Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Анализ эффективности применения технологий водоизоляционных работ в продуктивных пластах Южно-Ягунского месторождения - файл анализ эффект.doc


Анализ эффективности применения технологий водоизоляционных работ в продуктивных пластах Южно-Ягунского месторождения
скачать (480.6 kb.)

Доступные файлы (20):

анализ эффект.doc1427kb.15.01.2006 16:22скачать
Безопасность.doc106kb.15.01.2006 16:22скачать
Введение.doc25kb.15.01.2006 16:22скачать
Геолог часть.doc117kb.15.01.2006 16:22скачать
Доклад.doc40kb.15.01.2006 16:22скачать
Задание.doc27kb.15.01.2006 16:22скачать
Заключение.doc26kb.15.01.2006 16:22скачать
перечень.doc21kb.15.01.2006 16:22скачать
Плакат 1.doc50kb.15.01.2006 16:22скачать
Плакат 2.doc29kb.15.01.2006 16:22скачать
Плакат 3.xls26kb.15.01.2006 16:22скачать
Плакат 4.doc49kb.15.01.2006 16:22скачать
Плакат 5.doc42kb.15.01.2006 16:22скачать
Плакат 6.doc34kb.15.01.2006 16:22скачать
Реферат.doc22kb.15.01.2006 16:22скачать
Содержание.doc27kb.15.01.2006 16:22скачать
Список.doc26kb.15.01.2006 16:22скачать
Текущее состояние.doc696kb.15.01.2006 16:22скачать
Титульник.doc22kb.15.01.2006 16:22скачать
Экономика.doc145kb.15.01.2006 16:22скачать

содержание
Загрузка...

анализ эффект.doc

  1   2   3
Реклама MarketGid:
Загрузка...
2.2 Технологии проведения водоизоляционных работ на Южно-Ягунском месторождении

2.2.1 Необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ на Южно-Ягунском месторождении

Из анализа текущего состояния разработки Южно-Ягунского месторождения следует, что коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин очень низок. Большая часть скважин находится в бездействии из-за высокой обводненности добываемой продукции и незначительного дебита нефти, и их эксплуатация привела бы к отбору большого количества попутной воды, при этом более половины скважин не выработали свои запасы. Это обуславливает необходимость применения по этой категории скважин методов интенсификации добычи нефти и проведение изоляционных работ по ограничению притока воды из обводненных пропластков.

Увеличение процентного содержания воды в продукции скважин может происходить вследствие ее поступления из продуктивных высокопроницаемых горизонтов или появления посторонних вод из ниже- или вышезалегающих пластов /3/.

Ограничение притока воды в добывающие скважины осуществляется проведением ремонтно-изоляционных работ (РИР), которые в зависимости от факторов обуславливающих преждевременный рост обводненности делятся на две группы. В первую входят работы по восстановлению технического состояния крепи скважины с целью предотвращения поступления посторонних вод из пластов, удаленных от продуктивного; герметизация колонн, восстановление целостности цементного кольца в заколонном пространстве и другие. Входящие в данную группу РИР позволяют повысить коэффициент эксплуатации скважины, как капитального сооружения, и способствует интенсификации добычи нефти.

Ко второй группе относятся работы, связанные с ограничением притока воды непосредственно из послойно-неоднородного продуктивного пласта. При этом применяют методы, позволяющие отключить обводненный пласт или пропласток из разработки или существенного снизить проницаемость обводненных зон для воды. Такое поинтервальное отключение из разработки обводнившихся пластов, когда еще не произошло обводнение продукции скважин по всему горизонту, позволяет увеличить коэффициент текущей нефтеотдачи на 4 – 5 % при снижении водонефтяного фактора в 1,5 – 1,7 раза по сравнению с совместной выработкой пластов без воздействия.

На Южно-Ягунском месторождении проводится весь комплекс ремонтно-изоляционных работ (табл. 2.5) /4/.

Таблица 2.5

Количество РИР, проведенных в 2001 году на Южно-Ягунском месторождении

Вид ремонта

Количество скважин, ед.

Процент от общего количества, %

Негерметичность эксплуатационной колонны

2

3,2

Заколонный переток

6

9,7

Изоляция водоносной части пласта

33

53,2

Переход на вышележащий горизонт

21

33,9

Итого

62

100


Большую часть занимают ремонтно-изоляционные работы, связанные с ограничением притока воды в добывающие скважины из продуктивных горизонтов, то есть изоляция водоносной части пласта составляет 53,2% от общего числа ремонтов, а отключение обводнившихся пластов и соответственно переход на вышележащий – 33,9%. Это говорит о том, что основным источником преждевременного обводнения скважин на Южно-Ягунском месторождении в данный момент времени являются высокопроницаемые выработанные пласты и пропластки.

Ограничение притока воды из обводнившихся пропластков осуществляют двумя методами: неселективным и селективным. Для неселективной изоляции используют материал, который независимо от насыщенности среды нефтью или водой, образует экран, не разрушающийся в течении длительного времени в пластовых условиях при этом нефтенасыщенная часть повторно вскрывается перфорацией.

Второй метод изоляции водоносных частей продуктивных пластов основывается на закачивании в пласт реагентов, избирательно снижающих проницаемость обводненных зон.

На Южно-Ягунском месторождении для ограничения притока воды из продуктивных горизонтов применяют такие методы, как закачка цементного раствора, который относится к неселективным, а также и селективные – это применение кремнийорганических систем (АКОР-Б100) и инвертных эмульсий на основе материала «Полисил ДФ».

2.2.2 Применение кремнийорганических соединений (КОС) для изоляции обводнившихся пропластков

Метод изоляции водопритоков КОС основан на их способности отверждаться при контакте с водой в условиях пласта, то есть вода является отвердителем для данных реагентов /5/. Тампонажные составы на основе кремнийорганических соединений обладают селективностью по отношению к нефте- и водонасыщенным горным породам. Физико-химические свойства реагентов, а также способы доставки и закачки в зону изоляции, обуславливают преимущественную их фильтрацию в водонасыщенную зону и тампонирование данного участка пласта. Попадающая в продуктивный пропласток часть реагента взаимодействует со связанной реликтовой водой, однако, вследствие недостатка воды, пространство сшитого полимера здесь не образуется и продуктивность нефтеносной зоны не ухудшается. Накопленный опыт работ свидетельствует, что при содержании остаточной воды в продуктивных пластах до 45% использование кремнийорганических соединений не приводит к снижению фильтрационных характеристик этих объектов.

Необходимым условием применения технологии с использованием КОС

является проведение на скважине комплекса промыслово-геофизических исследований, при этом необходимо определить характер и источник обводнения, профиль притока, температуру в зоне изоляции.

Скважина, выбранная для осуществления технологии должна удовлетворять следующим требованиям:

  • интервал перфорации и зумпф должны быть свободны от осадка предметов;

  • обсадная колонна скважин за исключением интервала перфорации должна быть герметична;

  • приемистость по воде превышает 150 м3/сут при давлении нагнетания на устье не более 10 МПа, но не больше 90 м3/сут при устьевом давлении менее 5 МПа, вследствие большого расхода кремнийорганических реагентов и их достаточно высокой стоимости;

  • коэффициент начальной нефтенасыщенности продуктивных интервалов пласта должен быть не менее 45 – 50%;

  • одним из наиболее важных параметров, определяющих успешность и эффективность водоизоляционных работ с применением КОС, является расчлененность или неоднородность по проницаемости пласта, при этом предпочтительно условие, когда водоносный интервал отделен от продуктивных пропластков глинистыми или низкопроницаемыми перемычками толщиной более 0,4 – 0,6 м;

  • отношение гидропроводной водоносной зоны и вскрытых перфорацией нефтеотдающих толщин пласта должно быть более 1,2;

  • пластовая температура не больше 1200С;

  • обводненность добываемой продукции скважины не менее 75%;

  • минерализация пластовых вод не лимитируется.

При осуществлении технологического процесса используется стандартное оборудование, применяемое при капитальном ремонте и обработках призабойной зоны скважин.

Для закачки технологических жидкостей и промывки скважины во время ремонта применяют два цементировочных агрегата – ЦА-320, чтобы обеспечить бесперебойность ведения работ во время ремонта или в нестандартных ситуациях, которые могут возникнуть, например, поломка первого агрегата, снижение приемистости скважины во время продавки водоизолирующего реагента до нуля при максимально допустимом давлении и так далее.

Для доставки кремнийорганического реагента и буферной жидкости на устье скважины используют стальные герметичные передвижные емкости или предназначенные для этих целей бойлеры или нефтевозы любой марки.

Если ремонт проводится в зимнее время, то может возникнуть необходимость прогрева фонтанной арматуры, поэтому необходимо наличие на кусте паропередвижной установки – ППУА 1600/100.

Во время изоляционных работ расходуется большой объем промывочной и продавочной жидкости, и, если на кусте отсутствует водовод, то используют стальные емкости объемом до 20 – 25 м3 или заменяющие их автоцистерны общей емкостью не менее 20 м3.

Существует различные виды водоизоляционных реагентов и тампонажных составов на основе кремнийорганических соединений – это продукт 119-204, этилсиликат, АКОР-Б100, ВТС и НВТС

На Южно-Ягунском месторождении получил распространение АКОР-Б100, так как его применение предпочтительнее, поскольку он имеет меньшую стоимость при полной аналогии потребительских свойств и может использоваться самостоятельно в товарном виде, не требуя подготовительных операций.

АКОР-Б100 представляет собой смесь алкиновых эфиров ортокремниевой кислоты с добавлением катализатора реакции гидролиза и поликондексации (хлорное железо, неорганические кислоты) и обладает следующими свойствами:

  • плотность жидкости, цвет которой от желтого до темно-коричневого, – 980-1100 кг/м3 при 200С;

  • малая вязкость (1-10۰10-3 Па۰с при 200С) и высокая подвижность в пористой среде;

  • при контакте с водой любой минерализации в ней растворяется, а затем отверждается;

  • обладает более высокой адгезией к гидрофильной поверхности, чем к гидрофобной;

  • при попадании в породу отверждается за более короткое время, чем в стволе скважины;

  • возможно регулирование прочности, плотности и времени отвердевания;

  • может храниться и применятся до – 500С.

Для предотвращения преждевременного отверждения водоизолирующего реагента в колонне труб вследствие контакта с водой или солевым раствором, заполняющим скважину, в процессе доставки его до интервала перфорации необходимо использовать разделительный буфер. В качестве буферной жидкости необходимо применять безводную водорастворимую гигроскопичную жидкость, например, гликоли, неонол, низшие спирты (этиловый, изопропиловый, изобутановый) и тому подобные. На Южно-Ягунском месторождении в качестве буфера используют безводную нефть в объеме 1 м3.

Процессу проведения закачки реагента АКОР-Б100 для изоляции обводнившихся пропластков предшествуют подготовительные операции:

  • глушение скважины, подъем подземного оборудования и промывка забоя;

  • комплекс промыслово-геофизических исследований;

  • определение приемистости скважины по воде и при необходимости проведение кислотной обработки призабойной зоны;

  • завозится на куст буферная жидкость в объеме 1,4 – 2,0 м3 и АКОР-Б100, объем которого выбирается в зависимости от приемистости скважины по следующим рекомендациям:

при приемистости 18 – 22 м3/(сут۰МПа) – 1,5 – 2,0 м3;

24 – 36 м3/(сут۰МПа) – 2,5 – 4,0 м3;

38 – 48 м3/(сут۰МПа) – 4,5 – 6,0 м3;

  • оборудуется устье скважины по схеме приведенной на рис. 7;





1, 3, 8 – быстросоединяющаяся резьба; 2 – кран высокого даления; 4 – подъемный патрубок; 5 – фланец-планшайба; 6 – крестовина; 7 – затрубная задвижка; 9 – эксплуатационная колонна; 10 – манометр

^ Рисунок 7 - Схема обвязки устья скважины при проведении водоизоляционных работ


  • спецтехника обвязывается согласно рис. 8, после этого проводится опрессовка нагнетательной линии на 10 – 12 МПа;





1 – линейная задвижка; 2 – буферная задвижка; 3 – линия по нагнетания по НКТ; 4 – центральная (аварийная) задвижка; 5 – емкость с водоизолирующим реагентом; 6 – емкость с буферной жидкостью; 7 – затрубная задвижка на линии нагнетания в затрубное пространство; 8 – агрегат ЦА-320 № 1; 9 – запорные задвижки; 10 – гибкий резиновый шланг для долива в мерники ЦА-320 необходимого количества продавочной жидкости; 11 – линия нагнетания в затрубное пространство; 12 – агрегат ЦА-320 № 2; 13 – емкость с запасом промывочной и продавочной жидкости или водовод; 14 – выкидная линия НКТ; 15 - выкидная линия с затрубного пространства; 16 - затрубная задвижка на выкидной линии; 17 – крестовина устья скважины.
^ Рисунок 8 – Схема обвязки устья скважины при водоизоляционных работах кремнийорганическими реагентами


  • заливочные трубы (НКТ), на низ которых навинчен мундштук-патрубок со срезанным концом и седло опрессовочного клапана (рис. 9), устанавливаются на глубине от 40 до 60 м и опрессовываются на давление 12 – 15 МПа.

После проведения этих операции при открытой затрубной задвижке начинают закачивать в насосно-компрессорные трубы первым агрегатом ЦА-320 последовательно нижний буфер, АКОР-Б100 и верхний буфер. Не закрывая затрубную задвижку, реагенты доводятся продавочной водой до башмака НКТ. Затем закрывают затрубную задвижку и продавливают водоизолирующий компонент в зону изоляции тем же агрегатом.

В момент выдавливания из заливочных труб последних 0,6 – 0,8 м3 кремнийорганического реагента проводят его продавку одновременно по НКТ и затрубному пространству закачкой воды в НКТ первым агрегатом ЦА-320 в объеме 1,5 – 2,0 м3 и в затруб вторым агрегатом ЦА-320 в объеме 0,8 – 1,5 м3. Общий объем продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам и затрубному пространству рассчитывается исходя из условия полного выдавливания из ствола скважины АКОРа-Б100 в зону изоляции, при этом давление продавки не должно превышать максимально допустимого для опрессовки эксплуатационной колонны в зависимости от ее диаметра.

По окончанию закачки водоизолирующего компонента колонну НКТ поднимают на безопасную глубину и скважину оставляют закрытой на ожидание затвердевания состава (ОЗС) под давлением конца продавки на 36 часов.

После ОЗС плавно стравливают давление в скважине путем открытия линейной и затрубной задвижек и определяют наличие циркуляции с помощью агрегата ЦА-320. Затем производят допуск НКТ с прямой промывкой забоя. В случае их посадки на полимерный стакан, то его разрушение происходит под действием веса колонны труб, поэтому нет необходимости использовать бурящий инструмент, тем самым, исключая необоснованные дополнительные затраты.

1 2 3 4 5



^ 1 – мундштук типа “перо”; 2 – седло опрессовочного клапана; 3 – расчетное количество НКТ;

4 – репер; 5 – колонна НКТ


Рисунок 9– Схема компоновки подземного оборудования при проведении водоизоляционных работ
Следующим этапом РИР является определение приемистости скважины после изоляционных работ при давлении 10 – 11 МПа. При ее равенстве нулю или каком-либо снижение в сравнении с начальной рекомендуется провести кислотную обработку призабойной зоны пласта по стандартной технологии (глинокислотная обработка, гидрофобный кислотный состав и так далее). Допускается реперфорация, а также дострелы продуктивных интервалов пласта любыми типами перфораторов или совмещение их с кислотной ОПЗ пласта.

Затем скважину осваивают компрессором или методом свабирования, при этом максимально допустимая депрессия должна составлять не более 15,0 МПа, проводят промыслово-геофизические исследования, по результатам которых определяют профиль притока, продуктивность работы пласта и оценивают качество проведенного ремонта.

Последний этап ремонта – заключительные работы, включающие в себя подъем заливочных труб, спуск подземного скважинного оборудования, установку устьевой арматуры, запуск скважины и так далее.

2.2.3 Применение инвертных эмульсий на основе материала “Полисил ДФ” для изоляции обводнившихся пропластков

Использование инвертных эмульсий на основе модифицированных ма­териалов “Полисил ДФ” для селективного ограничения водопритоков в до­бывающих скважинах обусловлено рядом их качеств /6/:

  • избира­тельно фильтроваться в наиболее проницаемые интервалы пласта и трещи­ны, являющиеся путями притока пластовых вод к забою скважины;

  • способностью к загущению и структурообразованию при механи­ческом смешивании с водой в процессе фильтрации в глубь пласта и, на­оборот, к разжижению при контакте с нефтью;

  • возможностью значительно снижать поверхностное натяже­ние на границе раздела фаз порода-нефть-вода, увеличивая фазовую проницаемость нефтенасыщенных интервалов и зон пласта.

Эти свойства обусловлены тем, что данная система представляет собой дисперсию водных капелек в угле­водородной среде, где материал “Полисил ДФ” является твёрдым неионогенным поверхностно-активным веществом. При взаимодействии инвертной эмульсии с пластовыми водами, за счёт осмотических явлений, происходит увеличение размеров капель водной фазы. Это приводит к росту вязкости эмульсии, что улучшает её тампонирующие свойства по отношению к воде. В тоже время, при контакте с нефтью, за счёт увели­чения содержания углеводородной фазы, происходит уменьшение вязкости эмульсии и вынос её из призабойной зоны пласта потоком нефти.

Снижение поверхностного натяже­ния на границе раздела фаз порода-нефть-вода происходит за счет того, что в состав инвертной эмульсии входит твёрдый неионогенный ПАВ.

В качестве объектов применения данной технологии выбираются скважины с прогрессирующей обводненностью, которые должны удовлетворять следующим геолого-технологические требованиям, обеспечивающим кор­ректные условия проведения работ:

  • продуктивный пласт может быть как терригенный, так и карбонатный, при этом он должен характеризоваться высокой проницаемостной неоднородностью, а средняя проницаемость должна быть не меньше 0,1۰10-12 м2;

  • эффективная мощность пластов превышает 1,5 – 2 м;

  • обводнённость ремонтируемой скважины находится в пределах 50 – 98 %;

  • дебит по жидкости добывающей скважины должен составлять не менее 20,0 м3/cyт;

  • приёмистость от 80 до 400 м3/сут;

  • скважины технически исправные, и необходимо, чтобы отсутствовали заколонные перето­ки;

  • пластовая температура до + 100°С.

  • минерализация воды для приготовления инвертной эмульсии изменя­ется в переделах 1050...1400кг/м3.

Для создания данной инвертной эмульсии используют следующие компоненты:

  • материал “Полисил” выпускаемый ЗАО “РИТЭК-ПОЛИСИЛ”;

  • нефть;

  • нефтенол;

  • вода подтоварная;

  • хлористый кальций.

Рецептура инвертной эмульсии “Полисил ДФ” подбирается в каждом конкретном случае индивидуально в зависимости от проницаемости пла­ста, типа коллектора, обводненности скважин и эффективной мощности пласта вскрытой перфорацией. Подбор осуществляется следующим образом:

Плотность инвертной эмульсии задаётся не менее чем на 10% выше плот­ности пластовой воды. В зависимости от выбранной плотности эмульсии по формуле (2.1) рассчитывается её компонентный состав:

ρэм = ρн۰α + ρвр۰(1-α), (2.1)

где: ρвр - плотность водного раствора, кг/м3;

ρэм - плотность инвертной эмульсии, кг/м3;

ρн - плотность нефти, кг/м3;

α - содержание нефти в эмульсии, дол.ед.

Содержание хлористого кальция в водной фазе инверт­ной эмульсии позволяет увеличить её плотность и улучшить термостабиль­ность, поэтому плотность водного раствора зависит от его концентрации (табл. 2.6).

При данных соотношениях получается эмульсия с вязко­стью, лежащей в пределах 2 – 7 Па۰с, что позволяет прокачивать ее на забой скважины.

Концентрация материала “Полисил ДФ” в нефтяной фазе инвертной эмульсии выбирается в соответствие с табл. 2.7.

Содержание нефтенола составляет 3 кг на 3 инвертной эмульсии. Количество водной фазы в инвертной эмульсии зависит от вязкости нефти и подбирается экспериментальным путём. Рекомендуемые соотноше­ния водной фазы к нефтяной составляют 2,0 : 1 до 3,0 : 1.
Таблица 2.6

Плотность водного раствора в зависимости от концентрации хлористого кальция

Концентрация CaCl2,

۰10-3 кг/кг

98

118

139


161


181

200

221

262

282

322

Плотность водного рас- твора, кг/м3

1080

1100

1120

1140


1160

1180

1200

1240

1260

1300


Таблица 2.7

Концентрация материала “Полисил ДФ” в нефтяной фазе инвертной эмульсии

Проницаемость, ۰10-12 м2

Обводненность, %

Время реагирования, час

0 – 60

60 – 70

70 – 80

80 – 98

Концентрация материала, кг/м3

0,05 – 0,2

4,0 – 6,0

4,5 – 6,0

5,5 – 7,0

6,0 – 7,5

24

0,2 – 0,5

5,0 – 6,5

5,5 – 7,0

5,5 – 7,0

6,5 – 8,0

24

>0,5

5,5 – 6,5

6,0 – 7,0

6,5 – 7,5

7,5 – 10

24


Технология закачки инвертной эмульсии осуществляется с использованием стандартного оборудо­вания устья скважины и технических средств, применяемых при капиталь­ном ремонте скважин. Технические средства:

  • цементировочный агрегат типа ЦА-320 для перекачки технологиче­ских жидкостей;

  • автоцистерна АЦ;

  • смесительная ёмкость объёмом 15...20 м3;

  • эжектор.

Для оценки эффективности намеченных работ скважина исследуется как до, так и после проведения обработки ПЗП. В комплекс исследований входит:

    • замеры дебита скважины, её обводнённости, забойного, пластового дав­ления и пластовой температуры;

    • отбивка забоя;

    • снятие дебитограмм;

    • определяется герметичность эксплуатационной колонны и наличие перето­ков.

После глушения скважины и подъёма подземного оборудования на НКТ спускают воронку и устанавливают её напротив обводнённого горизонта (при низкой приёмистости пласта в компоновку включается пакер). Работы по закачке инвертной эмульсии в пласт выполняются в следующей последовательности:

  1. в чистой ёмкости (АЦ или иной ёмкости) готовится суспензия, со­стоящая из расчётного объёма нефти и материала “Полисил”; приготовление эмульсии осуществляется следующим способом:

    • в ёмкость набирается расчётное количество нефти и через эжектор, при по­стоянной циркуляции вводится материал “Полисил” и тщательно переме­шивается;

    • приготавливается расчётное количество водной фазы с хлористым кальцием;

    • при постоянной циркуляции углеводородной фазы через эжектор вводится приготовленная водная фаза и перемешивается до получения однород­ной эмульсии.

  2. После этого открывают затрубную и устьевую задвижки (при наличии в компоновке пакера открыть только устьевую задвижку) и закачивают в НКТ полученную эмульсию в объёме, равном объёму внут­реннего пространства НКТ. Жидкость из затрубного пространства направ­ляется в летнее время в выкидную линию или водовод, а в зимнее – в специально приспособленную для этих целей ёмкость (при наличии в ком­поновке пакера эмульсия продавливается в пласт при закрытой затрубной задвижке).

  3. Закрывают затрубную задвижку и закачивают в заливочные трубы оставшийся объём эмульсии, продавливая её в пласт под давлением продавочной жидкостью. Объем продавочной жидкости пласто­вой воды (нефти) составляет объём внутреннего пространства НКТ.

  4. После продавки всего объёма инвертной эмульсии “Полисил” в пласт закрывают задвижки и останавливают скважину на реагировании на 24 часа.

  5. Проводят заключительные работы, спускают подземное скважинное оборудование, запускают скважину. Дальнейшую ее эксплуатацию производят в обычном режиме в соответствии с планом геолого-технологической службы нефтегазодобывающе­го предприятия.

2.2.4 Применение цементных растворов для изоляции обводнившихся пропластков

Методы цементирования обводнившихся пропластков сводятся к задавливанию цементной суспензии в пути водопритоков по заливочным трубам, при этом образуется экран, не разрушающийся в течение длительного времени в пластовых условиях /7/. Обобщение результатов применения данной технологоии водоизоляционных работ показало, что механизм ограничения поступления воды в добывающие скважины из продуктивных горизонтов основывается на отключении обводненного пропластка, либо заполнении крупных трещин в матрице пласта и каналов движения воды в заколонном пространстве.

Объектом применения данной технологии выбираются скважины, в которых с достаточно высокой точностью в результате проведения промыслово-геофизических работ определен источник обводнения и его местоположение.

Ремонтируемая скважина должна удовлетворять следующим необходимым техническим требованиям:

  • интервал перфорации и зумпф должны быть свободны от осадка предметов;

  • обсадная колонна скважин за исключением интервала перфорации должна быть герметична;

  • на стенках эксплуатационной колонны не должны быть отложения парафина, минеральных солей, продуктов коррозии металла;

  • шаблон, имеющий диаметр меньше на 6 – 7 *10-3 м меньше, чем внутренний диаметр обсадных труб, должен проходить до искусственного забоя;

  • приемистость по воде превышает 180 м3/сут при давлении нагнетания на устье не более 10 МПа.

При проведении данной технологии водоизоляционных работ применяют тампонажный цемент, состоящий из смеси вяжущих веществ (портландцемента, шлака, извести и так далее), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины и других) или органических (отходов целлюлозного производства и другие) добавок, способствующих образованию после затворения с водой или другой жидкостью раствора, затвердевающего в прочный цементный камень.

Для цементирования скважин используют различные сорта портландцемента, показатели который определяются техническими условиями (табл. 2.8).

Таблица 2.8

Свойства тампонажных цементов, применяемых при проведении РИР

Показатель

ПЦТ I-G

ПЦТ I-50

22±20С

75±30С

22±20С

75±30С

Водоцементное отношение

0,44

-

0,5




Удельная поверхность, м2/кг

370

-

305




Выход цементного раствора из 1000 кг

материала, м3

0,77

-

0,83




Плотность раствора, кг/ м3

1900

-

1810




Условная водоотдача, см/30 мин

210

-

200




Водоотделение, %

0,8

-

0




Сроки схватывания: ч-мин

- начало

- конец


500

640


245

330


455

640


215

245

Прочность цементного камня через 24 часа при 750С: - изгиб

- сжатие


-

-


4,0

37,4


-

-


2,7

17,3


Тампонажные цементы должны обладать замедленным началом схватывания, ускоренным началом твердения с соответствующей этому моменту высокой прочностью, низкой проницаемостью после схватывания и твердения, а также большой текучестью.

На схватывание цементного раствора в скважине влияет водоцементное соотношение, степень помола, присутствие и состав воды, нефти и газа, температура и давление. С помощью различных химических реагентов можно регулировать плотность тампонажного раствора (для уменьшения: гипан, бентонитовые глинопорошки и так далее; для увеличения: барит, магнетит, гематит, кварцевый песок и другие) и прочность цементного камня.

При проведении цементировочных работ применяется следующая техника:

  • цементировочный агрегат ЦА-320 для закачки и продавливания тампонажных растворов в скважину;

  • цементосмесительная машина СМ-4М для транспортирования сухих тампонажных материалов и механизированного приготовления;

  • автоцистерны АЦ для доставки жидкости затворения и продавочной жидкости.

Проведению изоляции водопритоков предшествуют подготовительные работы, аналогичные вышеприведенным технологиям. При этом обвязка устья спецтехникой немного проще за счет того, что нет необходимости использования буфера при закачке изолирующего материала.

После осуществления этих операций низ заливочных труб устанавливается на глубину не менее 20 м выше интервала изолируемого пласт. Расчетный объем цемента доводится до башмака НКТ при открытой затрубной задвижке на 1/3 или не менее в зависимости от объема раствора (иначе его скорость течения по трубам будет ниже производительности ЦА-320), тем самым исключается получение вакуумной пробки.

Далее затрубная задвижка закрывается, тампонажный материал продавливается в пласт под давлением не превышающим опрессовочное, не меняя глубины, производится срезка цементного раствора с противодавлением на пласт (4 – 5 МПа). Колонна НКТ поднимается на безопасную глубину, и скважина оставляется под давлением ОЗЦ.

После этого проводят перфорацию нефтенасыщенных интервалов пласта, определяют их приемистость и при необходимости производят обработку призабойной зоны пласта с целью увеличения их продуктивности.

Последним этапом ремонта по ограничению притока воды в скважину являются заключительные работы, которые заканчиваются запуском скважинного оборудования.

2.3 Анализ эффективности применения технологий по отключению обводнившихся пропластков на Южно-Ягунском месторождении

Ремонтно-изоляционные работы составляют 30-40 % от всего объёма капитальных ремонтов, производимых в НГДУ “Когалымнефть”, при этом их доля в последние годы постоянно увеличивается, что связано с длительными сроками эксплуатации скважин и вытекающими отсюда разнообразными причинами. Данный вид работ проводится как на неработающем фонде скважин (бездействие, консервация) с целью ввода их в работу, так и на действующем для улучшения режимов выработки продуктивных пластов.

В 2001 году наибольшее количество ремонтов составили работы по селективной изоляции с целью отключения притока воды. Это 33 ремонта или 55% от всех РИР. При этом применялось несколько видов реагентов, различных по принципу своего действия: в 25 скважинах (75%) для изоляции обводнившихся пропластков использовали кремнийорганическое соединение АКОР-Б100, в 4 (12,5%) впервые применяли, в качестве эксперимента, инвертную эмульсию на основе материала “ПОЛИСИЛ” и на 4 скважинах (12,5%) отключение водопроявляющих интервалов пласта проводили закачкой цементного раствора (табл. 2.9) /4/.

Нельзя не сказать, что в 2000 году около половины ремонтов, связанных с селективной изоляцией пластов, проводили с помощью цементной заливки, а в 1999 – более 70%. Такое сокращение использования этого материала, не смотря на низкую стоимость, для данного вида работ, объясняется тем, что цементирование может дать положительные результаты при изоляции притока воды только в некоторых случаях, например, когда требуется отсечь какой-то участок пласта и перейти на  вышележащий горизонт. Однако со временем,


Скважина

Материал

Дебит нефти,т/сут

Обвод-ненность, %

Доплнительная добыча нефти на конец года, т

Продлжитель-ность эффекта, сут

Затрачен-ное время, час.

Затраты на ремонт, тыс.руб.

до

после

до

после

1820

АКОР-Б100

0

7,5

100

84,39

2536,0

324

330

681,5

860

АКОР-Б100

0,2

1,89

99

97,5

892,4

314, продол.

312

815,88

869

АКОР-Б100

0

1,44

100

94,43

752,8

276

432

752,3

951

АКОР-Б100

0,22

4,65

99

96,29

1446,3

267,продол.

364

859,04

5029

АКОР-Б100

1

4,85

97

82,33

1693,8

214,продол.

452

634,21

3101

АКОР-Б100

0

12,18

100

63,81

2965,5

268, продол.

530

736,16

1013

АКОР-Б100

0

1,62

100

98

783,2

286

432

756,42

1768

АКОР-Б100

0

6,2

100

90,24

1961,4

276

360

941,4

448

АКОР-Б100

0,5

5,32

99

92

1420

242,продол.

528

657,34

566

АКОР-Б100

0

1,24

100

96,75

582,4

216

336

878,64

2736

АКОР-Б100

0,16

0,11

99

99,17

0

не успеш.

456

821,37

1481

АКОР-Б100

4

7,6

82

53,91

889,7

164, продол.

312

815,88

606

АКОР-Б100

1

3,42

98

90,74

602,2

152, продол.

384

689,37

805

АКОР-Б100

2

5,07

90

84,12

1014,5

184, продол.

366

957,09

5085

АКОР-Б100

7

5,7

93

93,38

0

не успеш.

484

923,46

1803

АКОР-Б100

1

4,68

97

93,11

653,3

126, продол.

408

672,34

883

АКОР-Б100

0,3

1,23

99

96,11

212

94, прдол.

324

847,26

804

АКОР-Б100

3

0,36

93

99,04

0

не успеш.

526

926,5
Таблица 2.9

Сведения о результатах РИР по отключению обводнившихся пропластков проведенных на Южно-Ягунском месторождении за 2001 год

Продолжение табл. 2.9


Скважина

Материал

Дебит нефти,т/сут

Обвод-ненность, %

Доплнительная добыча нефти на конец года, т

Продлжитель-ность эффекта, сут

Затрачен-ное время, час.

Затраты на ремонт, тыс.руб.

до

после

до

после

748

АКОР-Б100

0,57

1,64

99

97,03

315,7

86, продол.

358

693,72

992

АКОР-Б100

1

4

97

84

425,9

82, продол.

386

724,61

586

АКОР-Б100

0,5

1,62

99

97,17

156,2

72, продол

504

824,26

1500

АКОР-Б100

0,2

3,64

95

87,6

264,2

63, продол.

432

934,47

452

АКОР-Б100

1

4

97

84

196,3

42, продол.

384

657,33

1747

АКОР-Б100

0,3

3,83

99

89,77

136,1

28, продол.

410

787,54

2431

АКОР-Б100

0,2

0,98

99

97,5

68

18, продол.

456

687,25

5046

ПОЛИСИЛ

0,33

1,68

99

96,31

536,4

264,продол.

480

865,32

1089

ПОЛИСИЛ

0,54

4,43

99

86,16

624,2

186, продол.

532

761,24

1111

ПОЛИСИЛ

2

5,5

96

95,69

324,4

146, продол.

432

802,79

741

ПОЛИСИЛ

2

3,04

93

90,82

127,6

96, продол.

408

941,32

1623

ЦЕМЕНТ

0,8

98

2,24

92

658,4

268

724

1320,1

1452

ЦЕМЕНТ

0,42

99

0,4

99

0

не успеш.

546

1067,23

854

ЦЕМЕНТ

0,66

99

1,23

98

462,1

224, продол

601

985,34

5154

ЦЕМЕНТ

2

95

4,03

82,4

200

116, продол.

634

1236,14


когда перфорация будет сделана у кровли пласта, оставшаяся в обводнившемся пласте нефть окажется потеряной.

Использование цементных растворов для ограничения притока воды не может быть высокоэффективным из-за их низкой фильтруемости и невозможности проникновения в пласт на достаточную глубину; высокой плотности, что может вызвать их поглощение и гидроразрыв пласта; высокой фильтратоотдачи (ухудшения подвижности раствора, кольматации продуктивной зоны и усложнения освоения скважины); низкой механической и ударной прочности (растрескивание камня при повторной перфорации, приложении депрессий); низкой коррозионной стойкости и так далее.

Даже если работы прошли успешно, то продолжительность ремонтно-изоляционных работ довольно большая (в 2001 году составила в среднем 626 часов), что часто связано с трудностью закачки дисперсного материала, повторной перфорацией, трудностью освоения (часто не удается освоить скважину), повторностью закачек; небольшим приростом добычи нефти, если он есть (1,32 т/сут в 2001 году); низкой успешностью (в среднем 30–60%), надежностью (продолжительность эффекта не превышает 6 месяцев) и экономическому эффекту, который достигается не более чем на 20% скважин. Отмеченное ставит под сомнение экономическую целесообразность таких работ. При продолжительности ремонта 20 дней или больше или при повторной закачке прибыль может быть отрицательной даже при дополнительной добыче нефти. Несмотря на низкую стоимость цемента, затраты на устранение причин обводнения могут быть весьма значительными и не окупятся.

Поэтому на Южно-Ягунском месторождении в последние годы для повышения эффективности водоизоляционных работ стали применять новые реагенты. Как уже было сказано выше, в 2001 году впервые использовали на 4 скважинах инвертную эмульсию на основе материала “ПОЛИСИЛ”, при этом все ремонты оказались успешными (затраченное время на одну обработку – 463 часа), прирост дебита в среднем составил 2,58 т/сут, обводненность продукции упала на 2,18 – 12,84%, продолжительность эффекта по скважине 5046 превысила 8,8 месяцев, по остальным он также продолжается. Дополнительная добыча нефти на конец 2001 года за счет данного мероприятия составила 1612,6 тонн. Для внедрения данной технологии и оценки ее эффективности необходимо большее количество отремонтированных скважин и более длительный срок эксплуатации в послеремонтный период.

За последние годы на Южно-Ягунском месторождении в качестве основного реагента по ограничению притока воды в добывающие скважины из продуктивных пластов стали применять АКОР-Б100 и в 2001 году его использовали при 25 ремонтах. Это обусловлено тем, что этот кремнийорганический компонент по своим свойствам и объемам применения занимает одно из ведущих мест среди водоизоляционных материалов, что определяется целым комплексом его физико-химических и технологических свойств Составы широко испытаны и доказали свою эффективность при всех видах обводнения: по прослоям, пласту, подошвенном.

За 2001 год при использовании данного реагента средний прирост дебита нефти составил 2,82 т/сут, обводненность была снижена в некоторых случаях со 100% до 63,81% (скв. 3101), при этом дополнительно добыто 19967 тонн нефти. Успешность ремонтов, проведенных в этом году, равна 88% (22 скважины из 25). На одну скважино-операцию в среднем затрачено 408 часов, что на 35% меньше, чем при цементировании. Эффект завершился на 5 скважинах и в среднем составил 275 сут, то есть более 9 месяцев.

Анализируя изменение профилей притока до и после проведения ремонта (рис. 10 и 11), можно сказать, что наибольшее увеличение дебита нефти наблюдается в тех случаях, когда высокообводненными являются средние или верхние пропластки (скв.3101, 1820, 1768) /8/. Из рисунков видно, что интервал перфорации является неоднородным по толщине, в результате этого произошло обводнение высокопроницаемых пропластков, по которым вода поступает в скважину. После закачки АКОР-Б100 происходит изменение профиля притока, и в разработку включаются новые нефтенасыщенные интервалы пласта, после этого увеличился дебит нефти, а приток воды снизился.



а)

Рисунок 10 – Профиль притока а) до и б) после ремонта на скважине 3101

Рисунок 11 – Профиль притока а) до и б) после ремонта на скважине 1768


Рассматривая остальные успешные ремонты, в которых рост дебита нефти не превысил 2 т/сут, в большинстве случаев полной изоляции обводненных интервалов не происходило, наблюдалось лишь процентное перераспределение притока жидкости между ними, за счет чего незначительно увеличивался дебит нефти, а невыработанные пропластки так и не включались фильтрацию. Типичным примером данного процесса является РИР на скважине 566 (рис. 12)






^ Рисунок 12 – Профиль притока а) до и б) после ремонта на скважине 566
Анализируя ремонты на скважинах 2736, 5085 и 804, можно сказать, что основной причиной их неуспешности является относительная однородность перфорированного продуктивного пласта. В результате этого приток воды происходил по всему интервалу перфорации, поэтому после закачки водоизолирующего реагента произошло снижение продуктивности по всей толщине, из-за этого снижался дебит жидкости, а обводненность оставалась на прежнем уровне или даже увеличивалась.

В заключение анализа эффективности применения АКОР-Б100 для селективной изоляции водопроявляющих пластов, можно сделать вывод о достаточно приемлемых результатах, получаемых после проведения РИР данным реагентом. Но нельзя не сказать, что этот кремнийорганический материал использовался и на других месторождениях, расположенных в различных частях нашей страны, в том числе и на Покачевском, которое находится относительно недалеко от Южно-Ягунского и разрабатывается ТПП “Лангепаснефтегаз” /9/. При этом эффективность использования АКОР-Б100 была выше: продолжительность эффекта превышала 12 месяцев, дебит нефти увеличивался с 2 до 32 т/сут, обводненность падала с 92 до 33%.

Таким образом, достигнутый уровень эффективности применения АКОР-Б100 на Южно-Ягунском месторождении – не предел, поэтому необходимо проводить научные и промысловые исследования в данном направлении, так оно в будущем является достаточно перспективным.

2.4 Определение и прогнозирование условий эффективного применения АКОР-Б100 на Южно-Ягунском месторождении

Из предыдущего раздела следует, что ремонтно-изоляционные работы по отключению обводнившихся высокопроницаемых пропластков являются технологически сложно исполняемым и дорогостоящим мероприятием, поэтому необходимо повышать их успешность и эффективность. Для этого нужно знать оптимальные геолого-физические условия применения данной технологии, четко представлять механизм процессов, происходящих при формировании водоизоляционного экрана, и факторы, влияющие на его качество.

Результат отключения водопроявляющих интервалов продуктивного пласта зависит от различных по значимости неуправляемых (глубина, нефтенасыщенность, температура и так далее) и управляемых (давление закачки, приемистость и другие) факторов. Их многообразие обуславливает стохастическую природу успешного исхода данной операции. Методы математической статистики позволяют оценить факторы по значимости и выявить пределы их изменения, сопутствующие эффективному проведению ремонта.

Для процессов подобного рода особую важность приобретает задача классификации, то есть распознавание образов скважин с успешными (в нашем случае увеличение дебита нефти после ремонта более 2т/сут) и менее успешными (прирост дебита нефти меньше 2т/сут) ремонтами.

При построении классификатора необходимо выделить те факторы, которые несут информацию специфичную для каждого класса, то есть являются информативными. Для этого необходимо проверить наличие различий в средних значениях данных в выборках, взятых из каждого класса по этому фактору. Если различия не будет, то данный фактор для обоих классов принимает в среднем одинаковые значения.

Одним из методов для подобной проверки является метод Манна-Уитни, сущность которого заключается в том, что берутся две выборки, состоящие из n и m наблюдений, для скважин с приростом дебита нефти после ремонта меньше и больше 2 т/сут /10/. Все эти наблюдения записываются в порядке возрастания значений, и в результате получаем некоторый ряд, содержащий n данных из первой выборки и m – из второй. Если две выборки неразличимы по средним значениям, то получение различных последовательностей равновероятно; если они берутся из разных совокупностей, то следует ожидать, что возникнет ряд, в котором значения из одной выборки будут скапливаться на одном конце ряда, а данные из другой – на втором.

Чтобы установить это, необходимо вычислить значение критерия Манна-Уитни U, которое связано с вычислением меньшей величины числа инверсий для двух совокупностей. Инверсиями для подобных рядов являются нарушения в порядке расположения чисел.

После определения инверсий для двух выборок выбирают наименьшую и вычисляют величину Z, которая представляет собой нормированную величину, распределенную по нормальному закону. Зная число Z, по графику (рис. 13) определяют уровень значимости для полученного Z. Таким образом, можно с определенным уровнем вероятности ответить на вопрос о наличии у данных двух совокупностей различия в средних значениях, то есть насколько анализируемый фактор информативен для использования в задаче распознавания образов.



^ Рисунок 13 – Зависимость уровня значимости от величины Z

Для построения классификатора отбирают факторы, у которых по критерию Манна-Уитни есть различия в средних значениях больше чем с 70% уровнем вероятности.

Для анализа возьмем те факторы, которые традиционно фиксируются при эксплуатации скважины и проведении ремонтно-изоляционных работ /12/:

  • Х1 – глубина продуктивного пласта, м;

  • Х2 – перфорированный интервал пласта, м;

  • Х3 – обводненная часть пласта, доли ед.;

  • Х4 – дебит нефти до ремонта, т/сут;

  • Х5 – дебит жидкости до ремонта, т/сут;

  • Х6 – обводненность продукции скважины, %;

  • Х7 – накопленный отбор нефти, т.;

  • Х8 – водонефтяной фактор (ВНФ), ед.;

  • Х9 – температура в интервале изоляционных работ, 0С;

  • Х10 – приемистость продуктивного пласта, м3*сут/МПа;

  • Х11 – объем закаченного реагента АКОР-Б100, м3;

  • Х12 – давление продавки водоизолирующего компонента, МПа;

  • Х13 – давление ожидания застывания состава (ОЗС), МПа.

Данные по ремонтам скважин, проведенных с целью отключения интервалов притока воды в 2001 году, приведены в табл. 2.10.

В качестве примера рассчитаем по критерию Манна-Уитни информативность фактора. Для этого из классов скважин с приростом дебита менее и более 2т/сут случайным образом отберем по 10 объектов. Для Х5 имеем следующие значения в выборках:

  • дебит нефти до 2 т/сут – 16, 30, 57, 20, 57, 30, 50, 60, 50, 20;

  • дебит нефти более 2 т/сут – 22, 51, 4, 51, 110, 26, 34, 58, 44, 41.

Составим ряд (табл. 2.11) и для значений Х5 определим инверсии.

Таблица 2.11

Определение инверсии для выборки по фактору Х5

Инверсии

Дебит нефти

до 2 т/сут

Дебит нефти более 2 т/сут

Инверсии







4




1

16







1

20







1

20













22

3







26

3

3

30







3

30













34

5







41

5







44

5

6

50







6

50













51

7







55

7

8

57







8

57













58

9

9

60













110

10
  1   2   3



Скачать файл (480.6 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации