Анализ методов интенсификации добычи нефти на Приобском месторождении

Одним  из  основных  путей  повышения  эффективности  процесса  заводнения  Приобского  месторождения  может  явиться  использование  ПОТ (потокоотклоняющих технологий).

 

2.5.2 Методы  воздействия на призабойную зону пласта для интенсификации добычи

2.5.2.а  Кислотные  обработки

Кислотные обработки  пластов осуществляются как для  увеличения, так и для восстановления проницаемости   коллектора призабойной  зоны скважины.  Большинство этих работ проведено при переводе скважин в нагнетание и последующего увеличения их приемистости.

Стандартная кислотная  обработка на Приобскому месторождении  заключается в приготовлении  раствора в составе 14% НСl и 5% HF, объемом из расчета 1,2-1,7  м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта и закачки его в интервал перфорации. Время реагирования составляет около 8 часов.

При рассмотрении эффективности  воздействия неорганических кислот принимались во внимание нагнетательные скважины с длительной (более одного года) закачкой воды до обработки. Выборка составила лишь 14 скважин, поскольку большинство других скважин переведено в нагнетание в 1996-1997 годах. Кислотная обработка ПЗC в нагнетательных скважинах оказывается довольно эффективным методом восстановления их приемистости. В качестве примера, в таблице 2.2 представлены результаты обработок по ряду нагнетательных скважин.

 

                                                                                       Таблица  2.2

    Результаты обработок в нагнетательных скважинах

 

Скв-на	Дата обработки	Приемистость до обработки (м3/сутки)	Приемистость после обработки (м3/сутки)	Давление закачки (атм)	Тип кислоты
103	10.1997	30	220	185	HCl
91	06.1997	140	480	155	HCl
1127	12.1997	0	360	175	HCl
1765	11.1997	30	280	180	HCl
2770	04.1997	0	335	175	HCl
1792	01.1998	30	288	170	HCl
2712	08.1998	0	410	170	HCl
2734	07.1998	30	410	170	HCl
2730	08.1998	0	340	170	HCl

 

 

Анализ проведенных  обработок показывает, что композиция соляной и плавиковой кислоты  улучшает проницаемость ПЗС Приемистость скважин увеличивалась от 1,5 до 10 раз, эффект прослеживается от 3 месяцев до 1 года .

Таким образом, на основании  анализ проведенных на месторождении  кислотных обработок, можно сделать  вывод о целесообразности осуществления  кислотных обработок призабойных  зон нагнетательных скважин с целью восстановления их приемистости.

 

2.5.2.б  Гидроразрыв  пласта

Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных  методов интенсификации добычи нефти  из низкопроницаемых коллекторов и  увеличения выработки запасов нефти. Гидроразрыв широко используется как в отечественной, так и зарубежной практике нефтедобычи.

Значительный опыт ГРП  уже накоплен на Приобском  месторождении. Анализ, выполненных на месторождении  ГРП, указывает на высокую эффективность  для месторождения данного вида интенсификации добычи, несмотря на существенные темпы падения дебита  после ГРП. Гидроразрыв пласта в случае с Приобским месторождением является не только методом интенсификации добычи, но и увеличения нефтеотдачи. Во-первых, ГРП позволяет подключить недренируемые запасы нефти в прерывистых коллекторах месторождения. Во-вторых, данный вид воздействия позволяет отобрать дополнительный объем нефти из низкопроницаемого пласта АС₁₂  за приемлемое время эксплуатации месторождения.

Таким образом, ГРП следует рассматривать основным способом интенсификации добычи на Приобском месторождении.

 

 

 

 

2.5.2.в  Повышение  эффективности перфорации

Дополнительным средством  повышения продуктивности скважин  является совершенствование перфорационных работ, а также образование дополнительных фильтрационных каналов при перфорации.

 Совершенствование  перфорации ПЗС может быть  достигнуто за счет применения  более мощных перфорационных  зарядов для увеличения глубины  перфорационных каналов, увеличения  плотности  перфорации и использования фазировки .

К методам создания дополнительных фильтрационных каналов может быть отнесена, к примеру, технология создание системы трещин при вторичном  вскрытии пласта  перфораторами на трубах - система  трещинной перфорации пласта  (СТПП).

Впервые эта технология была применена фирмой Marathon (штат Техас, США) в 1993 году. Ее суть заключается в перфорации продуктивного пласта мощными 85,7 миллиметровыми перфораторами плотностью около 20 отверстий на метр при репрессии на пласт с последующим закреплением  перфорационных каналов и трещин расклинивающим агентом - бокситом фракции от 0,42 до 1,19 мм.

В результате промысловых  испытаний технологии (около 120 обработок), в основном, на месторождениях Канады, был определен наиболее оптимальный  компонентный состав  продавочной жидкости и порядок выполнения операций. В качестве “головной” порции жидкости (около   250  м  НКТ над перфораторами) может заливаться кислотный состав, нефть, метанол или солевые растворы. Выше располагается “носитель” - цилиндрическая установка с расклинивающим агентом (боксит и др.) в оболочке, раскрывающейся с помощью специальных зарядов. срабатывающих одновременно с основными перфораторами при создании на устье колонны НКТ давления 30-50  МПа. При срабатывании  перфораторов устьевое давление в течение 15-30 секунд снижается в 2-2,5 раза. Над носителем располагается азот или другой сжимаемый газ, который обеспечивает рост общей энергии системы. За счет расширения азота достигаются высокие скорости  поступления   жидкости и расклинивающего агента в отверстия перфорации. Для сжатия газа сверху используются вязкие буферные жидкости. 

Промысловые испытания  показывают, что эффективность данного  метода равноценна гидроразрыву с закачкой в трещины около 2 тонн расклинивающего  агента.

Согласно рекомендациям применение СТПП на Приобском месторождении рекомендуется проводить по данным  ГИС в зависимости от проницаемости вскрытого пласта. Если минимальная проницаемость  пропластков составляет 2-5  мД, то использование СТПП считается авторами предпочтительнее, чем ГРП. При этом гидроразрыв может быть применен в дальнейшем. Технология может быть применена также как метод оценки  добывных возможностей  пласта  для  проектирования  более  дорогостоящих интенсифицирующих обработок.

Таким образом, анализ существующих методов интенсификации добычи нефти показывает, что в качестве основного метода стимулирования добывающих скважин Приобского месторождения следует рекомендовать ГРП. Наиболее эффективным методом восстановления приемистости нагнетательных скважин является кислотная обработка ПЗC.  

Дополнительным направлением интенсификации добычи нефти на месторождении  является повышение эффективности  перфорации.

Для удаления возможных  отложений АСПО и жидкости глушения в ПЗC предлагается использовать обработки растворителями.

Следует также в дальнейшем провести опытно-промысловые испытания  других методов воздействия на ПЗC и, в первую очередь, для добывающих скважин - технологии ГОС и обработку растворителями, а для нагнетательных скважин – обработку растворами ПАВ.

 

 

 

 

3. Анализ методов  интенсификации добычи  нефти   на  Приобском  месторождении

 

3.1 Анализ  эффективности  мероприятий  по  дострелу  и   приобщению  продуктивных  коллекторов

 

Пласты основных объектов приобского месторождения в целом отличаются низкой продуктивностью. Дополнительное влияние на продуктивность скважин оказывают используемые на месторождении технологии вскрытия и освоения скважин.  Анализ данных гидродинамических исследований скважин указывает на наличие по ряду из рассматриваемых скважин положительных значений скин-факторов. Это указывает на недостаточную эффективность применяемых технологий заканчивания скважин и вскрытия пласта.

Оценка эффективности  используемых технологий заканчивания скважин и вскрытия пластов, а  также определение направлений совершенствования этих  процессов, выполнялась на основе анализ структуры скин-факторов ряда добывающих скважин левобережной части месторождения. По выбранным скважинам оценивались значения скин-фактора, определялось влияние на эффективность заканчивания пластов и вскрытия скважин различных факторов, включая: размеры и фильтрационные свойства зоны проникновения раствора, характеристики  перфорации.

Согласно результатам  выполненных расчетов, наряду с низкими  фильтрационными характеристиками пластов,  причинами ухудшения продуктивности скважин Приобского месторождения явилось  вскрытие скважин на тяжелых буровых растворах и неэффективная перфорация  (в первую очередь: малая глубина  перфорационных каналов, низкая плотность перфорации ). 

В ходе разработки Приобского месторождения выполнялись мероприятия, направленные на увеличения охвата пластов  воздействием и более полного  вовлечения их в работу. Выполнялись:

дострел интервала перфорации в пределах вскрытого горизонта

приобщение пластов

Основные работы по приобщению и дострелу пластов Приобского месторождения  произведены в 1996-1997 годах.  Результаты  проведения  мероприятий   по дострелу  представлены в табл. 3.1  , по  приобщениям  в  таблице  3.1

 

                                                                                                                Таблица 3.1

Сводная таблица  результатов дострелов за  период  1996 –1999  года.

 

1996  год

 

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	4	4	25	33
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	3.2	31.8	251	286
В среднем по 1 скважине(м.)	0.8	7.95	10.04	8.67
Средний прирост дебита(т/сут)	0	9.1	10.1	9.6
Прирост добычи (т)	0	1 547	12 254	13 801

 

Продолжение таблицы 3.1

1997  год

 

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	2	10	26	38
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	7.2	8.4	152	167.6
В среднем по 1 скважине(м.)	3.6	0.84	5.84	4.41
Средний прирост дебита(т/сут)	0	6.85	0	6.85
Прирост добычи (т)	0	6 013	0	6 013

 

 

 

Продолжение таблицы 3.1

 

1998  год

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	2	0	7	9
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	1.2	0	4.6	5.8
В среднем по 1 скважине(м.)	1.2	0	1.5	0.6
Средний прирост дебита(т/сут)	4.4	0	0	4.8
Прирост добычи (т)	1500	0	5000	6500

 

Продолжение таблицы 3.1

 

1999  год

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	35	0	20	55
Общая эфф.мощн.дострела(м.)
В среднем по 1 скважине(м.)
Средний прирост дебита(т/сут)	8.64	0	2,36	5.5
Прирост добычи (т)	7973.9	0	729.5	8703.4

 

 

        Судя   по  таблице  3.1 ,  наибольшее  количество  мероприятий  по  дострелу  было  произведено   в  1999  году ,  в  1998  году -  самое  минимальное – 9 . количество  дострелов   за  весь  период   по  пластам : АС10 - 43 , АС11  -  14 ,  АС12 -  78 .  Пласт АС12  ,  как самый низкопродуктивный ,  но  наиболее  значимый  по  запасам ,  гораздо чаще  остальных пластов подвергался   дострелу , т.к.  с увеличением   охвата пласта  воздействием  растет нефтеотдача.

 

        Несмотря  на   то  ,что в 1999  г.  осуществлялось  наибольшее  количество  дострелов ,  прирост добччи  составил  8703,4т. ,  что меньше , чем в 1996 г. –13801т. ,  но  больше , чем в 1997 г. – 6013 т. , и в 1998 г. –6500т .