Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы извлечения высоковязких нефтей из порово трещинных коллекторов и пути их решения 7
1.1 Интенсификация добычи высоковязкой нефти с применением электронагрева и подачи химического реагента в заданную точку скважины 7
1.2 Интенсификация добычи высоковязкой нефти с применением импульсного воздействия 17
1.3 Извлечение высоковязких нефтей при эксплуатации высокообводнённых участков нефтяных месторождений 46
2 Теоретические аспекты и технологические особенности выработки остаточных запасов высоковязких нефтей 63
3. Теоретические основы использования динамических процессов для повышения выработки остаточных запасов высоковязкой нефти 75
3.1 Физические основы динамического воздействия на пласт 75
3.2 Волновые технологии 81
3.3 Эффекты односторонне направленных движений включений, взвешенных в колеблющейся жидкости 85
3.4 Эффект ускорения течения жидкости в капиллярах и пористых средах
4 Определение гидродинамических характеристик призабойной зоны малодебитных скважин 108
5 Обоснование и промысловая апробация технологий химической обработки трещенно-поровых карбонатных коллекторов совместно с волновым воздействием в процессе её проведения 131
5.1 Выбор объекта испытаний 131
5.2 Выбор диспиргатора-ингибитора КХ-100 НР-1 совместно с реагентом АСПОР-1 для обработок призабойной зоны продуктивных пластов, содержащих высоковязкую нефть 144
5.3 Техника и технология совмещения химической обработки карбонатных коллекторов с наложением на процесс волнового поля с управляемыми амплитудно-частотными характеристиками
5.3.1 Разработка волнового генератора управляемых характеристик 153
5.3.2 Совмещенная технология волновой и химической обработки карбонатных
коллекторов 158
Основные выводы и рекомендации 163
Список литературы
- Интенсификация добычи высоковязкой нефти с применением импульсного воздействия
- Извлечение высоковязких нефтей при эксплуатации высокообводнённых участков нефтяных месторождений
- Эффекты односторонне направленных движений включений, взвешенных в колеблющейся жидкости
- Техника и технология совмещения химической обработки карбонатных коллекторов с наложением на процесс волнового поля с управляемыми амплитудно-частотными характеристиками
Введение к работе
Актуальность этой проблемы такова, что, как правило, воздействие на продуктивный пласт производится в нагнетательных и добывающих скважинах, что предопределяет возникновение в неоднородном продуктивном пласте «застойных» зон, не вовлеченных в процесс фильтрации.
Кроме этого, большая доля запасов представлена высоковязкими, так называемыми битуминозными нефтями. Существующие технологии решают проблему извлечения таких нефтей путём снижения их вязкости за счёт повышения температуры и добавления различного рода разжижителей. Открываются широкие возможности применению волновых технологий подачи в пласт волновой энергии для воздействия на залежи высоковязких нефтей волновыми полями расчётных режимно-технологических параметров.
Наиболее проблемными являются месторождения, нефтяные пласты которых представлены известняками с порово-трещинной структурой коллектора, работающая часть которого составляет 20-40%.
Существующие технологии интенсификации текущей нефтедобычи из карбонатных коллекторов заключаются в увеличении фильтрационно-емкостных характеристик скелета породы за счёт растворения карбонатов и уменьшения вязкости добываемого флюида. Следует отметить, что при воздействии на скелет соляной кислоты резко увеличивается вязкость нефти. Волновые технологии способны решить и эту проблему.
На регулирование скорости химических реакций и увеличение глубины проникновения кислотного раствора и нацелено настоящее исследование за счет
наложения волнового поля в технологиях кислотных обработок карбонатных коллекторов.
Фундаментальные эффекты трансформирования колебаний и волн в односторонне направленные перемещения, открытые академиком РАН Ганиевым Р.Ф. и его учениками, такие как: односторонне-направленные перемещения жидких и твердых частиц; ускорение течения жидкости в капиллярах и пористых средах; резонансы в зонах перфорации скважин; нелинейное резонансное взаимодействие волн – позволили по-новому подойти к разработке технологий совмещения кислотных и волновых обработок призабойной и приствольной зон добывающих скважин.
Степень разработанности темы до настоящего момента недостаточная с точки зрения применения теории нелинейной волновой механики многофазных сред и её эффектов для воздействия на реологические характеристики высоковязкой нефти в сторону их снижения в волновом поле. Разрабатывается новый подход к совмещению волнового воздействия и обработки различными агентами для увеличения эффективности обработки карбонатных коллекторов.
Обоснованию таких технологий и экспериментальному их подтверждению и посвящена настоящая диссертационная работа.
Цель работы: сохранение темпов добычи высоковязких нефтей из карбонатных коллекторов на поздней стадии их разработки.
Основные задачи исследований
-
Аналитический обзор проблем извлечения высоковязких нефтей из порово-трещенных коллекторов, теоретическое обоснование технологических особенностей выработки остаточных запасов на поздней стадии разработки.
-
Использование динамических процессов для повышения выработки остаточных запасов высоковязкой нефти.
3. Исследование и разработка комплексной волновой технологии физико-
химического воздействия на продуктивные пласты, содержащие карбонатные
коллектора.
4. Промысловая апробация технологии совмещения химической обработки с управляемым волновым воздействием в процессе восстановления и интенсификации притока.
Научная новизна
1. Теоретическое обоснована возможность увеличения текущей
нефтедобычи и конечной нефтеотдачи карбонатных коллекторов при применении
волновых технологий в процессах добычи высоковязких нефтей.
2. Научно обоснованы режимы волнового воздействия на призабойную
зону в процессе химической обработки продуктивного пласта.
3. На основании теории генерации волнового поля в вихревых генераторах
расcчитаны режимы их работы (АЧХ) для определенных условий (глубина
скважины, вязкость прокачиваемой жидкости, а также соотношения диаметров
обсадной колонны и насосно-компрессорных труб) и возможность управления
АЧХ на различных этапах технологии. (Патент на полезную модель № 114999 от
20.04.2012 «Устройство для очистки продуктивного пласта»).
Теоретическая и практическая значимость работы
-
Комплексная волновая технология физико-химического воздействия, прошедшая широкую промысловую апробацию, позволяет сохранить темпы добычи высоковязких нефтей из карбонатных коллекторов.
-
Синтезирован новый реагент АСПОР-1 с добавкой уникального диспергатора-ингибитора КХ-100 НР-1 позволяющий синергетически повысить эффект воздействия как на карбонатный коллектор, так и на снижение вязкости добываемой нефти.
3. Промысловый эксперимент совмещения химической обработки с
управляемым волновым воздействием показал широкие возможности новой
технологии и рекомендуется для промышленного внедрения.
Методология и методы исследований
Обобщение исходного геофизического и геологического материала при выборе объекта исследования, анализ технологических свойств химических реагентов для обработки продуктивных пластов, содержащих высоковязкую
нефть, гидродинамические исследования, геофизические методы исследования, численное моделирование, статистический анализ и обобщение на основе планирования и обработки результатов наблюдения.
Положения, выносимые на защиту
1. Теоретически обоснованы технологические особенности выработки
остаточных запасов высоковязких нефтей из порово-трещинных коллекторов на
поздней стадии их разработки;
2. Экспресс-метод определения гидродинамических характеристик
призабойной зоны малодебитных скважин (Патент № 2559247);
3. Рецептура для обработки призабойной зоны продуктивных пластов
реагентом «АСПОР-1» с добавкой до 15% уникального диспергатора-ингибитора
АСПО «КХ-100 НР-1», которая предложена для реализации технологии
химической обработки продуктивного пласта совместно с его волновой
обработкой;
4. Технология совмещения химической обработки с управляемым
волновым воздействием в процессе восстановления и интенсификации притока.
Степень достоверности и апробация результатов работы
Достоверность результатов работы подтверждена геофизическими и гидродинамическими исследованиями скважин подвергнутых волновой обработке.
Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались в рамках конференции «Эксплуатация осложненного фонда», г. Казань, 2013 г., конференциях «Сокращение удельных затрат на добычу нефти», г. Москва, 2014-2015 гг., конференции «Добыча нефти. Энергоэффективность.» г. Москва, 2014 г. на ежегодных научных семинарах НЦ НВМТ РАН, 2013-2015 гг.
Публикации
По результатам проведенных исследований опубликовано 10 научных работ, 6 из которых опубликованы в научных журналах, входящих в перечень ВАК. Приоритетность исследований подтверждена 7 патентами Российской Федерации.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы из 117 наименований и трёх приложений. Работа изложена на 224 страницах машинописного текста и содержит 37 рисунков и 12 таблиц.
Интенсификация добычи высоковязкой нефти с применением импульсного воздействия
Приведём пример осуществления способа добычи высоковязкой нефти с применением электронагрева и подачи химического реагента в заданную точку скважины.
Он содержит следующие этапы: - спускают в призабойную зону скважины на колонне насосно-компрессорных труб средство подачи химического реагента в заданную точку скважины, средство нагрева продукции скважины, а также средство добычи нефти; - подают первую дозу химического реагента в призабойную зону скважины при помощи средства подачи химического реагента в заданную точку скважины в течение 10-40 часов, причем в качестве химического реагента используют деэмульгатор, а первая доза химического реагента находится в диапазоне от 1 до 10 кг/сут; - осуществляют в течение 10-40 часов электронагрев продукции скважины с помощью средства нагрева продукции скважины для прогрева призабойной зоны до температуры в диапазоне 50-60C, при этом подаваемую дозу химического реагента снижают до второй дозы, причем вторая доза химического реагента составляет 0,04-0,06 кг/сут; - осуществляют добычу нефти при помощи средства добычи нефти, при этом управляют подачей химического реагента и электронагревом продукции скважины с помощью средства управления, так чтобы поддерживать подачу второй дозы химического реагента, а температуру нефти - в предварительно заданном диапазоне температур, составляющем 30-60C.
Для реализации этого способа нами разработано устройство (Рисунок 1.1) добычи высоковязкой нефти (Патент RU 134575 U1). Устройство предназначено для теплового воздействия на пласт высоковязкой нефти. Техническим результатом является снижение кинематической вязкости добываемой нефти. Устройство включает греющий элемент, насосно-компрессорные трубы (НКТ), с установленным в них насосом для подъема нефти. Содержит по меньшей мере одну капиллярную трубку для доставки химического реагента в заданную точку скважины, дозатор для дозирования химического реагента, штанги, устьевую арматуру, верхний привод, греющий элемент, содержащий греющий кабель, размещенный в заданной точке скважины, станцию управления, выполненную с возможностью одновременного управления подачей химического реагента и нагревом греющего элемента.
Известно устройство для тепловой обработки скважин и газогидроразрыва пласта (патент RU 110127, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/26, опубл. 10.11.2011), включающее спускаемый в скважину на кабеле, проволоке или гибкой трубе через обсадную трубу и колонну насосно-компрессорных труб генератор тепла скважинный с гидрореагирующим составом, не способным к горению за счет внутренних ресурсов и обладающим свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию, по меньшей мере, с водой скважинной жидкости с выделением тепла и газофазных продуктов.
Известно устройство нагрева нефтедобывающей скважины с штанговым глубинным насосом (патент RU 2280153, МПК Е21В 43/24, Е21В 37/00, Е21В 36/04, опубл. 20.07.2006), содержащее гибкий изолированный нагревательный кабель, источник питания, к которому через станцию управления нагревом кабеля подсоединен этот кабель, который помещен в колонну полых насосных штанг глубинного штангового насоса с наружным диаметром 12-74 мм, совершающих возвратно-поступательные движения внутри колонны насосно-компрессорных труб.
Известно устройство теплового воздействия на нефтяной пласт (патент RU 2379495, МПК Е21В 43/24, Е21В 36/04, опубл. 20.01.2010), включающее скважинный электронагреватель с токопроводом, размещенные на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ, колонна НКТ выше скважинного электронагревателя, но ниже динамического уровня продукции в скважине снабжена пакером, герметично разделяющим межколонные пространства скважины, при этом ниже пакера в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а выше пакера в колонне НКТ установлен вставной штанговый глубинный насос, причем колонна НКТ снизу заглушена, что увеличивает площадь теплопередачи на участке колонны НКТ от заглушки до радиальных отверстий.
Известно устройство теплового воздействия на пласт с тяжелыми нефтями (патент RU 2378504, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2010), ближайшее по технической сущности и принятое за прототип, включающее скважинный электронагреватель с токопроводом, размещенные на колонне насосно компрессорных труб - НКТ, колонна НКТ выше скважинного электродвигателя, но ниже динамического уровня продукции в скважине, снабжена пакером, герметично разделяющим межколонное пространство скважины, при этом ниже пакера и выше электронагревателя в колонне НКТ выполнены входные каналы, а выше входных каналов в колоне НКТ установлен вставной глубинный насос, причем колонна снизу заглушена, при этом колонна НКТ снаружи выше пакера снабжена соединенными с токопроводом дополнительными электронагревателями, которые установлены на расстоянии, достаточном для поддержания продукции скважины в нагретом и текучем состоянии.
Задачей, на решение которой направлена полезная модель, является увеличение дебета скважины по добыче высоковязкой нефти за счет снижения кинематической вязкости добываемой нефти, увеличения межремонтного интервала насосного оборудования за счет снижения тяжести режима работы, снижение энергопотребления при добыче высоковязкой нефти.
Технический результат достигается тем, что в устройстве теплового воздействия на пласт высоковязкой нефти, включающем греющий элемент, насосно-компрессорные трубы (НКТ), с установленным в них насосом, новым является то, что устройство содержит по меньшей мере одну капиллярную трубку для доставки химического реагента в заданную точку скважины, дозатор для дозирования химического реагента, штанги, устьевую арматуру, верхний привод, греющий элемент, содержащий греющий кабель, размещенный в заданной точке скважины, станцию управления, выполненную с возможностью одновременного управления подачей химического реагента и нагревом греющего элемента.
Извлечение высоковязких нефтей при эксплуатации высокообводнённых участков нефтяных месторождений
Для определения распределения остаточной нефтенасыщенности в общем случае требуется знать скорость фильтрации или локальной градиент давления. Таким образом, для установления распределения остаточной нефти в удаленных зонах пласта, где течение нельзя свести ни к линейному, ни к радиально-симметричному, требуется знать распределение скоростей фильтрации или давлений. В настоящее время гидродинамические модели для определения распределения остаточной нефтенасыщенности уже создаются [27, 29]. На рис.1.20. в качестве примера дано распределение остаточной нефтенасыщенности, полученное путем моделирования. Распределение остаточной нефтенасыщенности в околоскважинном пространстве
Рассмотрим вариант стационарной фильтрации в промытом нефтяном пласте в околоскважинной зоне (течение считаем радиально-симметричным), когда в потоке имеется либо одна вода, либо вода с незначительным количеством нефти. В случае, когда коллектор представлен гидрофильным песчаником, в этой части пласта будет в основном капиллярно - защемленная остаточная нефть. Лишь незначительная часть нефти фильтруется по сквозным шнуровым каналам. Отмеченное соответствует поздней стадии разработки, при которых поток жидкости, поступающей в скважину, почти полностью представлен водой. Аналогичные условия возникают в наблюдательной скважине, вскрывающей выработанную зону продуктивного пласта.
Околоскважинная зона пласта характеризуется значительно большей (на один – два порядка) скоростью фильтрации, чем удаление части пласта. Поэтому возможны ситуации, когда в околоскважинной зоне будет превышено первое критическое значение капиллярного числа Nс1 и произойдет доотмыв некоторого количества остаточной нефти. При этом возникает зональная неоднородность, связанная с различной фазовой проницаемостью для воды на различном расстоянии от скважины.
Соответствующие аналитические выражения, учитывающие данные особенности, позволяют рассчитать остаточную нефтенасыщенность в околоскважинных зонах. На рис.1.21. приведены результаты такого расчета с использованием экспериментальных данных Чатзиса и Морроу.
Ограничение водопритоков [30]. Высокая обводненность скважин в значительной степени связана с характером распределения в залежи невыработанных запасов нефти.
В чисто нефтяной зоне, по данным бурения и электрометрии, установлено, что вблизи нагнетательных скважин, где скорости фильтрации велики, закачиваемая вода движется по всей толщине разреза, при удалении от нагнетательного ряда (в зоне отбора) – опережающе по нижней части горизонта. Таким образом, несмотря на высокую однородность разреза и слабую его расчлененность, в чисто нефтяной зоне отмечается некоторое отставание выработки запасов верхней части горизонта, вследствие этого часть запасов данной зоны извлекается в режиме разработки водонефтяной зоны.
В ВНЗ большая часть закачиваемой воды уходит в водонасыщенную часть разреза с опережающим продвижением по нижним интервалам. Обобщение данных показывает, что заводнение пласта вблизи нагнетательных скважин осуществляется приемлемыми темпами. Отмеченное характерно для области пласта, прилегающей к добывающим скважинам, где темпы прокачки жидкости максимальны. Отбираемая пластовая вода играет такую же роль, как и закачиваемая вода. Промывая переходную зону, она способствует перемещению ВНК к кровельной части разреза. На участках между добывающими скважинами, где степень промывки залежи уменьшается, соответственно снижается и влияние капиллярных сил на подъем ВНК. В случае как с нагнетательными, так и с добывающими скважинами перемещение ВНК способствует оттеснению нефти к верхним интервалам перфорации. По этой причине, как правило, между добывающими скважинами в кровельной части пласта всегда остается нефть. В частности, получены данные, согласно которым даже на высокообводненных участках площади (обводненность превышает 90%), в зонах сводовой части залежи на расстоянии между скважинами более 200 м остаются незаводненными не менее 50% нефтенасыщенных толщин.
Таким образом, водоносный слой является естественным источником обводнения и проводником закачиваемой воды в добывающие скважины. Поэтому динамика обводнения скважин зависит от гидродинамической связи песчаных тел с областью питания, т.е. от гидродинамической связи по разрезу скважины (расчлененности разреза). Фактором, определяющим этот параметр связи, является наличие естественных глинистых разделов. Это можно проиллюстрировать ранее проведенными исследованиями, которые устанавливают зависимость объема безводной добычи нефти в ВНЗ от наличия глинистого раздела между водо- и нефтенасыщенными интервалами. При его отсутствии в разрезе скважин, как показали исследования, в 60% случаев безводная добыча нефти на 1 м нефтенасыщенной толщины не превышает 500 т. В то же время в 70% скважин, где между интервалами перфорации и ВНК отмечается непроницаемый экран, безводная добыча нефти составляет более 1000 т.
Разработка ВНЗ на отдельных участках осложняется наличием глинистого прослоя, который прослеживается от нагнетательных до добывающих скважин. Это вызывает перераспределение объемов закачиваемой воды в кровельную часть разреза таким образом, что фронтальная составляющая процесса вытеснения становится сравнимой с влиянием на процесс разработки подъема ВНК. Обводнение скважин происходит вследствие как подтягивания подошвенной воды, так и ее продвижения по кровельной части массивного коллектора.
Специальные исследования показывают, что наибольшая плотность остаточных запасов нефти в основном сконцентрирована в межскважинных зонах локально приподнятых участков, в прикровельных слоях залежи. Это особенно характерно, когда нагнетательные скважины расположены по абсолютным отметкам ниже, чем добывающие.
Таким образом, при сложившемся характере выработки доизвлечение остаточных запасов нефти связано с огромными объемами попутно добываемой воды, которые обусловлены: а) образованием конусов обводнения в результате возникновения воронки депрессий, подъемом ВНК; при этом заводненные и начально водонасыщенные подошвенные слои являются естественным источником питания и обводнения вышележащих интервалов; б) меньшим охватом заводнения прикровельных зон, что также обусловливает длительный процесс доизвлечения нефти при высокой обводненности (96-98%); в) наличием высокопроницаемых промытых интервалов пласта. Иными словами, доразработка массивных залежей связана с длительным малоэффективным с точки зрения экономики процессом. Имеются три основных традиционных варианта решения задачи доизвлечения остаточных запасов и сокращения сроков разработки: - бурение уплотняющих скважин в зонах концентрации остаточных запасов нефти, что связано со значительными капитальными вложениями; - интенсификация системы заводнения, что тоже связано с дополнительными энергетическими затратами и увеличением объемов попутно добываемой воды;
Эффекты односторонне направленных движений включений, взвешенных в колеблющейся жидкости
В результате полученных данных делается вывод о состоянии призабойной зоны скважины после проведения какого-либо метода увеличения нефтеотдачи пласта. В случае получения «положительных» (скин-фактор -отрицательный) данных принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта. В случае получения «отрицательных» (скин-фактор -положительный) данных принимается решение о прекращении (приостановке) применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта.
Согласно другому варианту экспресс-способу решение о возможности применения или приостановке использования используемой обработки скважины принимается на основе двух или более параметров, вычисляемых согласно вышепреведенным выражениям.
Одновременно с этим, предложенный алгоритм исследования оказывает существенное влияние на простой скважины. Проведение замеров во время освоения сокращает простой скважины примерно на 15 суток, что сокращает потери нефти при проведении ГДИ.
В настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые, традиционные способы исследования являются весьма затратными для скважин с трудноизвлекаемыми запасами, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, нередко и месяцами.
Предлагается использовать экспресс-способ по определению характеристик пласта призабойной зоны скважины с помощью специальной автоматизированной системы, устанавливаемой непосредственно на самой скважине. Согласно другому аспекту экспресс-способа была предложена соответствующая система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, реализующая описанный выше способ.
Для получения необходимых данных и дальнейших расчетов характеристик пласта предлагается устанавливать на скважинах автоматизированную установку, осуществляющую измерения. На устье скважины устанавливается оборудование (рисунок 4.5) в виде двух автоматизированных устройств: эхолот (6), предназначенный для измерения уровней, проботборник (5) и средство для замеров объема извлекаемой жидкости (7). Предпочтительно замеры производятся с частотой не менее 10 минут для получения более точных конечных данных. Все полученные данные автоматически передаются в центральную инженерно-техническую службу (ЦИТС). Значения плотности и вязкости усредняются за период восстановления уровня после первого часа.
Таким образом предложенная система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин содержит: средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового; средство измерения кривой восстановления уровня; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (, сПз); средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (H H, м); средство измерения времени восстановления уровня (t, час); средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины, при этом если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, а если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводе ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта.
Следовательно, в настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые традиционные методы исследования являются весьма затратными для скважин с трудноизвлекаемыми запасами, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, нередко и месяцами.
Предлагается также использовать экспресс-метод по определению характеристик пласта призабойной зоны скважины с помощью специальной автоматизированной системы, устанавливаемой непосредственно на самой скважине.
В настоящее время на нефтяных предприятиях данные, полученные при исследованиях КВУ/КВД, обрабатываются, в основном, двумя способами -методом Хорнера (преимущественно) и методом Минеева. При этом используемая схема освоения скважины на данный момент представлена на рисунке 4.6, а.
Экспресс-способ, разработанный авторами, предоставляет возможность оперативно рассчитать все необходимые характеристики пласта, преимущественно данные по ПЗС, сократив сроки исследования скважины. В данном случае используется схема освоения, представленная на рисунке 4.6, б. Предложенный способ исследования проводится во время освоения скважины. При этом ведется контроль за объемом откачиваемой жидкости, его качеством, плотностью и его уровнем в скважине во времени. Отслеживание и изучение этого процесса характеризуют фильтрационные свойства ПЗС. Предложенная система позволяет детально изучать состояние призабойной зоны любой малодебитной скважины, оперативно планировать проведение дополнительных мероприятий по очистке призабойной зоны скважин и ее стимуляции, снижать затраты за счет сокращения сроков освоения до 10% от стоимости скважины. Подытоживая сказанное перечислим этапы экспресс-способа определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин: - при освоении скважины осуществляют снижение давления в скважине до давления ниже пластового; - осуществляют измерение кривой восстановления уровня; - измеряются следующие параметры скважины: плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения ( кг/см3); вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (, сПз); нефтенасыщенная толщина (h, см); конечная отметка цикла откачки жидкости (НК, м); отметка уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); начальная отметка следующего цикла освоения (HH, м); время восстановления уровня (t, час); объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); - на основании указанных выше измеренных параметров скважины вычисляют скин-фактор; - если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта; - если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводят ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, причем для реализации этапа снижения давления в скважине используется процесс создания депрессии для вызове притока во время освоения скважины.
Техника и технология совмещения химической обработки карбонатных коллекторов с наложением на процесс волнового поля с управляемыми амплитудно-частотными характеристиками
В целом, при добавлении исследуемого реагента наблюдается рост растворяющей способности органических растворителей по отношению как к асфальтеновому, так и парафиновому типам АСПО, что делает реагент универсальным к применению.
Таким образом можно сделать следующие выводы.
1. Добавление к органическим растворителям реагента КХ-100 НР-1 в количестве 2% масс, в среднем повышает растворимость АСПО асфальтенового и парафинового типов на 5-15%. Эффект реагента более выражен в случае специализированные растворителей сложного состава (например, серии ФЛЭК).
2. В рамках опытно-промышленных испытаний рекомендовать реагент КХ-100 НР-1 к использованию на скв. №406 Гагаринского, скв. №295 Ярино-Каменноложского, скв. №№190, 265 Ольховского месторождений для добавления в БГС, скв. №9212 Баклановского месторождения для добавления к растворителям АСПО серии ФЛЭК при проведении промывок скважин. Лабораторные испытания реагента КХ-100 НР-1 были проведены в ООО «РН-УфаНИПИнефть (Приложение 2.2). Показано:
1. Добавление диспергатора КХ-100 НР-1 в количестве 2 - 5% существенно увеличивает до 96 - 100 % моющую и растворяющую способность композиционных растворителей АСПО, при этом специфичность к типу АСПО практически устраняется. Этот факт делает применение КХ-100 НР-1 универсальным. Композиции с добавкой реагента КХ-100 НР-1 в растворители рекомендуется для удаления сформировавшихся АСПО в трубопроводах, резервуарах и скважинах. С целью уменьшения стоимости композиции рекомендуется использовать базовые растворители (этилбензольную фракцию, стабильный бензин и др.) или легкую нефть.
2. Реагент КХ-100 НР-1 обладает хорошими ингибирующими АСПО свойствами. Возможно использование композиций с реагентом КХ-100 НР-1 для обработки призабойной зоны с целью удаления нефтяных отложений из порового пространства.
Промысловые испытания реагента КХ-100 НР-1 были проведены ЗАО «Импульс Нефтесервис» (Приложение 2.3). Полученные данные позволяют сделать вывод об экономической целесообразности применения диспергатора АСПО «КХ-100 НР-1».
Продукт «КХ-100 НР-1» сертифицирован и допущен к применению на территории Российской Федерации (Приложение 1.4).
Институтом ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республика Башкортостан» проведены лабораторные испытания реагента КХ-100 НР-1 в качестве добавки к разработанному ими реагенту на основе «АСПОР-1»
Реагент «АСПОР-1» применяется в комплексной обработке призабойной зоны скважин с целью растворения уже образовавшихся АСПО и предупреждения отложений асфальтеносмолистопарафинистого происхождения. Варианты технологий применения комплексного растворителя «АСПОР-1»: - технологии обработок призабойной зоны пластов добывающих и нагнетательных скважин комплексным растворителем «АСПОР-1» с целью восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин; - технологии удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования; - комплексные технологии совместно с другими реагентами: соляная кислота, осадкогелеобразователи, ПАВ и др. Комплексный растворитель представляет собой смесь продуктов переработки углеводородного сырья и поверхностно-активных веществ. Комплексный растворитель «АСПОР-1» (ТУ 2458-005-84449478-2009) выпускается в 3-х модификациях: - марка «А» - для отложений с преимущественным содержанием парафинов; - марка «Б» - для отложений с преимущественным содержанием асфальтенов; - марка «В» - для смолистых отложений. Реагент-диспергатор парафиноотложений КХ-100 НР-1 является модифицирующей добавкой к «АСПОР-1». КХ-100 НР-1 представляет собой смесь алкильных эфиров жирных кислот и оксодецил ацетата. Добавление КХ-100 НР-1 к растворителям в количестве до 2% повышает эффективность растворения АСПО на 5-15% в зависимости от конкретных условий. КХ-100 НР-1 обладает ингибирующими АСПО свойствами.
Для обработки карбонатных пород необходимо использовать инструкцию по проведению обработок призабойной зоны продуктивных пластов реагентом «АСПОР-1», его модификациями и композициями на основе «АСПОР-1» (Приложение 1.5).
Для совмещения химической обработки с динамическим воздействием рассмотрим технику и технологические особенности волнового воздействия в таких технологиях.
Техника и технология совмещения химической обработки карбонатных коллекторов с наложением на процесс волнового поля с управляемыми амплитудно-частотными характеристиками
Нами было разработано устройство для вызова притока нефти и обработки призабойной зоны скважины путем создания депрессии на пласт, создания нелинейных волновых колебаний потока жидкости и принудительного откачивания продуктов очистки с выносом их на поверхность (Патент на полезную модель № 114999 от 20.04.2012 «Устройство для очистки продуктивного пласта»). Технической задачей данного устройства для очистки продуктивного пласта является создание в зоне продуктивного пласта нелинейных волновых колебаний, которые в резонансном режиме с собственными колебаниями объекта обеспечивают мощные колебания каркаса коллектора и жидкости в нем находящейся, в т.ч. и загрязняющих веществ, блокирующих каналы, обеспечивающие продвижение жидкости к забою скважины, обеспечение "отсасывания" жидкости вместе с загрязняющими частицами из обрабатываемой зоны пласта и вовлечение ее в поток, прокачиваемый с поверхности для привода генератора в работу, а также упрощение конструкции, повышение надежности работы и производительности.
Устройство для очистки продуктивного пласта, характеризуется тем, что оно содержит установленный на колонне насосно-компрессорных труб полый объемный башмак с выносными каналами в его корпусе и герметично соединенный с ним полый объемный волновой генератор с эксцентрично расположенными и диаметрально противоположно направленными входными каналами на его боковой поверхности для создания вихревого движения в полости генератора, сообщенной соответственно с полостью башмака и его выносными каналами, а башмак снабжен кольцевой манжетой и выполнен с напорным каналом в его теле для регулировки поджатия манжеты, причем основание башмака выполнено с центральным сквозным отверстием и с сопряженной с ним приемной трубой, сообщенной с выносными каналами башмака.