Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения
3. Характеристика применяемых методов для повышения продуктивности скважин
Опыт разработки месторождений с карбонатными коллекторами доказывает, что для интенсификации добычи нефти из таких коллекторов целесообразно проведение различных видов кислотного воздействия на ПЗП, что позволяет существенно увеличить коэффициент охвата пласта вытеснением.
К наиболее известным методам применяемых на Мордовоозёрском месторождении относятся солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта.
Соляно-кислотные обработки
Назначения и условия соляно-кислотных обработок
При всех своих достоинствах использование соляной кислоты в качестве рабочего агента имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, высокая скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой приводит к тому, что глубина проникновения солянокислотного раствора в пласт невелика. Во-вторых, в силу своих реологических характеристик маловязкие кислотные растворы проникают в наиболее проницаемые участки пласта, и проведение повторных СКО увеличивает каналы растворения и снижает охват пласта кислотным воздействием. В третьих, постановка солянокислотных ванн может приводить к нарушению крепи скважин и быстрому их обводнению.
При обработке пластов с карбонатными коллекторами эффективность стимулирования возрастает, если реакция кислотных составов с породой замедляется таким образом, чтобы неотработанная кислота проникла как можно дальше в продуктивный пласт и вокруг сформировалась большая зона с улучшенной проницаемостью. Подобный результат будет достигнут в случае применения кислотных составов с пролонгированной скоростью реакции с карбонатными породами, позволяющей увеличить радиус обработки скважины. На практике для этого применяются добавки ингибиторов реакции в солянокислотные растворы и менее активные неорганические и органические кислоты. С этой целью будет использована технология для обработок скважин, вскрывших карбонатный коллектор, с использованием уксусной кислоты.
Для скважин с низкой приемистостью и продуктивностью, находящихся в длительном простое или консервации, с плотными породами-коллекторами или длительное время не подвергавшихся кислотным обработкам, предусматривается предварительная закачка оторочки 10-12%-ного раствора соляной кислоты и ее продавкой ПАВ Нефтенол К.
Анализ проведения соляно-кислотных обработок на Мордовоозёрском месторождении
С целью интенсификации добычи нефти на Мордовоозёрском месторождении за год проведено 14 скв/опер. (соляно-кислотных обработок на добывающих скважинах).
Дополнительная добыча нефти при этом составила 1399,5 т.
На 1 скв/опер. приходишлось 99,96 т. дополнительно добытой нефти.
Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину составил 6,4 т/сут.
Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2009 году составил 90,2 т/сут.
Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер составила - 16 суток.
Необходимо отметить, что большое количество операций по интенсификации добычи нефти проводилось совместно с другими видами работ (перестрелы, ликвидация аварий и др.)
Проведение гидроразрыва пласта
Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.
Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.
Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.
Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины как с экономической стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.
Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:
Давших при опробовании слабый приток;
С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
С загрязненной призабойной зоной;
С заниженной продуктивностью;
С высоким газовым фактором(по сравнению с окружающими);
Нагнетательных для расширения интервала поглощения.
Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины - изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин).
Анализ и результаты проведения ГРП на Мордовоозёрском месторождении
С целью увеличение продуктивности скважин на Мордовоозёрском месторождении в 2005 году компанией "Шлюмберже" были проведены работы по гидроразрыву пласта с воздействием на призабойную зону. В технологию проведения ГРП компания "Шлюмберже" сильно подробно не посвещало руководство ЗАО "СП "Нафта-Ульяновс". Работы проводились на технике импортного производства и сотрудниками подрядных организаций. Данные параметров проведения ГРП передавались в ЦИТС. Результаты и переданные данные проведения ГРП приведены ниже в таблицах №9,10.
Таблица № 9 Результаты проведенных ГРП (ЦИТС)
№№ |
№№ |
Пласт |
Интервал |
Расход HCl,м3 |
Vобщ., |
Макс. |
До ГТМ |
После ГТМ (запускные) |
||||||||||||
п/п |
скв. |
Обработки |
15% |
24% |
м3. |
давление |
Qж, |
Q |
% |
Ндин., |
Насос |
Нсп, |
Qж, |
Q |
% |
Ндин., |
Насос |
Нсп, |
||
план |
план |
план |
закачки, |
м3/сут. |
т/сут. |
воды |
м. |
м. |
м3/сут. |
т/сут. |
воды |
м. |
м. |
|||||||
факт |
факт |
факт |
атм. |
|||||||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
|
С2vr |
40,0 |
25,0 |
79,1 |
|||||||||||||||||
1 |
54Мо |
(А2+А3) |
1191,1 - 1211,0 |
40,0 |
25,0 |
80,2 |
256,6 |
23,0 |
20,4 |
0,0 |
1172 |
НН57 |
1186 |
19,4 |
17,2 |
1,0 |
1100 |
НВ44 |
1119 |
|
С2vr+C2b |
42,0 |
26,25 |
81,2 |
|||||||||||||||||
2 |
44Мо |
(А2+А3+А4) |
1216,0 - 1259,0 |
42,0 |
26,25 |
81,2 |
247,8 |
32,2 |
29,0 |
0,1 |
1092 |
НН57 |
1210 |
40,0 |
33,8 |
7,0 |
1120 |
НН57 |
1220 |
|
С2vr+C2b |
40,0 |
25,0 |
79,1 |
|||||||||||||||||
3 |
57Мо |
(А3+А4) |
1199,0 - 1226,0 |
40,0 |
25,0 |
79,1 |
486,7 |
24,2 |
21,6 |
0,2 |
1184 |
НН44 |
1204 |
47,0 |
28,3 |
6,0 |
970 |
НН57 |
1210 |
|
С2vr |
||||||||||||||||||||
4 |
50Мо |
(А3) |
1261,2 - 1275,0 |
37,3 |
33,1 |
0,3 |
967 |
НН57 |
1208 |
№№ |
№№ |
Дата |
Эффект на |
После ГТМ (на дату замера) |
Эффект на |
||||||||
п/п |
скв. |
остановки |
запуска |
дату запуска |
Qж, |
Q |
% |
Ндин., |
дата |
текущую дату |
|||
на |
на ВНР |
Qж, |
Q |
м3/сут. |
т/сут. |
воды |
м. |
замера |
Qж, |
Q |
|||
ГТМ |
м3/сут. |
т/сут. |
м3/сут. |
т/сут. |
|||||||||
1 |
2 |
22 |
23 |
25 |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 |
31 |
32 |
33 |
|
44,0 |
40,0 |
0,9 |
1105 |
21.10.05. |
21,0 |
19,6 |
|||||||
1 |
54Мо |
5.10.05. |
13.10.05. |
-3,6 |
-3,2 |
контрольный замер |
|||||||
37,9 |
33,6 |
2,6 |
1073 |
21.10.05. |
5,7 |
4,6 |
|||||||
2 |
44Мо |
5.10.05. |
16.10.05. |
7,8 |
4,8 |
контрольный замер |
|||||||
47,0 |
41,4 |
3,2 |
970 |
21.10.05. |
22,8 |
19,8 |
|||||||
3 |
57Мо |
13.10.05. |
19.10.05. |
22,8 |
6,7 |
контрольный замер |
|||||||
4 |
50Мо |
20.10.05. |
Таблица №10 Результаты гидроразрывов пласта за 2005 год по Мордовоозёрскому месторождению из геологического отчёта (исп. "Шлюмберже")
№ скв. |
Месторождение |
Пласт |
ГРП |
до ГРП |
3дня/-10/тек. |
Эффективность |
|||||||||||||||
Пласт |
Дата |
Гель |
Нефть |
15% HCl |
Р нач.(бар.) |
Расход м3/мин. |
насос |
Q ж. |
Q н. |
% |
Нд. |
насос |
Q ж. |
Q н. |
% |
Нд. |
т/сут. |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
|
44 |
Мордовоозёрское |
А2,А3,А4 |
А3,А4 |
14.10.2005. |
10 |
тест |
12-7. |
2,5 |
НН-57 |
32 |
28 |
0,6 |
1090 |
НН-57 |
40 |
35 |
1,4 |
1090 |
|||
8 |
4 |
2,5 |
НН-57 |
40 |
35 |
1,4 |
1080 |
||||||||||||||
12 |
20 |
2,5 |
1219м |
||||||||||||||||||
кислота с доб. |
8 |
5 |
2,5 |
||||||||||||||||||
14 |
19 |
2,5 |
|||||||||||||||||||
в затрубье вода |
9 |
7 |
2,5 |
||||||||||||||||||
16 |
25 |
2,5 |
|||||||||||||||||||
44 |
Мордовоозёрское |
А2,А3,А4 |
А3+А4 |
07.11. |
10 |
тест |
47-45. |
2,5 |
НН-57 |
34 |
30 |
0,3 |
1090 |
НН-57 |
40 |
35 |
2 |
1070 |
8 |
||
10 |
50-45. |
2,5 |
1219м |
42 |
37 |
1 |
1070 |
||||||||||||||
кислота без доб. |
16 |
16 |
2,5 |
40 |
36 |
0,4 |
1114 |
||||||||||||||
в затрубье нефть |
14 |
50-45. |
2,5 |
38 |
34 |
0,3 |
1082 |
6 |
|||||||||||||
21 |
16.5. |
2,5 |
37,4 |
34 |
0,2 |
1150 |
6 |
||||||||||||||
54 |
Мордовоозёрское |
А2,А3 |
А2+А3 |
11.10. |
11 |
тест |
70 |
2,5 |
НН-57 |
23 |
20 |
0,1 |
1180 |
НН-57 |
35 |
30 |
3 |
1160 |
+10 |
||
7 |
5-10. |
2,5 |
1179м |
28 |
24 |
0,5 |
1170 |
||||||||||||||
кислота с доб. |
10 |
22 |
2,5 |
20 |
18 |
0,2 |
1174 |
||||||||||||||
8 |
0 |
11 |
2,5 |
30.11. |
20 |
18 |
0,1 |
1159 |
-2 |
||||||||||||
в затрубье вода |
12. |
2,5 |
13.12. |
21,2 |
19 |
0,3 |
1180 |
-1 |
|||||||||||||
10 |
15 |
26 |
2,5 |
||||||||||||||||||
57 |
Мордовоозёрское |
А2,А3,А4 |
А3+А4 |
18.10. |
10 |
тест |
49-56 |
2 |
НН-44 |
24 |
21 |
0,3 |
1190 |
НН-57 |
47 |
40 |
3 |
1030 |
+19 |
||
12 |
46 |
2 |
1194 |
40 |
34 |
4 |
1190 |
||||||||||||||
кислота без доб. |
18 |
28 |
2 |
36 |
29 |
9 |
1200 |
||||||||||||||
13 |
0 |
45 |
2 |
30.11. |
20 |
2 |
15 |
1180 |
|||||||||||||
в затрубье нефть |
22 |
28 |
2,5 |
13.12. |
19 |
16 |
8 |
1161 |
-4 |
||||||||||||
11 |
39 |
2,1 |
61 |
53 |
1 |
1040 |
Дополнительная добыча нефти при этом проведении ГРП составила 568 т.
На 1 скв/опер. приходишлось 142 т. дополнительно добытой нефти.
Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину составил 7,8 т/сут.
Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2005 году составил 3,2 т/сут.
Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер составила - 21 суток.
Необходимо отметить, что проведение данных операций довольно дорогостоящее мероприятие и не всегда себя оправдывающее.
Данные о предоставленных услугах и затратах показанных в копиях документах на проведение работ по скважине №57 Мордовоозёрского месторождения.
В заключении можно отметить, что ГРП позволяет решать следующие задачи:
1) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора;
2) расширение интервала притока (поглощения) при многопластовом строении объекта;
3) интенсификация притока нефти, например, с использованием гранулированного магния; изоляция притока воды; регулирование профиля приемистости и т.д.