились в БашНИПИнефти. По данным исследований отложения более чем на 85% состоят из парафинов с температурой плавления порядка 55С.
Основным условием повышения производительности добывающих скважин является очистка призабойной зоны пласта от различного рода загрязнителей. Этого можно достичь выполнением двух условий: /. Понижением вязкости АСПО. 2. Приведением их в движение.
Первое условие может быть обеспечено повышением температуры с использованием индукционного высокочастотного нагревателя. Второе - за счет создания депрессии на пласт. Необходимость выполнения второго условия была доказана в процессе разработки методики и проведении экспериментальных работ. Так, обработка ПЗП в скв. 714 Кушкульской площади путем простого прогрева до 61 С не принесла ожидаемых результатов. Дебит скважины не изменился из-за быстрого остывания ПЗП. Это подтвердили и эксперименты по прогреву колонны в контрольно-поверочной скважине Уфимского УГР, которые показывают, что уже через сутки температура в точке прогрева снижается практически до первоначальной. Поэтому АСПО приобретают первоначальную вязкость, а ПЗП остается загрязненной.
Учитывая то, что используется скважинная аппаратура индукционного прогрева диаметром 42 мм в скв. 313 Кушкульской площади (рис. 3.1) произведен прогрев при депрессии без подъема НКТ. Результат оказался положительным. Дебит увеличился с 3.7 до 7.5 т/сут.
В процессе проведения опытно-промышленных работ по воздействию была доказана необходимость удаления загрязнителей на поверхность. В нагнетательной скв. 3291 Бураевской площади воздействие без промывки не дало положительных результатов. Только после второго прогрева и проведения промывки скважины приемистость увеличилась от 0 до 150 м3/сут.
На основе экспериментальных и промышленных работ разработаны методики воздействия на ПЗП добывающих и нагнетательных скважин.
Для обеспечения эффективности воздействия на ПЗП индукционным высокочастотным нагревателем разработана методика геофизического сопровождения добывающих и нагнетательных скважин.
В сравнении с другими технологиями обработки ПЗП предлагаемый способ экологически безопасен, не создает дополнительных нагрузок на эксплуатационную колонну, повышает рентабельность добычи нефти, технологичен в проведении.
Четвертая глава посвящена анализу результатов опытно- промысловых испытаний индукционного воздействия на нефтяных месторождениях. Приведены примеры воздействия и геофизического сопровождения в скважинах АНК "Башнефть". Проведен анализ эффективности применения индукционного воздействия на нефтяных месторождениях Башкортостана.
Эффективность воздействия индукционным высокочастотным нагревателем на каротажном кабеле определялась по данным промысловых исследований и результатам геофизического сопровождения. Основным критерием оценки по промысловым данным является коэффициент продуктивности до и после воздействия. По геофизическим данным производится прослеживание уровней и определение приемистости до и после воздействия.
В НГДУ «Уфанефть» в 1997 - 2001 г.г. на 4-х месторождениях (Кушкульское, Бузовязовское, Сергеевское и Ю-Сергеевское) методом индукционного высокочастотного нагрева было обработано 87 скважин. Из них: 67 - добывающих, 20 - нагнетательных скважин. Средняя продолжительность эффекта составила 430 суток. По 62 скважинам эффект продолжался от 300 до 1500 сут. и более. Дополнительно добыто 40016 тонн нефти (650 тонн на скважину).
В НГДУ «Краснохолмскнефть» на 3-х месторождениях (Бураевское, Игровское, Югомашевское) технологией высокочастотного нагревателя обработано 8 скважин. Из них: 7 - добывающих, 1 - нагнетательная. Успешность составила -100%, средняя продолжительность эффекта на 01. 2001 г. составила 344 суток. На всех скважинах эффект продолжается. Дополнительная добыча составила 2543 т (361 т на скважину).
В НГДУ «Южарланнефть» в 1999 - 2001 г.г. на трех месторождениях (Биавашское, Арланское, Наратовское) было проведено 8 обработок с использованием технологии ИВН. Успешность составила 88%, средняя продолжительность эффекта 100 сут. Дополнительно добыто 1061 т нефти (151 т на 1 скважину).
На основе анализа эффективности проведен расчет экономической эффективности проведенных работ по АНК «Башнефть». В результате проведенных воздействий дополнительная добыча нефти по 78 обработанным добывающим скважинам составила 43.62 тыс. т, что при рыночной цене одной тонны нефти 2.5 тыс. рублей позволило получить дополнительно 109 млн. рублей. При суммарных затратах на проведение воздействия 51.1 млн. рублей позволило получить 44 млн. рублей «чистой» прибыли.
Исследования по теїие диссертации выполнялись автором начиная с 1997 года в Уфимском управлении геофизических работ.
Диссертационная работа подготовлена под руководством заведующего кафедрой геофизики, доктора технических наук, члена-корреспондента АН РБ , профессора Валлиулина Р.А., которому автор приносит искреннюю благодарность за большую помощь при подготовке диссертации.
Автор выражает признательность к.т.н. Адиеву Я.Р. за постоянную поддержку и оказание помощи при выполнении диссертационной работы.
Автор также благодарен сотрудникам кафедры геофизики БашГУ за внимание, оказанное автору при подготовке работы.
Сотрудникам АНК «Башнефть»: Лукьянову Ю.В., Шувалову А.В., Приданникову В.Г., Масагутову Р.Х., - за помощь и советы при выполнении работы. Автор искренне благодарит д.ф-м.н. Шарафутдинова Р.Ф., под руков одством которого выполнялись теоретические исследования. Автор благодарит ведущего геофизика Уфимского УГР Хакимова Т.Г., начальника отдела разработки НГДУ «Уфанефть» Ладина П.А.за помощь в разработке способа и организации работ на скважинах. Помощь вышеуказанных специалистов оказала существенное влияние на формирование взглядов автора и внесла большой вклад в создание выполненной разработки.
Методы основанные на выделении и использовании тепла
Одной из главных задач повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин является улучшение проницаемости пластов-коллекторов. Исследованию методов обработки призабойной зоны посвящены многочисленные публикации отечественных и зарубежных авторов: Г.Г. Вахитова, Э,М. Симкина, А.А. Кузнецова, Н.К. Байбакова, А.Р. Гарушева, А.Б. Шейнмана, А.И. Сергеева, Г.Б. Малофеева, В.В. Дрягина, М.А. Багирова, Н.А. Мальцева, М.Ф. Путилова, Г.А. Чазова, Н.Р. Махмутова, И.М. Галлямова, А.Ш. Сыртланова, А.А. Попова., Р.Х. Муслимова, Р.Г. Абулмазитова, PJ. Briggs, RJ. La Rocca, P.G. Mac-Lamor, A.M. Spenser, C.F. Smith и др, Многие исследования подтверждают различие фактической проницаемости призабойной зоны от естественной /3,7,38/, что обуславливает снижение приемистости нагнетательных и дебита добывающих скважин /40/. Основные изменения коллекторе ких свойств происходят в призабойной зоне пласта (ПЗП) и связаны со строительством и эксплуатацией скважины /1/. Основными причинами приводящими к снижению коллекторских свойств в ПЗП являются следующие /14,38/: 1. В процессе вскрытия пласта-коллектора бурением происходит кольматация (частичная или полная) фильтрационных каналов глинистым раствором. 2. При подземном ремонте скважин происходит засорение ПЗП. Закупорка поровых каналов происходит также и за счет образования нерастворимых осадков при взаимодействии промывочной жидкости с пластовыми флюидами. 3. Изменения термодинамических условий в процессе эксплуатации скважин (снижение температуры, давления и.т.д.) приводят к выпадению и адсорбции ас фал ьтено-смол истых и парафиновых отложений на поверхности поровых и перфорационных каналов /47/.
Кроме того, коллекторские свойства ухудшаются из-за физико-химических превращений пластовых жидкостей внутри системы жидкость-газ-порода /3/, наличия капиллярно-удержанной и пленочной нефти и других причин. Вышеперечисленные факторы приводят к снижению нефтедобычи в результате отключения от процесса разработки пропластков с наиболее чувствительными к изменениям фильтрационно- емкостных свойств. Поэтому практически все методы, направленные на сохранение или восстановление фильтрационно- емкостных свойств призабойной зоны пласта необходимо рассматривать как методы повышения производительности нефтедобывающих и приемистости нагнетательных скважин. поверхности /51. На рисунке 1.1 приведена схема процесса вытеснения нефти горячей водой. В зоне 2 нефть вытесняется водой, температура которой равна температуре пласта. Нефтенасыщенность в заданной точке снижается с течением времени и при определенных условиях может достигнуть величины остаточного насыщения, зависящей от температуры в зоне 2. В каждой точке зоны 1 температура непрерывно растет, что обычно приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, расширение породы-коллектора и заполняющей его жидкости приводит к снижению (при неизменном насыщении) массы нефти, содержащейся в породах.
Профит еодоиасыщениости (а) и температуры (б) при одномерном вытеснении нефти горячей водой в отсутствии испарения легких фракций нефти. Если нефть содержит легколетучие углеводороды, они могут быть вытеснены при помощи последовательных процессов испарения и конденсации. В этом случае в сравнительно узкой зоне может существовать состояние насыщения газовой фазы углеводородами.. Термохимические методы Для обработки пластов применяется способ, основанный на использовании нагрева за счет химической реакции соляной кислоты с магнием. Растворяющая способность кислоты при этом значительно повышается /14/. Смесью магния с кварцевым песком заполняется ствол скважины против продуктивного пласта и через нее закачивается соляная кислота или в пласт одновременно закачивается кислота и гранулированный магний, т.е. происходит внутрипластовая термохимическая обработка. Этот метод прошел опробование на Бавлинском месторождении /7/, эффективность оказалась сравнительно низкой, всего 47%. Кроме того, кислота активно разрушает металл забойного оборудования. Интерес, с точки зрения возможности обработки призабойной зоны карбонатного пласта, представляет способ, основанный на термопено-кислотном воздействии. Согласно разработанной в БашНИПИнефть технологии, гранулированный магний подают в составе стабилизированной двухфазной пены, предупреждающей осаждение магния и удерживающей его во взвешенном состоянии. Термопенокислотную обработку (ТПКО) осуществляют в следующей последовательности /22/: в скважине проводят необходимый комплекс промысловых и геофизических исследований, подготовительных работ; в скважину опускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером и спецмуфтой-клапаном. Применение данного клапана позволяет осуществлять циркуляцию при очистке пласта после обработки лишь в одном направлении: пласт — скважина — дневная поверхность;
Разработка математических моделей теплового воздействия наПЗПс помощью индукционного воздействия
Результаты расчета представлены в виде зависимости температуры в соответствующих точках (по оси скважины, в цементном камне и в пласте за цементным камнем, т.е в горной породе) от времени действия нагревателя. Из рис.2.3 видно, что наибольший прогрев горной породы во времени достигается при индукционном нагреве, а внутрискважинной жидкости - при нагреве электронагревателем.
С практической точки зрения, важный вопрос- это продолжительность индукционного нагрева, при котором горная порода прогревается выше температуры плавления асфальтено- смолистых и парафиновых отложений (АСПО). Из литературных источников известно, что температура плавления АСПО меняется от 30 до 60 градусов и выше. Из рис.2.3 следует, что при мощности 5 квт область непосредственно за обсадной колонной прогревается выше 60 градусов только после 5 часового непрерывного индукционного воздействия. Для прогревания более удаленных областей необходимо продолжительное индукционное воздействие наПЗП.
Для определения глубины прогрева призабойиой зоны пласта необходимо проанализировать результаты расчета радиального распределения температуры в различные моменты времени. Кроме того, в результате индукционного воздействия прогрев осуществляется не только в радиальном, но и вертикальном направлениях.
Распределение температуры в радиальном направлении при индукционном воздействии приводится на рис.2,4. Здесь продолжительность индукционного нагрева 5 часов (кривая 1, мощность нагревателя 5 квт), 10 часов (кривая 2, мощность 5 квт) и кривая 3 (мощность 2 квт). Из рисунка видно, что при мощности источника 5 квт на удалении 15 см от оси скважины при продолжительности нагрева 10 часов в призабойной зоне пласта температура повышается выше 50 С.
Распределение температуры по стволу скважины для различных моментов времени и мощности нагревателя показано на рис.2,5. Длина нагревателя составляет 50 см. Через 10 часов непрерывной работы индукционного нагревателя наблюдается прогрев призабойной зоны непосредственно за цементным камнем на расстоянии 1.5 метра симметрично от нагревателя. Зависимость температуры от времени для индукционного (1",2",3") нагрева и нагрева ТЭН (1,2,3). Мощность нагревателя 5 кВт. Кривые 1,1" - по оси скважины, 2,2" - в цементном камне, 3,3"- в пласте за цементным камнем. Рис.2.4. Зависимость между мощностью индукционного нагревателя, продолжительностью обработки ПЗП и радиусом прогрева. Радиальное распределение температуры при индукционном воздействии. Вертикальное распределение температуры при индукционном воздействии. 1- 5 часов, мощность 5 кВт, 2-10 часов, мощность 5 кВт, 3- 5 часов, мощность 2 кВт Таким образом, результаты расчета показывают, что, продолжительность тепловой обработки призабойной зоны пласта при индукционном воздействии определяется мощностью индукционного воздействия. При мощности 2 кВт область призабойной зоны пласта непосредственно примыкающая к цементному камню прогревается выше 55С при продолжительности тепловой обработки не менее 15 часов, а при мощности 5 кВт продолжительность тепловой обработки снижается до 8 часов. Для увеличения глубинности прогрева до 15 см - 20 см от оси скважины, необходимое время теплового индукционного воздействия составляет от 10 до 15 часов. поглощения электромагнитного излучения стенкой скважины, -коэффициент поглощения ЭМВ в кабеле, JV„,- мощность излучателя, С Р С р " теплоемкость и плотность воды и жидкости соответственно, теплопроводность жидкости. Скорость v находится исходя из дебита скважины.
Для более точного решения поставленной краевой задачи (2.11) —(2.15) применялся метод конечных разностей. При этом выбиралась неявная схема с фиксированным шагом по времени и пространственным шагом.При выводе конечно-разностных выражений и прогоночных коэффициентов был использован метод простой итерации.
Пространственные L и временные г шаги постоянные. Область Го «r«R была разбита на N шагов. Разностные уравнения записаны в виде, приспособленном для прогонки
Далее при нахождении решения, используя граничное условие (2.1.4) необходимо оценить значения поверхностного источника тепла, возникающего в обсадной колонне за счет индукционного нагрева. Такая оценка может быть проведена из теоретических соображений при условии, когда известны все необходимые параметры (сила индукционого тока, напряженность электрического поля и т.д.). Из экспериментов известно, что зарегистрированная через две минуты после начала нагрева температура стенки трубы составляла 70 С.
Исходя из этого эксперимента, был произведен подсчет коэффициента поглощения В как доли полезно используемой мощности генератора. Для этого решалось уравнение (2.11) без конвективного члена в правой части и после решения данного уравнения получено следующее значение для В =0.08. .Результаты расчета теплового поля при индукционном воздействии с учетом конвективного переноса тепла в пласт Результаты численного решения задачи (2.11.) - (2.15) приводятся в виде зависимостей температуры от времени нагрева на расстоянии двух сантиметров от прибора (Рис.2.6 - Рис.2.7). Сопоставление экспериментальных и теоретических кривых показывает на их удовлетворительное согласование. Анализ данных расчета показывает, что при наличии конвективного переноса тепла наблюдается эффективное прогревание пласта в радиальном направлении, при этом наблюдается некоторое замедление в темпах прогрева внутрискважинной среды. (Т-Т0),С
Разработка методики индукционного нагрева призабойной зоны пласта
Технология воздействия разрабатывалась на добывающих и нагнетательных скважинах Кушкульского месторождения. Поскольку ПЗП добывающих скважин загрязняется асфальтено- смолистыми и 5І парафиновыми отложениями, необходимо понизить вязкость этих загрязнителей и сделать их подвижными за счет повышения температуры в ПЗП. Как уже было отмечено выше, температуру можно повысить различными методами: электрическими, огневыми, теплом, выделяющимся в ходе искусственно создаваемых химических реакций, внутрипластовым горением и т.д. В настоящее время проведение выше перечисленных термических методов ограничено большей частью экономическим фактором и их низкой технологичностью.
Наиболее технологичным и эффективным как показывают результаты анализа литературных данных (глава 1) и теоретические исследования (глава 2) является метод прогрева на основе аппаратуры высокочастотного индукционного воздействия на каротажном кабеле. Нагревание колонны осуществляется по следующей схеме. От генератора, установленного на поверхности, энергия передается по кабелю к индуктору. Прибор устанавливается в скважине, обсаженной металлической обсадной колонной, в интервале продуктивного пласта. Излучаемая электромагнитная энергия за счет потерь при взаимодействии ЭМВ с колонной превращается в тепло, что приводит к нагреву металлической колонны. Далее это тепло за счет кондуктивной теплопроводности идет на разогрев и плавление парафино-смолистых отложений.
Основные характеристики прибора На первом этапе использовалась аппаратура, разработанная ЗАО «Интенсоник» (В.В. Дрягин). В последующем - доработанная с учетом предложений соискателя - аппаратура производства ПКФ «Динер» (Е.А. Халимонов).
Скважинный прибор индукционного нагревателя представляет собой снаряд с индукционной катушкой и встроенным термометром (рис.3.2). Аппаратура для высокочастотного индукционного воздействия на каротажном кабеле имеет следующие основные конструктивные особенности: 1. Аппаратура состоит из скважинного прибора 3, силового наземного блока питания 2, стабилизированного источника питания 1 и блока сопряжения с измерительной частью аппаратуры 4. Подключение скважинного прибора к наземному блоку питания производится по семижильному геофизическому кабелю. Водном проводе три жкга кабеля. 380 vf: Рис.3.2. Блок схема индукционного нагревателя. Здесь: I - преобразователь частоты, П - контрольная панель, III - блок управления. IV выходной усилительный блок, ИП - интервал перфорации, Ц - цементный камень. 2. Регистрация сигнала датчика температуры производится стандартной панелью аппаратуры К2-321М. 3. Длина скважинного прибора 1,9м. 4. Диаметр, скважинного прибора 0,42м. 5. Вес прибора 11,7кг. 6. Напряжение питания наземного блока - три фазы 380 В. Мощность, потребляемая из сети - 8 кВт. 7. Вес силового блока питания 230 кг. 8. Габариты силового блока - 660x590x1430 мм. Характеристики канала измерения температуры: диапазон измерения от +5 до +120 С, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 1 С, показатель тепловой инерции, определяемой в воде, не более 1 секунды. 3.2.2. Разработка методики для добывающих скважин. Разработка методики индукционного воздействия для добывающих скважин проводилась с учетом результатов теоретических исследований и исследований в промысловых условиях путем отработки различных технологических решений. Ниже приведены основные этапы проведения опытно- промысловых исследований: 1. Первый этап работы проводился в статическом состоянии без создания депрессии на пласт. Первоначально был произведен прогрев ПЗП пласта (скв.№ 714 Кушкульской площади). По результатам теоретических исследований нам известно, что время прогрева необходимое для достижения заданной температуры (не менее 55 градусов) составляет от десяти до пятнадцати часов. В данном случае в течение двенадцати часов был произведен прогрев ПЗП скв.№ 714 и достигнута температура 61 градусов. Далее в минимальные сроки произведен спуск насосно-компрессорного оборудования и скважина запущена в эксплуатацию. Однако положительных результатов не было достигнуто. Одной из причин этого является охлаждение ПЗП за время спуска насосно -компрессорных труб и завершения работ по пуску скважины в работу. 2. Следующим этапом произведены экспериментальные работы в колонне КПС Уфимского УГР по определению темпов охлаждения ПЗП в реальных условиях. Длительность прогрева составила 14 часов. Достигнутая температура - от 15 до 35 градусов. В течение двух суток после прогрева осуществлялся контроль за температурой в точке нагрева и оказалось, что уже через 24- 26 часов температура практически восстанавливается до первоначальной. Был сделан вывод, что данный способ обработки путем простого прогрева не эффективен, так как за короткий промежуток времени происходит охлаждение ПЗП и асфальтено- смолистые соединения (АСС) и парафины приобретают первоначальную вязкость. 3. Таким образом, основным условием повышения производительности добывающих скважин является очистка призабойной зоны пласта от различного рода загрязнителей: АСС и парафинов. Такое состояние в скважине можно достичь двумя условиями:
Анализ эффективности
Эффективность воздействия индукционным высокочастотным нагревателем на каротажном кабеле определялась по данным промысловых исследований (табл.4 Л.). Основными критериями оценки является коэффициент продуктивности до и после воздействия, а также изменение состава продукции и длительность эффекта (табл.4.2- 4.4).
На основе промысловых данных проведен анализ эффективности индукционного высокочастотного воздействия по скважинам трех НГДУ АНК Башиефть, результаты которых приведены ниже в таблицах 4.2-4.4.
В НГДУ «Уфанефть» в 1997 - 2001 г.г. на 4-х месторождениях Кушкульское, Бузовязовское, Сергеевское и Ю-Сергеевское методом индукционного высокочастотного нагрева было обработано 82 скважин (табл.4.2). Из них 62 - добывающих, 20 - нагнетательных. Средняя продолжительность эффекта составила 430 суток. По 60 скважинам эффект продолжался и составляет от 300 до 1500 суток. Дополнительно добыто 40016 тонн нефти (650 тонн на скважину).
В НГДУ «Краснохолмскнефть» на 3-х месторождениях (Бураевское, Игровское, Югомашское) технологией высокочастотного нагревателя обработано 8 скважин (табл.4.3). Из них 7 - добывающих, 1 -нагнетательная. Успешность составила -100%, средняя продолжительность эффекта на 01. 2001 г. составила 344 сутки. На всех скважинах эффект продолжается. Дополнительная добыча составила 2543 т (361 т. на скважину).
В НГДУ «Южарланиефть» в 1999 - 2001 г.г. на трех месторождениях (Биавашское, Н-Хазииское, Наратовское) было проведено 8 обработок технологий ИВН (табл.4.4). Успешность составила 88% средняя продолжительность эффекта 100 суток. Дополнительно добыто 1061 т. нефти (151 т. на 1 скважину). ЭФФЕКТИВНОСТЬ обработки пршабойнон зоны пласта с применением индукционного высокочастотного нагревателя на Кушкульском месторождении (по промысловым данным) эф фект продол Всего обработано: 8 скважин, из них : добывающие — 7, нагнетательные - 1 скважина Успешность 100% Средняя продолжительность эффекта 344 сут. ( по всем скважинам эффект продолжается) Дополнительно добыто нефти 2543 тонн Дополнительно добыто нефти на 1 скважину 363 тонн 4.2.2. По данным геофизических исследований скважин Ниже на примере скважины приведенной на рис.4.26-4.27 по геофизическим данным определена эффективность воздействия по следующей схеме: 1. Произведено свабирование до глубины 1000 м. 2. В течение 4-часов осуществлялся контроль за уровнем жидкости, который менялся с глубины 989 м до 965 м. 101 3. Произведено воздействие ИВН по технологии, указанной в главе 3. 4. Произведено повторное свабирование. 5. В течение 4-часов осуществлялся контроль за уровнем жидкости, который изменялся с 994 м до 963 м. По результатам проведенных работ был сделан вывод, что скорость изменения уровня до воздействия составил 6 м/час, после воздействия 8,3 м/час. Т.е. производительность скважины в результате проведенного мероприятия увеличилась в 1,4 раза. температура, град 7Л - f и 60-50-40- » 30-20-ю- -- — — -#- точка нагрева на гл. 2099,6 м1 I 1 и - і і і і і і і 0 12 3 4 5 6 7 время нагрева, час Рис.4.2б. Зависимость изменения температуры от времени при индукционном высокочастотном воздействии на ПЗП, Скв. 454. 102 Рис.4.27. Прослеживание уровня в скв. 454. до и после воздействия на призабойную зону пласта. 4.3.Расчет экономической эффективности Расчет проводился по результатам воздействия на ПЗП в целом по АНК «Башнефть». Исходные данные: 1) Для увеличения дебита скважин АНК «Башнефть» на площадях НГДУ «Уфанефть», НГДУ «Южарланефть» и НГДУ «Краснохолмскнефть» выполнены работы по обработке 78 нефтяных скважин с применением индукционного нагревателя. 2) Дополнительная добыча нефти за счет мероприятия составила 43620 тонн (табл.4.1-4.3). 3) Рыночная стоимость 1 тонны сырой нефти на российском рынке на 01.07.02 г. составляла 2,5 тыс. руб. 4) Издержки: а) условно-переменные расходы на добычу 1 тонны нефти - 0,911 тыс. руб; б) затраты на 1 скважиио-операцию по обработке индукционным нагревателем — 20 тыс. руб; в) дополнительные затраты на капитальный ремонт одной скважины - 126 тыс. руб. 5) Ставка налога на прибыль — 24 % Постановка задачи: определить чистый экономический эффект мероприятия по обработке 78 скважин АНК «Башнефть» с применением индукционного нагревателя. Решение задачи: Экономический эффект настоящего мероприятия будет определен как сумма чистой прибыли, остающейся в распоряжении АНК «Башнефть в результате реализации мероприятия, по следующей формуле: Эф = (В-Зпер-Зм) Кчп (1), где Эф - эффект от реализации мероприятия - чистая прибыль; В — выручка от реализации дополнительно добытой нефти, определяемая по формуле В = К Ц (2), 104 где К - кол-во дополнительно добытой нефти; Ц - рыночная стоимость 1 тонны нефти. 3 пер - условно-переменные издержки на добычу дополнительной нефти, определяемые по формуле: 3 пер = К 3 тн (3), где 3 тн - условно-переменные затраты на добычу 1 тонны нефти. 3 м - затраты на реализацию мероприятия, определяемые по формуле 3 м = (3 об + 3 к) Скв (4), где 3 об - затраты на 1 скважино-операцию по обработке индукционным нагревателем; 3 к - дополнительные затраты на капитальный ремонт одной скважины. К чп - коэффициент расчета чистой прибыли после уплаты налога на прибыль, определяемый по формуле: К чп = 1- Сн (5); где Сн - ставка налога на прибыль. Подставив формулы (2)- (5 ) в формулу (1) имеем Эф = (К Ц - 3 пер - (3 об + 3 к) Скв) (1 -Сн) (6), Используя исходные данные произведем расчет чистой прибыли в результате реализации мероприятия по формуле 6: Эф = (43620 тн 2,5 т.р. - 43620 тн 0,911 т.р. - (126 т.р.+20 т.р) 78 скв) (1-0,24) = (109 050 т.р. - 39 738 т.р - 11 388 т.р.) 0,76 = 44 022 т.р. Структура выручки от реализации дополнительно добытой нефти в 78 скважинах Чистая прибыль 41% Налог на прибыль 13% Текущие затраты на добычу 36% Затраты на мероприятие 10% 105 В результате обработки 78 скважин с применением индукционного нагревателя дополнительно добыто 43,62 тыс.тонн нефти, что составляет 109,1 млп.руб. дополнительной выручки. Одновременно, на увеличение дебита и извлечение 43,62 тыс.тонн нефти затрачено 51,1 млп.руб., что с учетом 24 % налога на прибыль принесло 44,0 млн.руб. чистой прибыли АНК «Башнефть», Рентабельность мероприятия составляет 86 %. В таблице 4.5 приведены данные по расчету экономической эффективности мероприятия по применению индукционного нагревателя. Таблица №4.5 Расчет экономического эффекта мероприятия по применению индукционного нагревателя Исходные данные: Для увеличения дебита скважин с применением индукционного нагревателя обработано 78 скважин на месторождениях НГДУ «Уфанефть», НГДУ «Южарланнефть», НГДУ «Краснохолмскнефть» пп Показатели Ед.изм. Значение показателя 1. Дополнительная добыча за счет мероприятия тыс.тонн 43,62 2. Цена I тонны нефти на внутреннем рынке ты с.руб. 2,5 3. Дополнительная выручка за счет мероприятия ты с.руб. 109050 4. Условно-переменные затраты на добычу 1 тн нефти тыс/руб/т II 0,911 5. Всего условно-переменных затрат на доп.добытую нефть за счет мероприятия тыс.руб. 39738 6. Всего затрат на мероприятие - в т.ч. тыс.руб. 11388 6.1. Капремонт скважин на 78 скважин тыс.руб. 9828 6.1.1. Капремонт скважин на 1 скважину тыс.руб. 126 6.2. Индукционный нагрев 78 скважин тыс.руб. 1560 6.2.1. Индукционный нагрев 1 скважин тыс.руб. 20 7 Всего затрат (стр.5+стр.6) тыс.руб. 51126 106 8. Прирост балансовой прибыли (стр.З-стр.7) тыс.руб. 57924 9. Налог на прибыль (24%) тыс. руб. 13902 10. Прибыль, остающаяся в распоряжении п/п, за счет реализации мероприятия тыс.руб. 44022 Выводы: Опытно- промышленное опробование разработанной методики осуществлялось в трех НГДУ АНК Башнефть на различных объектах различных месторождений. На основе анализа промысловых данных показана эффективность индукционного метода воздействия. Критериями оценки являются изменение коэффициента продуктивности, состава продукции и длительность сохранения изменившихся параметров. Осуществлен расчет экономической эффективности от результатов воздействия на ПЗП индукционным методом. Показано, что в результате обработки 78 скважин получено АНК Башнефть 44 млн.руб. чистой прибыли.
Похожие диссертации на Технология индукционного воздействия на призабойную зону пласта аппаратурой на каротажном кабеле
