Повышение продуктивности эксплуатационного фонда скважин воздействием депрессии на пласт с помощью комплекса испытательного оборудования киод-11ом

Размещено на http://www.allbest.ru/

АО НПФ "Геофизика"

Повышение продуктивности эксплуатационного фонда скважин воздействием депрессии на пласт с помощью комплекса испытательного оборудования киод-11ом

Камалов Фредик Хамзович, доктор наук,

профессор, ведущий научный сотрудник

Аннотация

очистка забой приток скважина

В статье говорится про повышение продуктивности эксплуатационного фонда скважин воздействием депрессии на пласт.

В процессе длительной работы эксплуатационных и нагнетательных скважин снижается их продуктивность и приемистость вследствие засорения прискважинной зоны пласта парафином, смолами, продуктами коррозии и механическими частицами, закачиваемыми вместе с технической водой. Для восстановления продуктивности пластов периодически проводят геолого- технические мероприятия (ГТМ) и капитальный ремонт скважин (КРС).

Технология глубоких депрессий на пласт с помощью ИПТ сопровождается процессом, который приводит к частичному раскрытию и очищению естественных и созданию искусственных трещин в пласте[1,2].

Применение ИПТ для очистки забоя и приствольной части пласта основано как на возможности дренирования объекта с начальной максимальной депрессией, так и на возможности создания многократных контролируемых перепадов давления, различных по интенсивности, продолжительности м зависимости от степени загрязнения пласта и забоя скважины.

Операция по очистке пласта проводится в добывающих и нагнетательных скважинах, снизивших свою продуктивность в результате длительной эксплуатации, а также в скважинах, законченных бурением, пласты которых по данным ИПТ имеют высокий коэффициент призабойной закупорки.

Очистку пласта наиболее целесообразно проводить ИПТ, имеющим широкопроходные каналы всех узлов, свободно пропускающих в трубы материалы, закупоривающие поровые каналы продуктивного пласта. Такие?каналы ИПТ при необходимости обеспечивают создание максимальной депрессии на пласт и более интенсивный приток пластового материала[3].

Наиболее подходящим этим требованиям из многообразия конструкций ИПТ является комплекс испытательного оборудования КИОД-11ОМ. Он предназначен для испытания, освоения и очистки пластов нефтяных и нагнетательных скважин, снизивших продуктивность в процессе эксплуатации[4,5,6].

Комплекс работает по многоцикловой технологии (приток- восстановление пластового давления) и обеспечивает:

· поинтервальное испытание пластов;

· отбор герметизированных проб пластового флюида;

· очистку прискважной зоны пласта;

· определение физических параметров пласта с помощью глубинных геликсных и электронных манометров;

· освоение скважины с отбором больших обьемов жидкости при помощи азотного компрессора, при использовании перепускного клапана;

· закачку в пласт химреактивов, при использовании устьевой головки[7].

Условия эксплуатации

Комплекс спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах НКТ- 73, работает с упором в забой или в стенки скважины и управляется вертикальным перемещением труб.

Основные технические характеристики

В состав комплекса обычно включаются следующие элементы:

· испытатель пластов многоцикловый ИПМ-110М;

· пакер секционный ПС-115;

· пакер секционный с уравнительным клапаном ПСУ-115;

· якорь ЯК-110/136;

· фильтр Ф-110;

· пробоотборник с камерой герметизированной пробы ПО-110;

· клапан циркуляционный уравновешенный КЦУ-110;

· клапан перепускной КП-110

· головка устьевая ГУ-302. Многоцикловый испытатель пластов ИПМ-110М и составе компоновки КИОД-110М (рис.1) позволяет выполнить неограниченное число открытых и закрытых периодов испытания путем осевого перемещения труб. Под действием нагрузки от веса труб на испытатель пластов открывается его впускной клапан, создается глубокая депрессия на объект и пластовая жидкость поступает в пустые (или частично заполненные) насосно- компрессорные трубы, вымывая из прискважной зоны пласта закупоривающий материал[8].

Скважинные электронные манометры, установленные над испытателем пластов и под пакером, фиксируют многоцикловые кривые притока жидкости и восстановления пластового давления, обработка и интерпретация которых позволяет количественно оценить параметры исследуемого объекта и характер очистки его прискважинной зоны[9].

Очистка пласта с применением КИОД-1 ЮМ может быть реализована несколькими методами.

Рисунок 1. Схема компоновки КИОД-ПОМ.

1. Испытатель пластов ИПМ-110М;

2. Пакер ПС-115

3. Пакер ПСУ-115.

4. Якорь ЯК-110/136.

5. Фильтр Ф-110.

6. Пробоотборник ПО-110.

7. Клапан циркулярный уравновешенный КЦУ-ПО.

8. Головка устьевая ГУ-302.

1-ый метод основан на создании серии гидроударов (депрессий) на пластс односторонним движением жидкости - из пласта в трубы (по принципу приток-восстановление). Очистка пласта но этому методу осуществляется без открытия уравнительного клапана испытателя пластов. Для этого производят кратковременный вызов притока (5-10 мин) и восстановление давления (10-20 мин). Операция проводится в 4-5 циклов. Последний цикл восстановления давления должен быть достаточно длительным (не менее двукратной суммы времени всех циклов притока) с тем, чтобы по КВД уверенно рассчитать гидродинамические параметры обрабатываемого пласта[10,11].

2-ой метод очистки (депрессия-репрессия) основан на двухстороннем движении жидкости: из пласта в трубы и из скважины в пласт. Метод реализуется периодическим вызовом и прерыванием притока. Прерывание притока обеспечивается открытием уравнительного клапана испытателя пластов. При этом на пласт воздействует давление гидростатического столба скважинной жидкости.

3-ий метод. Предполагая, что успех в повышении продуктивности может принести плавное и непрерывное, многократно повторяемое снижение давления на забой скважины при вызове притока, был опробован комбинированный способ вызова притока из пласта: КИОД-11ОМ в сочетании со свабированием. Этот способ сразу же принес положительный результат по сокращению сроков освоения скважин и но увеличению дебита скважин в процессе их эксплуатации[12,13,14].

Сущность комбинированного способа вызова притока рассматривается на приведенном ниже примере.

Комплекс испытательного оборудования для доразведки КИОД-11ОМ спускается в обычном варианте для испытания кыновского пласта Дк после его перфорации на НКТ-2 1/2", специально подготовленных для производства свабирования[15,16].

Уровень долитой воды в НКТ после спуска находится на глубине 1800 м, т.е. на пласт Дк после открытия впускного клапана КИОД-110М будет передана депрессия в пределах 13,0 Mпa.

После допуска КИОД-110М, подгонки, распакеровки, открытия впускного клапана и окончания притока, специальная бригада с установленной около устья скважины автомашины начинает свабирование при закрытом впускном клапане КИОД-11 ОМ. Обычно, после окончания притока, уровень в НКТ поднимается до глубины 1200, 1300м.

Свабирование продолжается до снижения уровня в НКТ до глубины 1800м, затем опять повторяем цикл работы с КИОД-110М. Такая технология вызова притока, как бы обеспечивает дополнительные испытания КИОД-110М без его подъема, способствует, благодаря непрерывности технологического процесса, быстрой очистке пласта и восстановлению его параметров. Циклы свабирования рекомендуется проводить с открытым впускным клапаном и с закрытым, чередуя их в зависимости от интенсивности притока. Появление устойчивого притока во время свабирования при открытом впускном клапане КИОД-1 ЮМ можно считать за окончание технологической операции но испытанию скважины[17,18].

Анализ результатов по повышению дебитов жидкости в эксплуатационных скважинах, приведенных в табл. 1, показал, что создание резкой и глубокой депрессии благоприятно влияет на призабойную зону пластов, способствует удалению продуктов окисления при физико-химическом воздействии воды, извлекаемой с нефтью из скважины.

При капитальном ремонте малодебитных скважин (дебит 0,1-4,3 т/сут) после нескольких циклов создания депрессии фильтрационная способность продуктивного пласта восстанавливается и дебиты скважин возрастают до 0,4- 33,7 т/сут.

Параметры пластов, полученные с помощью глубинных манометров, подтверждают, что в процессе испытания происходит очистка пластов с низкой гидропроводностью и особенно - их прискважинной зоны. Об этом свидетельствует также снижение коэффициента иризабойной закупорки Пз при последовательных спусках испытателей пластов[19,20].

В результате восстановления фильтрационных свойств пластов в 10 низкопродуктивных скважинах, их суммарный дебит увеличился с 9,9 до 131,9 т/сут. Дебит каждой из исследованных скважин в среднем в течение 469 сут превышал дебит, замеренный перед спуском испытателя пластов. Только по анализируемым скважинам за этот период было дополнительно добыто 34,32 тыс.т нефти.

Данные по увеличению приемистости нагнетательных скважин на месторождениях НГДУ «Арланнефть» представлены в табл. 2. В 10 скважинах из 16 при давлении закачки воды 8-17 МПа приемистость была равна нулю до проведения работ с испытателем пластов по рекомендуемой технологии. В этих скважинах пласты толщиной 4-16,2 м были закупорены твердыми взвешенными частицами, содержащимися в закачиваемой технической воде, продуктами коррозии эксплуатационной колонны и водовода. Снижение проводимости пластов подтверждается также значениями Пз, рассчитанными после первого спуска испытателя пластов.

Таблица 1. Результаты обработки пласта низкодебитных нефтяных скважин НГДУ «Арланнефть» испытателем пластов КИОД-110М

Таблица 2. Результаты обработки пласта нагнетательных скважин НГДУ «Арланнефть» испытателем пластов КИОД-11ОМ

В результате вовлечения в разработку прискважинной зоны пластов созданием глубокой депрессии приемистость скважин возросла в среднем до 576 м³/сут (максимально до 989 м3/сут) при одновременном снижении давления закачки на устье скважины с 12,6 до 10,3 MПa[21].

Таким образом, промысловые работы показали высокую технико- экономическую и геологическую эффективность интенсификации работы эксплуатационных и нагнетательных скважин с помощью испытателя КИОД- 11ОМ, а также необходимость широкого внедрения новых технологических схем с применением испытателя пластов новых конструкций[22].?

Могут быть использованы и другие методы интенсификации добычи нефти, включающие пульсаторы давления, комплексное воздействие на пласт испытателями пластов до и после обработки объекта различными видами геолого-технических мероприятий, вторичное вскрытие пласта под депрессией с использованием сквозного испытателя пластов и корпусного перфоратора.

Список литературы

1. Ленский В.А., Ахтямов Р.А. Выявление и оценка тектонической трещиноватости по данным непродольного вертикального сейсмического профилирования // Каротажник. -2012. -№ 3. -С. 83-91.

2. Иркабаев Д.Р., Ленский В.А., Адиев А.Я. Скважинная сейсморазведка: эффективность, технологии и возможности // Бурение и нефть. -2014. -№ 5. - С. 35-40.

3. Адиев Я.Р., Валеев Г.З., Коровин В.М., Ленский В.А., Шилов А.А., Хакимов Х.Г. Способ измерения глубины при геофизических исследованиях нефтяных и газовых скважин (варианты) //патент на изобретение RUS 2375568 30.09.2008

4. Ленский В., Каплин И. Оценка рисков //Экономика и ТЭК сегодня. -2009. -№ 11. -С. 29.

5. Ленский В.А., Адиев Р.Я., Ахтямов Р.А., Бачурин Н.А., Шапоренко С.Н. Эффективность применения нвсп на нефтяных объектах западного оренбуржья //Технологии сейсморазведки. -2008. -№ 4. - С. 87-92.

6. Ленский В.А., Еникеев В.Н., Ишбулатова А.Л., Чижов С.И., Делия С.В., Брыжин А.А. О возможности оценки проницаемости карбонатных коллекторов по упругим свойствам //Каротажник. -2005. - № 1. -С. 90-100.

7. Ленский B.А. Проблемы интерпретации волнового поля при ВСП //Геофизика. 2004. № 4. С. 13-18.

8. Назаров В.Ф., Валиуллин Р.А., Вильданов Р.Р., Гареев Ф.З., Закиров А.Ф., Зайцев Д.Б., Минуллин Р.М., Мухамадеев Р.С. Способ определения заколонного движения жидкости в нагнетательной скважине //патент на изобретение RUS 2171373 09.11.2000

9. Назаров В.Ф. О влиянии скорости и направления движения скважинного прибора при регистрации термограмм //Каротажник. 2001. № 80. С. 121

10. Назаров В.Ф., Федотов В.Я. Применение термометрии для определения места нарушения герметичности эксплуатационной колонны способом продавки жидкости //Каротажник. 2000. № 67. С. 74.

11. Назаров В.Ф. Влияние дроссельного эффекта в пласте на распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины //Нефтяное хозяйство. 1985. № 1203. С. 9.

12. Закиров А.Ф., Миннуллин Р.М., Назаров В.Ф., Мухамадиев Р.С., Вильданов Р.Р. Способ исследования на герметичность нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами //патент на изобретение RUS 2166628 26.06.2000

13. Назаров В.Ф. Термометрия водонагнетательных скважин нефтяных месторождений //диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа, 2002

14. Назаров В.Ф., Валиуллин Р.А., Адиев Я.Р., Азизов Ф.Ф. Способ исследования нагнетательных скважин //патент на изобретение RUS 2121572

15. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. //Том 1. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ".-2004.-252 с.

16. Н.З. Ахметов, Р.Х. Гильманова, Р.Г. Сарваретдинов, Р.М. Минуллин. Анализ изменения зависимости пористости от ПС по времени разработки // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 9. - С. 16-20.

17. Хисамутдинов Н.И., Сагитов Д.К., Гильманова Р.Х., Вафин Т.Р. Технологии интенсификации отбора нефти из истощенных месторождений. //М.: ОАО "ВНИИОЭНГ".-2015. - 312 с.

18. Нурмухаметов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Тазиев М.З., Ахметов Н.З., Гильманова Р.Х., Буторин О.И., Халиуллин Ф.Ф. Способ разработки нефтяного месторождения //патент на изобретение RUS 2189438 05.02.2001)

19. Р.С. Талипов, Р.Г. Сарваретдинов, Р.Х. Гильманова, М.Н. Мельников О геометризации площади распространения "врезов" // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 12. - С. 102-107.

20. Р.Х. Гильманова, М.Н. Мельников, Р.С. Талипов. О методах уточнения геологической модели залежи с «врезами» // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 12. - С. 94.

21. Нурмухаметов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Гильманова Р.Х., Буторин О.И., Юнусов Ш.М. Способ разработки нефтяной залежи //патент на изобретение RUS 2191255 11.04.2001)

22. Р.Х. Гильманова, А.З. Нафиков, Р.Г. Сарваретдинов, И.Н. Файзуллин, Ф.Ф. Халиуллин, И.М. Салихов. Совершенствование изучения геологической модели с помощью автоматизированных корреляционных разрезов //Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 8. - С. 75-77.

Размещено на Allbest.ru