Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Методы воздействия на призабойную зону скважин 20
1.1. Физико-химические методы 21
1.2. Тепловые методы 25
1.3. Газовые методы 26
1.4. Гидродинамические методы 29
1.5. Акустические методы 30
1.6. Гидравлический разрыв пласта 32
1.7. Выводы по главе 35
Глава 2. Исследование эксплуатационного фонда скважин и геолого-промысловая характе ристика состояния разработки залежи фундамента месторождения "белый тигр" 36
2.1. Анализ фонда скважин в СП "Вьетсовпетро" 36
2.2. Коэффициенты эксплуатации и использования добывающего фонда скважин залежи фундамента месторождения "Белый Тигр" 44
2.3. Геолого-промысловая характеристика состояния разработки залежи фундамента месторождения "Белый Тигр" 45
2.4. Выводы по главе 57
Глава 3. Исследование причин ухудшения прони цаемости и методов обработки призабойной зоны скважин фундамента месторождения "белый тигр" 59
3.1. Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны скважин 59
3.2. Методы обработки призабойной зоны скважин месторождения "Белый Тигр" 62
3.3. Выводы по главе 70
Глава 4. Совершенствование методов и технологии воздействия на призабойную зону скважин 72
4.1. Совершенствование технологии кислотных обработок призабойных зон скважин 74
4.2. Результаты лабораторных испытаний кислотных составов на модели пласта фундамента месторождения "Белый Тигр" 80
4.3. Технология воздействия на призабойную зону скважин с использованием малогабаритных комплексных аппаратов 93
4.4. Технология локального гидроразрыва с помощью пороховых генераторов давлений 95
4.5. Технология интенсификации притока скважин методом кислотно - гидроударного воздействия 96
4.6. Совершенствование технологической схемы проведения обработки призабойной зоны скважин 106
4.7. Выводы по главе 113
Глава 5. Исследование метода увеличения нефтеотдачи закачкой радиооблученного полимера в фундаменте месторождения "белый тигр", 115
5.1. Результаты исследования радиооблученных полимеров в институте Ядерных исследований 119
5.2. Лабораторные испытания процесса вытеснения нефти водой и оторочкой раствора радиооблученного полимера на модели пласта залежи фундамента месторождения "Белый Тигр" 120
5.3. Выводы по главе 137
Основные выводы 138
Список использованной литературы 140
- Физико-химические методы
- Коэффициенты эксплуатации и использования добывающего фонда скважин залежи фундамента месторождения "Белый Тигр"
- Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны скважин
- Результаты лабораторных испытаний кислотных составов на модели пласта фундамента месторождения "Белый Тигр"
Введение к работе
Актуальность проблемы. Месторождения СП «Вьетсовпетро» в настоящее время находятся в поздней стадии разработки, которая характеризуется низкими темпами отбора запасов нефти, высокой обводненностью продукции.
Темпы прироста разведанных запасов отстают от темпов роста нефтедобычи. В этих условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта с участка залежи фундамента, так как более 90 % добытой нефти по месторождению «Белый Тигр» приходится на долю фундамента. Регулирование состояния призабойных зон пласта - один из основных вопросов повышения эффективности разработки месторождений.
Имеющийся опыт показывает, что воздействие на призабойную зону скважин, сопутствующее воздействию на пласт, существенно увеличивает нефтеизвлечение. Этот эффект может быть получен при воздействии на пласт в целом гидродинамическими, тепловыми и физико-химическими методами.
Вероятность увеличения добычи пластового флюида из них значительно повышается при использовании новых высокоэффективных технических средств и технологий.
Таким образом, повышение степени извлечения нефти из залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» за счет прогрессивных методов обработки призабойных зон скважин является важной задачей для СП «Вьетсовпетро» и остается актуальной по настоящее время.
Цель работы - повышение эффективности эксплуатации скважин путем усовершенствования существующих и разработки новых технологий обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин для интенсификации добычи нефти.
Основые задачи иследований
1. Анализ работы эксплуатационного фонда скважин СП «Вьетсовпетро» с целью определения технического состояния скважин и основных причин ухудшения проницаемости призабойной зоны скважин.
5 2.Исследование кислотных составов на модели пласта, с целью обоснования проведения опытно-промышленных работ на добывающих скважинах для повышения продуктивности добывающих скважин залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» путем кислотной обработки призабойной зоны скважин (ПЗС).
У совершенствование технологии локального гидроразрыва пласта (ЛГРП) для интенсификации добычи нефти с использованием пороховых генераторов давлений.
Разработка новой взрыво-, пожаробезопасной технологической схемы проведения обработки призабойной зоны скважин, предусматривающей закрытую систему подготовки и закачки нефтепродуктов в скважину с использованием насосных агрегатов.
5.Исследование метода увеличения нефтеотдачи закачкой радиооблученного полимера в условиях месторождения СП «Вьетсовпетро». Научная новизна
Создан модифицированный кислотный раствор ACID-01 путем добавления вместо сырой нефти продуктов перегонки нефти и специального реагента - композиции масел органического происхождения.
Установлено, что обработка призабойных зон скважин залежи фундамента глинокислотными растворами и нефтекислотными эмульсиями (НКЭ) - наиболее эффективный и наименее затратный метод интенсификации добычи нефти в условиях СП «Вьетсовпетро».
Предложена технология локального гидроразрыва пласта (ГРП), которая создает трещины протяженностью до 30 м, при их остаточном раскрытии до 3 мм, что позволяет значительно увеличить гидродинамическую связь пласта со скважиной.
Предложена новая технологическая схема проведения обработки призабойной зоны скважин, которая предусматривает закрытую систему подготовки и закачки нефтепродуктов в скважину с использованием насосных агрегатов и позволяет осуществлять взрыво- и пожаробезопасное ведение
работ.
5. Создан новый полимер А-806, вязкость которого значительно превышает вязкость исходного полимера. Увеличение вязкости нового полимера произошло вследствие увеличения молекулярного веса и длины цепей в структуре полимера.
Положения, выносимые на защиту
1. Технология глинокислотных обработок (ГКО) призабойных зон скважин.
2.Технология локального гидроразрыва пласта с помощью пороховых генераторов давления.
З.Технологическая схема проведения обработки призабойной зоны скважин.
4.Увеличение нефтеотдачи закачкой радиооблученного полимера. Поставленные в диссертационной работе задачи решены путем анализа состояния разработки выбранных объектов, анализа и обобщения опыта обработки призабойных зон скважин, а также промысловых испытаний разработанных технологий.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Полученные результаты нашли применение при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий СП «Вьетсовпетро».
Апробация работы
Основные результаты исследований докладывались на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, май 2007 г.); международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2007» (г. Уфа, октябрь 2007 г.); научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» в рамках VII Российского энергетического форума (г. Уфа, ноябрь 2007 г.), научно-практической конференции «Нефтегазовый сервис - ключ к
7 рациональному использованию энергоресурсов» в рамках международного форума «НЕФТЕГАЗСЕРВИС - 2007» (г. Уфа, ноябрь 2007 г.).
Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 14 печатных трудах.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 108 наименований. Работа изложена на 151 страницах машинописного текста, содержит 23 рисунка, 32 таблицы.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи, показаны научная новизна и практическая ценность результатов проведенных исследований.
Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по наиболее перспективным технологиям и методам, которые внедряются в значительных объемах и дают хорошие результаты.
Далее приводится анализ публикаций по исследуемой проблеме. Эта проблема, в тех или иных аспектах, рассмотрена в работах Габдрахманова Н.Х., Газизова А.Ш., Дияшева И.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Муслимова Р.Х., Сургучева М.Л., Ягафарова Ю.Н. и др.
В работах Булыгина В.Д., Некрасова В.И., Фахретдинова Р.Н. и др. [5, 48, 72] показаны, что некоторые месторождении, на стадии перехода на позднюю стадию разработки, характеризующуюся прогрессирующим ростом обводненности и снижением темпов отбора нефти, потребуют наращивания объемов работ по воздействию на пласты для повышения их нефтеотдачи.
В исследованиях академика А.Х. Мирзаджанзаде и его школы получило развитие направление, связанное с применением физических полей в процессах извлечения нефти. Высокая эффективность достигнута при использовании методов обработки водных и водонефтяных систем
8 физическими полями (полем давления, температурным, постоянным магнитным и др.) [62].
В исследованиях Тухтеева P.M., Антипина Ю.В., Карпова А.А. показываются, что проведение кислотных обработок любого вида позволяет увеличить дебит и наибольший прирост дебита обеспечивают глинокислотные обработки (ГКО) [70].
Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготовленными технологически и технически как в России, так и за рубежом, являются тепловые. Они применяются в наиболее сложных геолого-физических условиях и позволяют добывать нефть высокой вязкости. За счет этих методов в мире добывается около 85 млн. т высоковязкой нефти, или 70 % всей нефти, добываемой с помощью МУН пластов.
Однако тепловые методы требуют дополнительных капитальных вложений. В среднем при их применении на извлечение 1 т нефти расходуется 5 - 6 т теплоносителя.
Рузин Л.М. показывает, что одним из перспективных направлений является использование группы азотсодержащих соединений (карбамид, нитрит натрия, углеаммонийные соли, углеаммиакат и др.), которые учитывает высокую обводненность залежи и низкое пластовое давление [60, 61].
Методы вытеснения нефти углеводородным газом и его модификации -наиболее эффективные методы повышения нефтеотдачи пластов, особенно для низкопроницаемых коллекторов. Их применение позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 15-20 % по сравнению с традиционными методами разработки нефтяных месторождений.
В мировой практике газовые методы воздействия на нефтяные пласты занимают второе место после тепловых методов. Они успешно применяются на нефтяных месторождениях США, Канады, Алжира и других
9 нефтедобывающих стран, где ежегодно закачивается более 100 млрд. м углеводородных газов, что обеспечивает добычу около 30 млн. т нефти.
Из газовых методов отмечается тенденция к расширению объемов применения двуокиси углерода (86,5 % от общего числа проектов с использованием газа). [95]
Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Очень важно, что при проведении ГРП практически нет ограничений в глубинах пласта, вязкости нефти, его можно осуществлять в пластах небольшой толщины.
ГРП является одним из наиболее эффективных средств повышения дебитов скважин, поскольку не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях существенно расширяет эту зону, приобщив к выработке слабодренируемые зоны и прослои, и, следовательно, позволяет достичь более высокой конечной нефтеотдачи.
В работах Ч.Л. Донга и др. показываются, что основной объект разработки месторождения "Белый Тигр" а также массивная залежь в трещиноватых гранитоидах фундамента - резко различаются по геологическому строению и условиям разработки, включая применяемые методы увеличения нефтеотдачи. Изученность геологического строения и особенностей разработки залежей позволяет оценить условия применения и прогнозировать основные направления внедрения методов повышения нефтеотдачи [6, 21].
В заключении первого раздела на основе анализа существующих методов воздействия на призабойную зону скважин сделаны следующие выводы:
- высокая цена нефти на мировых рынках является стимулом для расширения объемов применения методов увеличения нефтеотдачи, так как
10 затраты на увеличение степени нефтеизвлечения меньше, чем с финансовые вложения в открытие и разработку новых нефтяных месторождений;
- проведение кислотных обработок любого вида позволяет увеличить дебит и наибольший прирост дебита в условиях фундамента месторождения «Белый тигр» обеспечивают ГКО. Следовательно, на современном этапе разработки обводненных коллекторов перспективно проведение ГКО.
Последующие разделы диссертации посвящены исследованию и реализации этих актуальных задач.
Во втором разделе проведен анализ работы фонда скважин залежи фундамента месторождения "Белый Тигр". В процессе эксплуатации месторождения по различным причинам может нарушаться нормальный режим работы скважин, что ведет к потере добываемой продукции и ухудшению экономики предприятия. Высокие цены на нефть позволяют вводить в работу бездействующие ранее по экономическим причинам скважины и проводить ОПЗ.
На 01.01.2006 г. фонд скважин СП "Вьетсовпетро" составлял 277 скв. (рис. 2.1), в том числе: добывающих - 181, нагнетательных - 56, наблюдательных - 12, в консервации - 12 и ликвидированных - 16.
Процент бездействующих добывающих скважин составляет около 10 % от эксплуатационного фонда, что характеризует недостаточное количество КРС и процесс старения фонда скважин.
Изменения показателей среднесуточной добычи нефти и обводненности за 2005 г. по отношению к предшествующему 2004 г. следующие:
По месторождению в целом суточная добыча уменьшилась на 10,1 % и составила 28616 т/сут, обводненность увеличилась на 0,6 % и составила 12,2 %, а по фундаменту суточная добыча уменьшилась на 11,2 % и составила 25869 т/сут, обводненность увеличилась с 9,4 % до 10,2 %;
В промышленную эксплуатацию залежь фундамента введена в 1988 г. Разработка залежи с 1988 по 1992 г. велась в режиме истощения пластовой энергии. При этом начальное пластовое давление снизилось с 38 МПа (а.о.
3050 м) до 24 МПа. С 1993 г. началось поддержание пластового давления путем закачки воды в залежь.
Максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов - 6,7 % был, достигнут в 2002 г., на 14-ом году разработки и составил 12,1 млн. т.
Основными причинами ухудшения проницаемости призабойной зоны скважин являются: загрязнение ПЗС в процессе строительства скважины; образование и миграция частиц твердой фазы; выпадение органических и неорганических образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды; отложение продуктов реакции после кислотных обработок.
Для более эффективного использования фонда скважин необходимо применять все имеющиеся в науке и практике интенсивные способы повышения добычи нефти. Одним из этих способов является обработка призабойных зон скважин - это комплекс работ, связанный с восстановлением их работоспособности. Он является важным источником и резервом поддержания объемов добычи нефти
В третьем разделе дан анализ применения методов обработки призабойных зон скважин залежи фундамента месторождения "Белый Тигр", с целью интенсификации притоков нефти.
Разработка месторождении с 2003 года ведется в условиях естественной падающей добычи нефти. Это обусловлено выработкой основных запасов нефти из высокопродуктивных зон, обводнением залежи фундамента и, как следствие, с сокращением фонтанного фонда скважин.
Интенсификация добычи нефти различными методами воздействия на
призабойную зону скважин является наиболее распространенным методом повышения эффективности разработки нефтяных пластов. В СП "Вьетсовпетро" применяются и дают эффект традиционные методы ОПЗ, такие, как нефте- и глинокислотные обработки, ГРП.
Как показывает практика, обработка призабойных зон скважин глино-кислотными растворами и применение нефтекислотных эмульсий - наиболее распространенный и наименее затратный метод интенсификации добычи
12 нефти. Их эффективность напрямую зависит от правильности выбора геолого-технических характеристик призабойной зоны скважин и кислотного раствора.
В 2006 году обработка призабойных зон выполнена на 53 скважинах, из них:
глинокислотным раствором (ГКР) - 34 скв. - операции;
нефтекислотной эмульсией на основе глинокислотного раствора (НКЭ-ГКР) - 10 скв. - операций;
с применением малогабаритного комплексного аппарата воздействия (МКАВ42-170/100м)- 1 скв. - операция.
гидравлический разрыв пласта (ГРП) - 4 скв. - операции;
акустическое воздействие на пласт - 4 скв. - операции.
По фонду добывающих скважин из обработанных ГКР 28 скважин - 19 дали прирост добычи 82,5 тыс. т, более половины объема (56 %) дополнительно добытой нефти получено из фундамента (5 скв - опер). Накопленная добыча нефти на 1 скв. - операцию при обработке ГКР составила 2427 т, по фундаменту этот показатель значительно выше - 9224 т.
Обработка призабойной зоны скважин нефтекислотной эмульсией на основе ГКР на нефтяных скважинах более эффективна (из 10 обработок 9 -успешны), прирост добычи равен 28,3 тыс. т, что на 1 скв.-операцию составило 2831 т. Это на 404 т больше, чем обработка без применения НКЭ.
Из 53 проведенных в 2006 году работ по воздействию на призабойную зону скважин с целью интенсификации добычи нефти 37 (70 %) дали эффект, суммарная дополнительная добыча составила 141,1 тыс. т нефти, выручка от реализации дополнительно добытой нефти равна 71,4 млн. долларов США, из них 56,2 млн. долларов США (79 %) - от НКЭ(ГКР) и ГКР, и 15,2 млн. долларов США (21 %) от ГРП. Чистая прибыль от проведенных мероприятий равна 30,5 млн.ШБ. Мероприятия с применением МКАВ и АВ оказались убыточны в связи с отрицательными результатами. При этом затраты на проведение одной операции ГКР составили 37,1 тыс. долларов США , НКЭ
13 (ГКР) - 45,9 тыс. долларов США, ГРП - 1021,7 тыс. долларов США, МКАВ -401,8 тыс.долларов США, АВ - 124,6 тыс. долларов США. Основная доля затрат при проведении ОПЗ нефтехимическими растворами, порядка 60 % -это стоимость используемых химреагентов.
В 2006 году наибольший прирост прибыли на доллар произведенных затрат (16,1) достигнут при применении НКЭ (ГКР) и ГКР на нефтедобывающих скважинах миоцена и олигоцена, что говорит о дальнейших перспективах применения этих методов ОПЗ. При проведении ГРП этот показатель равен 1,2, а в целом по всем произведенным операциям, включая МКАВ и АВ получено 4,6 доллара США чистой прибыли на 1 доллар затрат.
Таким образом, на сегодняшней стадии разработки залежи фундамента месторождения "Белый Тигр" активизация и усовершенствование работ по интенсификации добычи нефти методами воздействия на призабойную зону скважин являются актуальными с учетом приобретаемого опыта, дают технологический и экономический эффект и имеют экономическую целесообразность вложения средств в их развитие.
Четвертый раздел посвящен совершенствованию методов и технологии воздействия на призабойную зону скважин.
Проблема внедрения новых высокоэффективных методов интенсификации процессов нефтедобычи приобретает в последнее время все большую актуальность в связи с высокой степенью выработки запасов месторождении "Белый Тигр", увеличением фонда простаивающих скважин и снижением эффективности применения традиционных методов ОПЗ [82].
Рассматриваемые в данном разделе вопросы изучения и совершенствования кислотных растворов касаются улучшения рецептуры кислотной эмульсии путем добавления в ее состав вместо сырой нефти продуктов перегонки нефти и специального реагента - композиции масел органического происхождения.
Следует отметить, что эффективность кислотных обработок зависит от правильности выбора кислотного раствора и геолого-технических характеристик ПЗС. При проектировании ОПЗ особое внимание следует уделять недопущению возникновения реакции, приводящеик выпадению труднорастворимого гидрогеля, ухудшающего фильтрационные характеристики ПЗС.
С целью оценки эффективности технологии повышения продуктивности добывающих скважин залежи фундамента месторождения "Белый Тигр" путем кислотной обработки призабойной зоны скважин и для обоснования проведения опытно-промышленных работ на добывающих скважинах залежи, был проведен большой объем лабораторных работ, которые предусматривают следующие факторы:
- причины снижения проницаемости пород фундамента м/р "Белый
Тигр" в призабойной зоне добывающих скважинах;
свойства пластовых флюидов;
свойства новых кислотных составов;
технические требования к новым кислотным составам;
- техтребования по приращению коэффициента восстановления
проницаемости после кислотной обработки (не менее 15 %).
Лабораторным испытаниям были подвергнуты кислотные составы для обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин:
- кислотный состав для добывающих скважин ACID-01 (соотношение
между маслом DMC и кислотным составом 40 - 60):
10 % НС1 + 2 % HF + 5 % СНзСООН + 2 % АП600+ 2,5 % А270 + 3 % Эмультан + 2 % NTF.
Составы используемых в исследованиях кислот - соляной НС1, плавиковой HF, уксусной СН3СООН, нитрилотриметилфосфоновой C3H12NO9P3 (NTF) - соответствуют требованиям РД СП "Вьетсовпетро".
При лабораторных испытаниях на модели пласта для добывающих
скважин выявлен, что коэффициент восстановления проницаемости для
15 нефти при кислотной обработке составом ACID-01 изменяется от 62 % до 81 % (среднее значение 74 %).
Для интенсификации добычи нефти в СП "Вьетсовпетро" применяются следующие кислотные составы: 1) глинокислотный раствор (ГКР), 2) нефтекислотная эмульсия (НКЭ).
Технология приготовления ГКР заключается в следующем.
- в емкость для приготовления ГКР набирается «0,5-К^ пресной
технической воды и затворяется в ней расчетное количество уксусной
кислоты ~ 0,02 VKP;
- добавляется расчетный объем товарной соляной кислоты (~ 0,25 VKP)
и добавляют все вспомогательные реагенты в определенных количествах, и
вода до общего объема раствора равного Укр и все перемешивается насосом до получения однородного раствора (около 15 мин.).
В 2005 году проведены 13 скважино-операций НКЭ-ГКР, что составляет 35 % от всего объема ОПЗ. Результаты ОПЗ по этой технологии дали высокую эффективность по скважинам: 67/4, 1010/10, 68/3, 302/RP3, 711/7, 90/6, 605/6. Коэффициент успешности ОПЗ составляет 85 %.
Технология воздействия на призабойную зону скважин с использованием малогабаритных комплексных аппаратов [47] является одной из разновидностей термогазохимического воздействия на пласт (ТГХВ). Для повышения корректности выводов и рекомендации по использованию МКАВ-42 анализ эффективности применения данной технологии проводился с учетом результатов и рекомендаций по применению других методов ТГХВ, а также с учетом применения в технологиях ТГХВ различных жидкостей глушения и перфорации [81, 107].
В числе методов ТГХВ на объектах СП "Вьетсовпетро" применялись: пороховые генераторы давления (ПГД); горюче окислительные составы (ГОС); шнуровые торпеды. Указанные методы в ряде случаев используются в сочетании с физико-химическими способами обработки пласта.
По сравнению с применявшимися ранее средствами ТГХВ, конструктивные особенности МКАВ, позволяют сократить время на освоение скважин и достигнуть воздействия на значительно большие расстояния от ствола скважины, чем кумулятивными зарядами полноразмерных перфораторов.
Механизм технологии локального гидроразрыва пласта (ЛГРП) для интенсификации добычи нефти с использованием пороховых генераторов давлений заключается в направленном воздействии на пласт путем установки ПГД (на геофизическом кабеле) напротив заданного интервала. Создание в призабойной зоне продуктивного пласта трещин, которые обеспечивают надежную гидродинамическую связь скважины с удаленной зоной пласта, обладающей улучшенными фильтрационными свойствами. Одновременное воздействие на горные породы и пластовые жидкости импульсами давления и температуры, возникающих при сгорании пороховых секций заряда в скважине, приводит к созданию в призабойной зоне пласта дополнительных флюидопроводящих каналов, очистке от отложений парафина, асфальто-смолистых веществ, а также продуктов химических реакций.
Основным преимуществом применения технологии ЛГРП, путем применение зарядов ЗГРП с исползованием пороховых генераторов давлений, является возможность создания трещин протяженностью до 30 м, при их остаточном раскрытии до 3 мм, что позволяет значительно увеличить гидродинамическую связь пласта со скважиной.
Помимо оптимизации кислотных составов, важное значение, имеет и сама технология проведения ОПЗ. Для повышения эффективности обработок предлагается рассмотреть возможность использования устьевых или забойных генераторов электрогидравлического и/или механогидравлического воздействия на призабойную зону, позволяющее создавать дополнительные трещины в породах продуктивных пластов. Применение новых кислотных составов и технологии гидроударного воздействия на призабойные зоны
17 скважин, позволит значительно увеличить коэффициент продуктивности в добывающих скважинах.
Впервые на м/р "Белый Тигр" проведен повторный ГРП в одной скважине № 1007 нижнего олигоцена (в 2004 году проведена кислотная обработка под большим давлением и в 2005 году проведен ГРП с закреплением пропантом). В результате повторной обработки получено устойчивое увеличение дебита. Это показывает, что в скважинах нижнего олигоцена можно проводить повторный ГРП с закреплением трещин пропантом.
По динамике технологических параметров процесса кислотной обработкой под большим давлением (КОД) скважин №№ 1106/11, 1007/10, 81/6, 801/8 фундамента получены результаты, свидетельствующие о наличии эффекта кислотных обработок за счет применения больших объемов кислотных растворов с увеличением охвата объекта воздействием, последующего интенсивного размыва продуктов реакции с использованием форсированных режимов подачи и абразивного действия технологической жидкости с вводимым в неё пропантом, а также за счет интенсивного последующего дренирования объекта газлифтом. В результате, достигается высокая степень очистки флюидопроводяших трещин как от техногенных кольматирующих образований, так и от вторичных минералов гидротермального комплекса (кальцита, цеолита и др.).
До середины 2005 г., когда произошло возгорание в БМ-8 на одной из морских стационарных платформ (МСП) месторождении "Белый Тигр", для подготовки и закачки нефти и нефтепродуктов в скважины в процессе обработки призабойной зоны (ОПЗ) использовали мерники и насосы цементировочного агрегата (ЦА).
В связи с тем, что в настоящее время, запрещено использование открытой системы подготовки и закачки нефти в скважины в процессе воздействия на призабойную зону, предлагается два варианта закрытых систем, которые позволят взрывопожаробезопасное ведение работ.
Пятый раздел посвящен исследованиям метода увеличение нефтеотдачи закачкой радиооблученного полимера для залежи фундамента месторождения "Белый Тигр".
Когда заводнение водой малоэффективно и связано с ранним прорывом воды и низким коэффициентом нефтеотдачи, как один из возможных выходов из положения можно рассматривать метод заводнения с использованием полимера. Однако, применение и проектирование процесса полимерного заводнения зависит от сущности действующего механизма нефтедобычи.
Общим механизмом процесса вытеснения нефти водой является идея соотношения подвижностей М.
Применение полимера может быть оправдано при наличии таких факторов, как:
- неблагоприятное соотношение подвижностей нефти и воды для
процесса заводнения водой;
- высокая неоднородность пласта.
Даже для залежи, где соотношение подвижностей вода-нефть близко к единице, заводнение водой может быть неэффективным из-за неоднородности пласта. Например, общим фактором для многих резервуарных систем является высокая неоднородность из-за тонкой слоистости, где соседние слои имеют различную проницаемость.
Используя технику радиооблучения были созданы новые полимеры А-806 и РА-10 с вязкостью, значительно превышающей вязкость исходного полимера. Увеличение вязкости нового полимера произошло вследствие увеличения молекулярного веса и увеличения длины цепей в структуре полимера. Новые полимеры А-806 и РА-10 были подвергнуты испытаниям с целью изучения изменения их свойств (вязкости, растворимости в морской воде, термостабильности). Результаты исследований показали, что раствор полимера А-806 соответствует Техническим требованиям СП "Вьетсовпетро".
С целью оценки эффективности технологии доизвлечения остаточной нефти из неоднородных пропластков залежи фундамента месторождения "Белый Тигр" путем закачки раствора радио-облученного полимера и для обоснования проведения опытно-промышленных работ на скважинах месторождения, был проведен большой объем лабораторных работ, связанных с тестированием растворов радиооблученных полимеров, предоставленных Институтом ядерных исследований г. Далат (СРВ), и технологии их закачки для доизвлечения остаточной нефти.
По результатам лабораторных испытаний выявлены, что для полимера А-806 приращение коэффициента нефтеотдачи изменяется от 4,8 % до 15,7 % (среднее значение 12,1 %), коэффициент восстановления проницаемости изменяется от 2,7 % до 30,2 % (среднее значение 17,4 %). Эти же параметры для полимера РА-10 составляют соответственно 3,5 % и 3,9 %.
Физико-химические методы
Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов — одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений, они предназначаются в основном для нефтей малой и средней вязкости.
Основные перспективы поддержания существующего уровня добычи нефти связаны с совершенствованием систем разработки месторождений, развитием новых и усовершенствованием гидродинамических, физико-химических, газовых и биологических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) [46, 63, 64], вводом в повторную эксплуатацию ранее ликвидированных, списанных с баланса месторождений.
В группу физико-химических технологий входят закачка дистиллерной жидкости, отработанной щелочи (КОК) [51, 58, 88, 89], силикатно-щелочных растворов (СЩР), гелеообразующих композиций на основе цеолита и др.
В работах [5, 48, 72] показаны, что некоторые месторождения, на стадии перехода на позднюю стадию разработки, характеризующуюся прогрессирующим ростом обводненности и снижением темпов отбора нефти, потребовали наращивания объемов работ по воздействию на пласты для повышения их нефтеотдачи. Особая роль принадлежит химическим МУН, обеспечивающим регулирование процессов заводнения и выработки пластов, что особенно актуально на поздней стадии разработки месторождений [46].
Использование моделирования процессов физико-химического воздействия на пласты и участки залежей позволит детально обосновать и выбрать наиболее эффективный для конкретных условий метод повышения нефтеотдачи не только по текущим показателям добычи, но и с учетом горно-геологических, термобарических и физико-химических условий коллекторов и свойств применяемых в технологиях материалов и композиций [57].
Одним из методов интенсификации притока нефти к добывающим скважинам и борьбы с их обводнением является обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) специальными растворами, способными оказывать гидрофобизирующее действие на породы - коллекторы. Применение такого способа регулирования фильтрационных характеристик пород ПЗП за счет изменения их смачиваемости можно считать вполне обоснованным для нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся на поздней стадии разработки и отличающихся полимиктовым составом пород - коллекторов. Так, в работе [54] показана эффективность обработок ПЗП углеводород - и водорастворимыми гидрофобизирующими веществами.
Промысловые испытания технологии обработки ПЗП химическими составами технологических жидкостей для добычи нефти, обладающие гидрофобизирующими свойствами [23, 50, 59] показали существенное улучшение показателей работы добывающих и нагнетательных скважин [65]. Однако недостатком состава является ограниченность ресурсов его основных компонентов, представляющих собой отходы и полупродукты нефтехимического производства.
В исследованиях академика А.Х. Мирзаджанзаде и его школы получило развитие направление, связанное с применением физических полей в процессах извлечения нефти. Высокая эффективность достигнута при использовании методов обработки водных и водонефтяных систем физическими полями (полем давления, температурным, постоянным магнитным и др.) [62].
Анализ показывает, что проведение кислотных обработок позволяет увеличить дебит и наибольший прирост дебита обеспечивают ГКО. В результате проведения СКО или ПКО происходит увеличение притока воды после обработки на начальной стадии обводнения, а НКО и ГКО снижают обводненность скважин, причем ГКО наиболее значительно [70].
Определенная роль среди физико-химических методов принадлежит осадкогелеобразующим технологиям, основанным на использовании сухокислотных композиций. В работе [90] представлены основные результаты опытно-промышленного внедрения кислотных растворов алюмосиликатов.
Имеющийся опыт применения гелеобразующей технологии на основе кислотных растворов алюмосиликатов в различных вариантах и геолого-промысловых условиях свидетельствует о перспективности ее использования.
Широко распространенные на практике гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи [3, 9, 32, 67] оказались не эффективными для разработки низкопроницаемых коллекторов.
Экспериментальными исследованиями установлено [71, 78], что неонол АФ-12 обладает высокой адсорбционной способностью и может подвергаться деструкционным процессам [73].
Коэффициенты эксплуатации и использования добывающего фонда скважин залежи фундамента месторождения "Белый Тигр"
Залежь нефти в кристаллическом фундаменте месторождения Белый Тигр, находящегося в южной части шельфа СРВ, является уникальной: по типу пород-коллекторов, по сложности геологического строения, по объему запасов и самое главное в мировой практике отсутствует опыт разработки подобных месторождений.
При макро- и микроскопическом изучении керна наблюдается трещиноватость различной интенсивности. Ширина трещин варьирует от сотых и десятых долей миллиметра до 3 - 4 мм, иногда достигая 20 - 30 мм. Трещины, как правило, частично или полностью залечены вторичными минералами, в основном, хлоритом, кальцитом, цеолитом, реже - другими минералами. Трещины имеют различную ориентировку - от субпараллельной до субнормальной к оси керна, преимущественно развиты диагональные трещины с преобладающими значениями угла к оси керна - 60 . Трещины часто пересекаются или образуют систему параллельных форм, повторяющихся с шагом от долей до нескольких сантиметров.
Начальные запасы промышленных категорий по залежи оценены: балансовые - 447 млн. т, извлекаемые - 180 млн. т (подсчет запасов 2002 г.), на 01.01.2006 г. отобрано - 132 млн. т.
Разработка залежи фундамента и всего месторождения Белый Тигр ведется на основании "Новой уточненной технологической схемы разработки и обустройства месторождений Белый Тигр" (2003 г.).
Залежь нефти фундамента центрального блока месторождения Белый Тигр открыта в 1987 году и введена в разработку в 1988 году. Скважинами, вскрывшими залежь фундамента на различную глубину (до 5017 м), наличие воды не установлено. Коллекторами нефти являются трещиновато-кавернозные магматические породы кристаллического фундамента, представленные гранитоидами.
При испытании и дальнейшей эксплуатации скважин установлена высокая продуктивность пород-коллекторов, достигающая 2000 т/сут. Наиболее высокими дебитами, сохраняющимися длительное время, характеризуются скважины, пробуренные на залежь нефти центрального блока.
Определение границ пород - коллекторов в трещиноватых гранитоидах связано с большими трудностями. Для этого используется комплекс материалов, получаемых при бурении и геофизических исследованиях скважин: данные об интервалах поглощения бурового раствора, газопоказаниях, керновый материал и результаты интерпретации специально подобранного комплекса ГИС.
В связи со сложными условиями формирования пород - коллекторов, вскрываемый скважинами разрез характеризуется высокой степенью неоднородности, что отражается и на продуктивности скважин. Наряду со скважинами, имеющими высокие дебиты, встречены низкодебитные и с полным отсутствием притока.
Разработка залежи нефти фундамента в начальный период на естественном режиме с использованием упругих сил привела к интенсивному снижению пластового давления. С целью повышения эффективности разработки высокопродуктивной залежи центрального блока и получения максимального коэффициента извлечения нефти, было принято решение о поддержании пластового давления на 10 - 12 атм. выше давления насыщения путем нагнетания морской воды. Выбор метода основывался на серии экспериментальных исследований по вытеснению нефти из трещиноватых гранитоидов.
В 1987 г. поисково-разведочной скважиной № 6 на месторождении "Белый Тигр" установлена промышленная нефтеносность кристаллического фундамента. Дебит скважины составлял 477 м3/сут на штуцере 15 мм. В 1988 г. высокая продуктивность залежи подтверждена в скв. № 1 и открыта уникальная по геологическому строению, крупная по запасам, высокопродуктивная залежь, приуроченная к массиву трещиноватых гранитоидных пород.
В промышленную эксплуатацию залежь фундамента введена в 1988 г. Разработка залежи с 1988 по 1992 г. велась в режиме истощения пластовой энергии. При этом начальное пластовое давление снизилось с 38 МПа (а.о. 3050 м) до 24 МПа. С 1993 г. началось поддержание пластового давления путем закачки воды в залежь. В соответствии с решениями Технологической Схемы закачка ведется в интервал глубин ниже а.о. минус 4000 м.
Максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов - 6,7 % был, достигнут в 2002 г., на 14-ом году разработки и составил 12,1 млн. т (см. рис. 2.6).
В настоящее время залежь нефти фундамента находится на завершающем этапе стабильного периода добычи нефти. На 01.01.2006 г. отобрано 73 % извлекаемых запасов.
Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны скважин
Факторы, снижающие проницаемость призабойной зоны скважин (ПЗС) добывающих скважин, можно разделить на 4 основные группы: - загрязнение ПЗС в процессе строительства скважины; - образование и миграция частиц твердой фазы; выпадение органических и неорганических образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды; - отложение продуктов реакции после кислотных обработок.
В процессе строительства скважин (при вскрытии пластов бурением, спуске обсадных коллон, цементировании, вскрытии пластов перфорацией и т.д.) формируется система околоскважинных призабойных зон с измененными значениями фильтрационных свойств. Причинами загрязнения являются проникновение, движение частиц твердой фазы; набухание глинистых частиц, присутствующих в породе на стенках поровых каналов, при их контакте с фильтратом буровых растворов.
В процессе вскрытия пластов бурением буровой глинистый раствор или буровой раствор (без глины) всегда содержит твердую фазу. Применяемые буровые растворы обычно содержат 3-6 объемных процента твердой фазы. Однако, в процессе вскрытия пласта содержание твердой фазы на забое скважины значительно выше. Глинистый раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперсная фаза которой состоит из глины и частиц выбуренных горных пород. Породы фундамента содержат много мелких частиц со слабой механической устойчивостью, поэтому в процессе вскрытия пласта содержание твердых частиц с размерами 40 мкм постепенно увеличивается. Под действием перепада давления частицы твердой фазы внедряются в околоскважинную зону и часть их осаждается в поровом пространстве пласта.
Породы фундамента характеризуются повышенным содержанием глины, поэтому при контакте фильтрата бурового и промывочного растворов с глиной происходит их набухание, что приводит к снижению пористости и проницаемости пород.
Миграция мелких (тонкозернистых) частиц твердой фазы вызывает закупорку порового пространства при проникновении промывочной жидкости.
В природном состоянии поверхностные силы прочно удерживают тонкозернистые частицы на стенках поровых каналов. При внедрении фильтрата промывочной жидкости в гидрофильной пленке погребенной воды резко уменьшается действие адгезионных сил, в результате чего мельчайшие частицы твердой фазы приходят в движение и увлекаются фильтратом вглубь пласта. Взаимодействуя друг с другом и со скелетом породы, частицы образуют сгустки и застревают в местах сужений и пережимов пор.
Способность тонкозернистых частиц закупоривать поры зависит от относительных размеров частиц и каналов. При движении частицы, размер которых составляет 7 - 10 % от размеров места сужений, имеют способность закупоривать поры, в результате чего в зоне проникновения жидкости уменьшаются пористость и проницаемость коллектора.
Породы залежи фундамента имеют все условия для формирования и миграции мельчайших частиц твердой фазы.
Изменение термодинамических параметров (температуры, давления), является одной из причин образования органических и неорганических образований.
Парафин растворяется в нефти при определенных термодинамических условиях. При снижении пластовых температуры, давления, разгазировании нефти растворяющая способность нефти по отношению к парафину уменьшается. Это приводит к перенасыщению нефти парафином и переходу части его в кристаллическое состояние.
Решающую роль в формировании образований играют кристаллы парафина и их скопления, возникшие непосредственно в призабойной зоне.
В результате фазового превращения нефтей при эксплуатации залежей, сопровождающейся снижением пластового давления, происходят отложения асфальтосмолистых компонентов нефтей в призабойной зоне скважин. Растворимость и дисперсия тяжелых углеводородных соединений в нефти зависят от компонентного состава, физико-химических свойств добываемой нефти и теплового состояния призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважины.
Неорганические образования (отложения солей) обычно выделяются из пластовых вод в призабойной зоне нагнетательных скважинах в виде СаСОз, MgC03, CaS04., MgC04, Fe203, NaCl.
Причины пересыщения вод неорганическими солями можно условно разделить на две группы: - гидрогеохимические условия продуктивных горизонтов - состав и физические свойства пород-коллекторов, пластовые давление, температура, химический состав и минерализация пластовых вод; - состав воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания пластового давления и геолого-промысловые условия разработки месторождения. Установлено, что состав солевых отложений месторождения "Белый Тигр" изменяется в зависимости от местоположения скважины, момента отбора проб и имеет взаимосвязь с обводненностью скважин. В необводненных и малодебитных (ниже 5 %) скважинах имеется тенденция образования преимущественно сульфатных и хлоридных солей. Возникновение новообразований, гидрогелей в ПЗС после кислотной обработки (КО) зависит от состава кислотных растворов и технологии проведения КО.
Результаты лабораторных испытаний кислотных составов на модели пласта фундамента месторождения "Белый Тигр"
С целью оценки эффективности технологии повышения продуктивности добывающих скважин залежи фундамента месторождения "Белый Тигр" путем кислотной обработки призабойной зоны скважин и для обоснования проведения опытно-промышленных работ на добывающих скважинах залежи, в лаборатории НИПИморнефтегаз был проведен большой объем лабораторных работ, которые предусматривают следующие факторы: - причины снижения проницаемости пород фундамента м/р "Белый
Тигр" в ПЗП добывающих скважинах; - свойства пластовых флюидов; - свойства новых кислотных составов; - технические требования к новым кислотным составам; - техтребования по приращению коэффициента восстановления проницаемости после кислотной обработки (не менее 15 %). Лабораторным испытаниям были подвергнуты кислотные составы для обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин: - кислотный состав DMC для добывающих скважин ACID-01 (соотношение между маслом DMC и кислотным составом 40 - 60): 10 % НС1 + 2 % HF + 5 % СНзСООН + 2 % АП600+ 2,5 % А270 + 3 % Эмультан + 2 % NTF.
Составы используемых в исследованиях кислот - соляной НС1, плавиковой HF, уксусной СН3СООН, нитрилотриметилфосфоновой C3H12NO9P3 (NTF) - соответствуют требованиям РД СП-66/2006.
Рабочие флюиды: - изовискозная модель нефти (80 % нефти скв.1-1 МСП-2 + 20 % керосина); - вязкость нефти при Т=130 С: 0,823 сП; - морская вода; - вязкость морской воды при Т=130 С: 0,213 сП; - кислотный состав для добывающих скважин ACID-01; - модель высокоминерализованного раствора для добывающих скважин N-01: морская вода с содержанием FeCb: 2500 ппм, СаСЬ: 2500 ппм, №СОз: 2500 ппм и NaOH: 1500 ппм. - модель нефти фундамента с повышенным содержанием (40 %) парафинов, асфальтенов, смол. Условия испытаний: - температура Т=130 С; - поровое давление Рпор=100 атм; - давление обжима Робж=130 атм Модель пласта: - модель пласта составлена из образцов керна пород фундамента месторождения Белый Тигр.
Процедура проведения испытаний: - подготовить модель пласта; - при температуре Т=130 С, поровом давлении Рпор=100 атм, давлении обжима Робж=130 атм прокачать модель изовискозной нефти в модель пласта в прямом направлении в количестве 5 Vnop и определить проницаемость модели пласта по нефти К1; - прокачать модель высокоминерализованного раствора N-01 в модель пласта при градиенте перепада давления 20 атм/м в прямом направлении в количестве 2 Vnop; - выдержать модель пласта при заданных условиях в течение 2 часов; - прокачать модель нефти с повышенным содержанием смол, парафинов, асфальтенов в модель пласта в прямом направлении при градиенте давления 20 атм/м в количестве 2 Vnop; - охладить модель пласта до 45 С (температура выпадения парафинов и асфальтенов) в течение 5-8 часов; - довести условия проведения опыта до пластовых. Прокачать модель изовискозной нефти в модель пласта при градиенте давления 20 атм/м в прямом направлении в количестве 2 Vnop; - определить проницаемость модели пласта по нефти К2; - прокачать кислотный состав ACID-01 в модель пласта в обратном направлении в количестве 0,5 -1 Vnop при градиенте давления 20 атм/м; - выдержать модель пласта при заданных условиях в течение 2 часов; - прокачать модель изовискозной нефти в модель пласта в прямом направлении при градиенте давления 50 атм/м в количестве 3 Vn0p и определить проницаемость по нефти для модели КЗ;
