АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ НА ТЕВРИЗСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Аннотация

Все мероприятия по интенсификации добычи нефти направлены на увеличение или

восстановление проницаемости призабойной зоны и соединение ее с более проницаемыми

трещиноватыми нефтенасыщенными участками пласта.

Необходимость применения различных методов воздействия на призабойную зону

скважин во многом связана с несовершенством способов вскрытия продуктивных пластов

бурением. Особенно это относится к пластам с плохими коллекторскими свойствами и

низким пластовым давлением. Чем меньше будет ухудшаться проницаемость призабойной

зоны в процессе бурения, тем меньше будет появляться необходимость применения методов

обработки призабойной зоны скважины.

Как

показывает

опыт

применения

методов

воздействия

на

призабойные

зоны

скважин, 30—40% обработок по скважинам оказываются неэффективными или малоэффек-

тивными. В основном это обуславливается неправильным выбором метода воздействия для

конкретной скважины

и

пласта

или

несоблюдением

рекомендуемых

параметров

при

проведении процесса обработки.

Ключевые слова

Месторождение,

соляно-кислотная

обработка,

химическая

обработка,

пласты,

силикатные системы, ГТМ

Эксплуатация

нефтяных

месторождений

сопровождается

ухудшением

проницаемости пород коллекторов в призабойной зоне скважин. Одной из причин такого

ухудшения

является

отложение

асфальто-смоло-парафиновых

отложений

(АСПО)

на

поверхности

породы,

обусловленное

повышенным

содержанием

этих

компонентов

в

высоковязких нефтях.

С

целью

восстановления

проницаемости

до

величины,

равной

или

близкой

к

первоначальной, применяют различные методы обработки призабойной зоны скважин

(ОПЗ).

Ежегодно около половины объема нефти на месторождении добывается за счет

геолого-технических мероприятий (ГТМ) текущего года и продолжающихся эффектов от

ГТМ прошлых лет.

Общие итоги ГТМ по видам за пять последних лет представлены в табл. 1.

Основное количество дополнительной нефти в последние пять лет получено за счет

трех

видов

мероприятий

по

интенсификации

добычи

нефти:

бурения

боковых

горизонтальных

стволов,

обработки

призабойной

зоны

скважин,

оптимизации

механизированного фонда, и составило 591,7 тыс. т (по сумме эффектов за год проведения

ГТМ).

Таблица 1 - Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде

Показатели

Един.

изм.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

1

2

3

4

5

6

7

Всего ГТМ за год

Меропр.

233

367

305

186

226

-

скважин

от

добывающего

фонда

%

27

47,5

34,0

21,3

28,0

Дополнительная добыча нефти по ГТМ

- текущего года

тыс.т

75,78

163,45

195,12

6

127,37

6

83,683

1

от всей добычи за год

%

8,6

17,4

18,7

11,9

8,4

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

от ГТМ прошлых лет

тыс.т

432,8

536,5

Удельная эффективность ГТМ

- по отработанному времени

т/сут.отр.

2,0

2,3

3,7

4,3

2,1

-

п о

п р о д о л ж и т е л ь н о с т и

эффекта

т/сут.эф.

3,0

3,7

6,1

7,0

3,3

- на 1 меропритяие

т/меропр.

325,2

445,4

639,8

684,8

370,3

Продолжительность эффекта

сут.

25036

44573

31960

18128

25084

Отработанное время

сут.

38030

70291

52975

29676

39271

Ввод из бездействия и из других категорий

- количество

меропр.

10

1

0

6

9

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

1,22

0,02

0

0,88

2,904

- удельная эффективность

т/сут.эф.

0,5

0,3

0

1,0

1,4

т/сут.отр.

0,5

0,3

0

1,0

1,4

т/меропр.

122

20

0

146,7

322,7

Продолжительность эффекта

сут.

2448

75

0

903

2037

Отработанное время

сут.

2581

75

0

903

2037

Ввод боковых горизонтальных стволов

- количество

меропр.

1

4

11

18

3

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

2,14

25,04

61,1

85,985

9,896

- удельная эффективность

т/сут.эф.

6,7

55,9

33,1

20,3

24,1

т/сут.отр.

6,7

55,9

33,1

20,3

24,1

т/меропр.

2140

6260

5553

4777

3298,7

Продолжительность эффекта

сут.

319

448

1845

4240

410

Отработанное время

сут.

319

448

1845

4240

410

Переход на новый горизонт

- количество

меропр.

13

0

0

23

16

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

3,75

0

0

15,454

1,91

- удельная эффективность

т/сут.эф.

2,1

0,0

0

4,6

0,9

т/сут.отр.

2,1

0,0

0

3,9

0,8

т/меропр.

288,5

0

0

671,9

119,4

Продолжительность эффекта

сут.

1807

0

0

3370

2164

Отработанное время

сут.

1813

0

0

3971

2346

Обработка призабойной зоны

- количество

меропр.

105

231

171

86

106

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

49,21

86,54

43,6

18,17

44,4

- удельная эффективность

т/сут.эф.

3,9

2,8

2,2

2,6

3,3

т/сут.отр.

2,8

2,0

1,3

1,3

2,2

т/меропр.

468,7

374,6

255

211,3

418,6

Продолжительность эффекта

сут.

12683

30463

19876

7066

13524

Отработанное время

сут.

17439

43901

32952

14352

20427

Оптимизация механизированного фонда

- количество

меропр.

100

129

122

38

65

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

18,73

50,87

71,0

6,224

18,88

- удельная эффективность

т/сут.эф.

2,5

3,8

6,9

3,1

3,7

т/сут.отр.

1,2

2,0

3,9

1,3

1,6

т/меропр.

187,3

394,3

582

163,8

290,5

Продолжительность эффекта

сут.

7514

13305

10234

1995

5115

2

Отработанное время

сут.

15358

25523

18173

4974

12099

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

Ремонтно-изоляционные работы

- количество

меропр.

4

2

1

8

5

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

0,73

0,98

0,0

0,6

0,82

- удельная эффективность

т/сут.эф.

2,8

3,5

0,4

1,2

48,2

т/сут.отр.

1,4

2,8

0,4

0,5

17,4

т/меропр.

182,5

490

2

77

164,0

Продолжительность эффекта

сут.

265

282

5

515

17

Отработанное время

сут.

520

344

5

1175

47

За указанный период наблюдается снижение дополнительной добычи нефти от

ОПЗ,

связанный

с

уменьшением

числа

мероприятий

данного

вида.

Удельная

эффективность ОПЗ по годам колеблется от 1,3 т/сут в 2014-2015 г.г. до 2,8 т/сут в 2012 г.

Количество вводимых БГС упало с 18 в 2015 г. до 3 в 2016 г., удельная эффективность по

годам изменялась в пределах 6,7-55,9 т/сут на 1 мероприятие.

В

2016

г.

на

добывающем

фонде

Тевризского

месторождения

проведено

226

различных ГТМ; в год проведения дополнительно получено 83,7 тыс. т нефти или 8,4 % от

всей добычи по месторождению. Охват скважин мероприятиями составил 28 %.

В 2016 г. на Тевризском месторождении проведено 106 мероприятий по ОПЗ,

получено дополнительно 44,4 тыс. т нефти, соответственно, в 2,4 раза больше, чем за

предыдущий год. При этом средняя удельная эффективность на 1 обработку повысилась с

211,3 до 418,6 т дополнительной нефти.

Результаты проведения ОПЗ в 2014-2016 г.г. по видам приведены в табл. 2.

Таблица 2 – Показатели эффективности ОПЗ на добывающем фонде

Показатели

Един. изм.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

1

2

3

4

5

6

СКО

- количество

меропр.

4

15

1

7

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

1,645

2,2

0,012

2,2

- удельная эффективность

т/меропр.

411

148

12,0

318,7

СКО с КСПО-2

- количество

меропр.

24

0

24

6

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

3,048

0,0

3,103

1,8

- удельная эффективность

т/меропр.

127

0

129,3

292,7

СКО с КСПО-4

- количество

меропр.

0

0

9

2

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

0

0

2,026

0,4

- удельная эффективность

т/меропр.

0

0

225,1

183,0

СКО с ОЭ

- количество

меропр.

14

1

2

0

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

4,629

0,1

0,149

0,0

- удельная эффективность

т/меропр.

331

101

74,5

0,0

СКВ

- количество

меропр.

25

20

11

4

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

18,4

5,3

3,56

1,2

3

- удельная эффективность

т/меропр.

736

267

323,6

299,3

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

СКВ с КСПО-2

- количество

меропр.

13

0

14

2

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

9,1

0,0

4,354

1,8

- удельная эффективность

т/меропр.

700,8

0,0

311,0

889,5

ВВВ+ГРП

- количество

меропр.

0

0

11

19

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

0

0,0

3,19

8,9

- удельная эффективность

т/меропр.

0

0

290,0

469,3

ПСКО

- количество

меропр.

2

1

2

18

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

0,8

0,0

0,665

4,8

- удельная эффективность

т/меропр.

400,0

40,0

332,5

268,8

ПСКО под давлением

- количество

меропр.

51

109

0

1

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

33

31,3

0

0,05

- удельная эффективность

т/меропр.

647,1

287,3

0,0

50,0

УДС кавернообразованием

- количество

меропр.

17

2

1

0

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

7,888

0,6

0

0,0

- удельная эффективность

т/меропр.

464

310

0,0

0,0

ОПЗ РАСПО

- количество

меропр.

0

0

1

1

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

0

0,0

0,308

0,6

- удельная эффективность

т/меропр.

0

0

308,0

624,0

ОПЗ с РТ-1

- количество

меропр.

0

0

4

0

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

0

0,0

0,528

0,0

- удельная эффективность

т/меропр.

0

0

132,0

0,0

ОПЗ растворителем + СКО с КСПО-2

- количество

меропр.

0

0

3

0

- дополнительная добыча нефти

тыс.т

0

0,0

0,075

0,0

- удельная эффективность

т/меропр.

0

0

25,0

0,0

Наибольшее

распространение

из

физико-химических

методов

воздействия

на

карбонатные

коллектора

на

Тевризском

месторождении

получила

соляно-кислотная

обработка и её модификации. Так в 2016 г. количество таких ремонтов составило 56%.

Основными её преимуществами являются простота осуществления и низкая стоимость

работ. Однако следует отметить, что процент успешности соляно-кислотного воздействия

невысок

и

уменьшается

с

увеличением

кратности

обработок.

Снижение

успешности

кислотных методов вызвано следующими причинами:



высокая

расчлененность

и

неоднородность

по

проницаемо сти

разрабатываемых объектов. В этих условиях при проведении первоначальной кислотной

обработки соляная кислота проникает в наиболее проницаемые пропластки и почти не

поступает

в

малопроницаемые.

При

повторной

соляно-кислотной

обработке

кислота

снова, в первую очередь, поступает в наиболее проницаемые пропластки, расширяя и

углубляя

ранее

образовавшиеся

каналы,

при

этом

увеличения

профиля

притока

не

происходит;

4



высокой

скоростью

реакции

кислоты

с

породой

пласта

и

быстрой

её

нейтрализацией, которая происходит из-за эффекта экранизации поверхности порового

пространства пород, за счет АСПО или образования на поверхности экранирующего слоя

из продуктов реакции кислоты с породой;



блокированием

порового

пространства

продуктами

химических

реакций,

неполным их удалением из призабойной зоны пласта (ПЗП);



неизменная технология проведения обработок.

Основной

задачей

в

совершенствовании

методов

ОПЗ

является

обеспечение

заданной глубины проникновения кислоты в пласт и степени охвата пласта воздействием,

а

так

же

своевременный

и

полный

вынос

продуктов

реакции

из

пласта

после

солянокислотной обработки. Рассмотрим некоторые способы решения данных задач.

1. Замедление скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой: перевод

кислоты

в

эмульгированное

состояние,

получение

пенокислотных

растворов,

модифицирование и понижение температуры кислотных растворов и др. Однако у всех

этих методов есть свои недостатки. При проведении пенокислотной обработки происходит

частичное расслоение пены при её транспортировке к забою и снижение стабильности

пены

при

повышении

температуры.

Использование

нефтекислотных

эмульсий

в

низкопроницаемых коллекторах малоэффективно.

2. Улучшение фильтруемости рабочего раствора в условиях низкопроницаемых

коллекторов,

осложненных

наличием

АСПО.

Для

этих

целей

вводят

в

состав

кислотоводородных

растворов

углеводороды

обладающие

высокой

растворяющей

способностью по отношению к АСПО (органические отходы производства винилхлорида;

алюмохлорида; дистиллят содержащий бензин, керосин, соляровую фракцию). Однако

данное направление не исключает один из основных недостатков обычных кислотных

обработок

–

проникновение

в

пласт

по

участкам

с

наилучшими

фильтрационными

свойствами

коллектора.

Использование

кислотных

эмульсий

для

ОПЗ

требует

их

приготовления

на

станционарных

установках,

состоящих

из

насосного

оборудования,

емкостей, системы обвязки, что весьма трудоемко.

3. Широко используются для прогрева ПЗП и удаления из неё образований ПЗП,

методы основанные на закачке в пласт горячей воды, нефти, нефтепродуктов. Эти работы

не

требуют

длительного

периода

их

осуществления

и

способствуют

повышению

производительности

скважин.

Эффективность

данных

методов

недостаточно

высока.

Наиболее перспективными в этом направлении являются методы, основанные на закачке в

пласт горячих растворителей, однако данные методы в большинстве случаев являются

экономически нецелесообразными из-за необходимого значительного количества реагента

и затрат на его прогрев.

В целом по месторождению одним из наиболее эффективных способов воздействия

на

ПЗП

остаётся

метод

поинтервальной

соляно-кислотной

обработки

(ПСКО).

Эффективность

метода

достигается

за

счет

целенаправленного

действия

кислоты

в

заданном интервале.

Причинами снижения эффективности являются:

1. Экранирующий эффект на поверхности порового пространства пород, за счет

АСПО.

2.

Кратность

обработок.

После

трех-четырехкратного

воздействия

на

пласт

эффективность обработок падает в 2-3 раза, а продолжительность эффекта снижается в 1,5

раза.

С

целью

увеличения

эффективности

проведения

ПСКО

на

Тевризском

месторождении,

предлагаю

провести

комплексные

мероприятия

по

воздействию

на

призабойную зону пласта с предварительным использованием растворителя АСПО, из

расчета 0,7 м

3

РАСПО на 1 м нефтенасыщенной толщины. Данный метод позволяет:

снизить экранирующий эффект на поверхности порового пространства, и как следствие

увеличить глубину проникновения кислоты в пласт и степень охвата пласта воздействием.

5

Так же существенное преимущество комплексной обработки РАСПО + ПСКО ещё и

в том, что в условиях добычи высоковязкой нефтей после СКО в призабойной зоне

образуются аномально-вязкие структурированные эмульсии – нефть, вода, мех. примеси,

остатки кислоты, что во многих случаях приводит к неоднократному отказу насосного

оборудования.

Применение

растворителя

при

ПСКО

предохраняет

от

образования

агрегатированных структурообразующих жидкостей.

Для

проведения

обработки

необходимо

следующее

о б о руд о ва н и е :

цементировочный агрегат (ЦА-320), агрегат для закачки кислоты, АПРС-40, емкости для

воды.

1. Проведение обработок будет осуществляться по следующей схеме.

2. Остановка и глушение скважины;

3. Подъём ГНО и пропарка НКТ;

4. Шаблонирование э/к и промывка забоя;

5. ГИС;

6. Спуск и посадка пакеров на НКТ;

7. Обвязка устья скважины для проведения ПСКО;

8. Закачка РАСПО из расчета 0,7 м

3

на 1 м нефтенасыщенной толщины;

9. Выдержка на реакцию в течении 4 часов;

10. Закачка и продавка в пласт раствора HCl, реакция;

11. Спуск НКТ с воронкой, промывка скважины соленой водой с целью удаления

продуктов реакции;

12. Спуск оборудования, пуск скважины в работу

Литература:

1. Сучков Б.М. Проведение СКО в динамическом режиме, Нефтяное хозяйство –

1987. № 6. С. 52-55.

2 .

А м и я н

В . А . ,

Уг о л е в

В . С . Физико-химические

методы

повышения

производительности скважин, М.: Недра. 1970. – 279 с.

3.

Сургучев

М.Л.,

Калганов

В.

И.,

Гавура

А.

В.

и

др.

Извлечение

нефти

из

карбонатных коллекторов. М.: Недра. 1987. – 230 с.

4. Мартос В.Н. Новая технология интенсификации притока жидкости в глубоких

скважинах //ВНИИОЭНГ, РНТС Серия «Нефтепромысловое дело». 1972. № 2. С. 30-32.

6