Испытание технологий повышения производительности скважин в АО «Самаранефтегаз». Опз нефть это


Выбор скважин ДЛЯ ОПЗ определяется — КиберПедия

величиной остаточной нефтенасыщенности (методы промысловой геологии и геофизики; результаты ГДИС)

расстоянием остаточных запасов нефти от забоя добывающих скважин

Методы кислотного воздействия

• основаны на способности кислот растворять горные породы или цементирующий материал

 

 

КИСЛОТНЫЕ ВАННЫ

Проводятся в скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения

Основная цель кислотных ванн - очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц (при цементировании обсадной колонны выше продуктивного горизонта), отложений кальцитовых солей пластовой воды

Объем кислотного раствора - объем скважины от подошвы до кровли коллектора

Концентрация раствора - 20% (при кислотных ваннах не происходит перемешивания раствора на забое)

Время нейтрализации 16-24 ч.

Назначение обычной СКО

• закачка кислоты в пласт на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой (увеличивается проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины)

 

Объем кислотного раствора при простой СКО

• зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны:

- для низкопроницаемых коллекторов 0.4÷0,6 м3/м

- для высокопроницаемых коллекторов 0,6÷1,0 м3/м

При каждой последующей обработке объем раствора кислоты необходимо увеличивать от 25 % до 30 %

Закачку кислоты производят

• кислотным агрегатом КА,

• продавку кислоты в пласт - цементировочным агрегатом ЦА с замером объемов продавки через мерную емкость

• кислотным агрегатом КА,

• продавку кислоты в пласт - цементировочным агрегатом ЦА с замером объемов продавки через мерную емкость

• схема обвязки оборудования

1- НА, 2 – а/цистерна, 3 – КА, 4 – устье скважины, 5 – желобная емкость, 6 – обратный клапан для предотвращения непредвиденного излива ТЖ на землю

ТЕХНОЛОГИЯ ОБЫЧНОЙ СКО

• Восстанавливают циркуляцию жидкости в скважине, проверяют приемистость пласта закачкой ТЖ

• Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину при открытой затрубной задвижке

• По достижении кислотой верхних перфорационных отверстий затрубная задвижка закрывается, и дальнейшая закачка кислоты (оставшейся в трубах и фильтровой части скважины) производится под давлением до полной продавки ее в пласт и от 1 до 2 м3 дополнительно. Закачка кислоты в скважину и продавливание ее в пласт производится на максимально возможных скоростях при наличии приемистости

• Продавливание кислоты в пласт продавочной жидкостью в объеме НКТ, межтрубного пространства от низа НКТ до кровли пласта и от 1 до 2 м3 дополнительно. При этом давление продавливания не должно превышать допустимого давления на эксплуатационную колонну

• Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с породой. При концентрации: НСL до 15 % (от 3 ч до 4 ч,) до 24 % - от 2 ч до 3 ч; глинокислоты в песчаниках (в т.ч. заглинизированных) и алевролитах - от 1 до 2 ч. Время реагирования считают с момента окончания продавки кислотного состава

После реагирования кислоты в ДС

• производят очистку ПЗС от продуктов реакции и остатков кислоты (свабом, компрессором, бустерной установкой), для исключения их попадания в нефтесборный коллектор

  1. Объем извлеченной из скважины жидкости составляет не менее одного объема скважины плюс полтора объема всех закачанных при обработке рабочих жидкостей (буферная жидкость, кислотный раствор, продавочная жидкость)
  2. устанавливают значения рН-показателя, выносимой из скважины жидкости в пределах, соответствующих значению рН пластовой жидкости эксплуатируемого горизонта до кислотной обработки. Измерение проводят переносным рН-метром или индикаторной бумагой

После СКО

• Вызывают приток и осваивают скважину, проводят ГДИС, по результатам которых до обработки и после судят о технологическом эффекте

в нагнетательных скважинах

• вымывание продуктов реакции и остатков кислоты из скважины допускается не производить, а заполнить ствол скважины и продавить дальше в пласт последующей закачкой жидкости в объеме не менее 6 м3. Допускается продавливание продуктов реакции в пласты жидкостью из водовода

• после закачки кислоты и времени реагирования скважина ставится под закачку

При закачке через пакер необходимо

• чтобы объем кислоты был на 100-150 л меньше объема НКТ (при отсутствии приемистости скважины), и закачку ее производят до посадки пакера

• объем кислоты продавливается в НКТ продавочной жидкостью в объеме 100-150 л

• закрывается центральная задвижка

• отсоединяется нагнетательная линия

• проводится посадка пакера и герметизация устья

• подсоединяется нагнетательная линия, и продолжается закачка оставшегося объема продавочной жидкости

При отсутствии приемистости

• оставляют кислотную ванну на время до 0,5 ч, с периодическим поддавливанием в течение этого времени свежей порцией кислоты

• Если кислотная ванна не дает положительного результата, то кислоту и продукты реакции вымывают обратной промывкой через желобную емкость в объеме закачанной кислоты плюс полтора объема НКТ

• После появления кислоты (определяется по цвету) жидкость из скважины направляют в кислотовоз

• По окончании выхода кислоты жидкость из скважины вновь направляют в желобную

Анализ профилей притока продуктивного карбонатного пласта

• показывает, что работающая его часть зачастую не превышает 30-50 %

• При применении существующих способов обработки пласта НСL поглощается дренированными зонами пласта, а неработающие участки так и остаются необработанными

• Для обработки неработающих участков пласта необходимо предотвратить поступление и уход кислоты в хорошо проницаемую, работающую часть пласта. Этого можно достигнуть поинтервальной кислотной обработкой с использованием пакеров Эта технология сложна, требует значительных затрат времени и средств, поэтому применяется в ограниченных масштабах

Направленное солянокислотное воздействие (НСКВ)

• Позволяет временно блокировать дренированную часть пласта высоковязкой системой,не реагирующей с кислотой, но легко растворяемой нефтью - обратной эмульсией (ОЭ), имеющей широкий диапазон регулирования вязкости: от нескольких сантипуаз до нетекучего состояния

cyberpedia.su

Испытание технологий повышения производительности скважин в АО «Самаранефтегаз»

Многочисленные технологии обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин основаны на химических процессах удаления большинства кольматирующих пласт примесей кислотами и органическими растворителями. Кроме того, с целью снижения скин-фактора применяются также методы изменения коллекторских свойств пласта в призабойной зоне. Для пластов, сложенных терригенными породами, это, прежде всего, гидравлический разрыв пласта (ГРП). В случае карбонатных коллекторов используются большеобъемные кислотные обработки. Однако, к сожалению, перечисленные технологии требуют значительных затрат.

Авторами статьи была предложена классификация методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи (рис. 1), разработанная на основании существующих классификаций [1].

Рис. 1. Классификация существующих методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи

С целью повышения эффективности проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ), а также расширения спектра применяемых технологий на объектах АО «Самаранефтегаз» в 2013 году были проведены испытания трех ранее не применявшихся технологий: комплексного волнового депрессионного и химического воздействия и гидроимпульсного воздействия. Две из них относятся к методам импульс но-реагентного воздействия и одна – к электрогидравлическому воздействию.

ВИДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗП

При работе приборов в интервале перфорации возможны несколько видов воздействий на ПЗП. Во-первых, это механическое воздействие: гидравлические удары в интервале перфорации в эксплуатационной колонне приводят к очистке перфорационных отверстий от механических примесей, что способствует улучшению гидродинамической связи пласта со стволом скважины

Во-вторых, акустическое воздействие (спектр продольных и поперечных акустических колебаний в различном диапазоне частот и амплитуд), которое приводит к очистке поровых и перфорационных каналов от механических примесей и высоковязких отложений и к восстановлению проницаемости за счет разрушения неподвижных пристеночных слоев жидкости.

До проведения ОПЗ у скважин, выбранных для ОПИ рассматриваемых в статье технологий, наблюдалось падение дебита нефти и жидкости, вызванное естественным или техногенным загрязнением ПЗП. Скважины отбирались на основании критериев, предоставленных разработчиками технологий.

КОМПЛЕКСНОЕ ВОЛНОВОЕ ДЕПРЕССИОННОЕ И ХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

Технология комплексного волнового депрессионного и химического воздействия на ПЗП представлена на рис. 2. Суть технологии заключается в синергетическом эффекте от создания гидравлических колебаний при помощи генератора ГД2В и воздействия химическими реагентами, прокачиваемыми через генератор, – растворителями, растворами ПАВ, кислот, щелочей, активных солей и т.д.

Рис. 2. Принципиальная схема технологии комплексного волнового депрессионного и химическоговоздействия на ПЗП

В рамках данной технологии химический агент, прокачиваемый через генератор ГД2В, одновременно служит как средой, передающей импульсы генератора, так и химическим реагентом, воздействующим на отложения в ПЗП. Использование в компоновке инжектора (струйного насоса) позволяет в процессе ОПЗ чередовать депрессионное и репрессионное воздействие, что в свою очередь способствует более эффективной очистке ПЗП от растворенных отложений и продуктов реакций.

В 2013 году ОПЗ по данной технологии были проведены на пяти скважинах, продуктивные пласты которых сложены карбонатными породами (табл. 1). Полученные результаты приведены в табл. 2. Дополнительная добыча от проведенных обработок за 2013 год составила 3,4 тыс. т. Промышленное внедрение данной технологии осуществляется с 2015 года.

Таблица 1. Характеристика пластов, эксплуатируемых скважинами, выбранными для ОПЗ по технологииимпульсно-реагентного воздействия

Одним из ограничений применения данной технологии является внутренний диаметр эксплуатационной колонны (ЭК), который должен быть достаточным для беспрепятственного спуска и установки внутрискважинного оборудования для проведения ОПЗ и должен обеспечивать прокачку необходимых объемов рабочих жидкостей. Минимальный внутренний диаметр ЭК составляет 120 мм.

ЭЛЕКТРОГИДРАВЛИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

В отличие от технологии комплексного волнового депрессионного и химического воздействия на ПЗП технология электрогидравлического воздействия не требует прокачки рабочих жидкостей для работы оборудования (рис. 3).

Рис. 3. Принципиальная схема электрогидравлического воздействия на ПЗП [2]Таблица 2. Результаты ОПЗ по технологии комплексного волнового депрессионного и химического воздействия на ПЗП

Принцип действия электрогидравлической аппаратуры основан на преобразовании энергии высоковольтного электрического разряда в ударную волну, или сейсмоакустический импульс при разряде в скважинной жидкости и в импульс магнитного поля – при разряде через соленоид. Оба импульса направляются через горную породу, разрушая кольматирующие отложения в ПЗП. После проведения ОПЗ проводят очистку ПЗП от разрушенных (отделившихся от горной породы) отложений созданием депрессии на обработанный пласт.

Испытания технологии электрогидравлического воздействия на ПЗП проводились в 2013 году на шести скважинах ряда месторождений АО «Самаранефтегаз». Дополнительная добыча за 2013 год от проведенных обработок составила 5,9 тыс. т (табл. 3). Промышленное внедрение данной технологии на объектах АО «Самаранефтегаз» началось в 2014 году. В рамках внедрения были проведены ОПЗ 10 скважин. Итоговая дополнительная добыча от использования данной технологии на 1 января 2015 года превысила 12 тыс. т. Основные характеристики пластов приведены в табл. 4.

Таблица 3. Результаты ОПЗ по технологииэлектрогидравлического воздействия на ПЗП

В качестве основных критериев подбора скважин-кандидатов для обработки по технологии электрогидравлического воздействия на ПЗП рассматривались конструктивные особенности скважины в совокупности с параметрами аппаратуры (диаметр 102 мм). Внутренний диаметр ЭК – от 130 мм и более, максимальное давление в зоне подвески прибора – 250 атмосфер. Еще одно необходимое условие – конструкционная целостность обсадной колонны. Максимальный угол наклона ствола скважины, в котором проводили обработку, составлял 68°, максимальная глубина интервала обработки – 2586 м. При этом на практике более длительный эффект обработки отмечается на карбонатных коллекторах.

Таблица 4. Характеристика пластов, эксплуатируемых скважинами, выбранными для ОПЗ по технологии электрогидравлического воздействия

ГИДРОИМПУЛЬСНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

Гидроимпульсное воздействие на призабойную зону пласта методом имплозии базируется на применении скважинной гидроимпульсной установки (ГСУ), предназначенной для многократного воздействия на ПЗП путем создания импульсов репрессии или депрессии в зоне перфорации добывающих и нагнетательных скважин с целью повышения, соответственно, нефтеотдачи и приемистости. При воздействии происходит как раскрытие существующих, так и образование новых трещин в ПЗП, которые вследствие необратимости процессов деформации горных пород полностью не смыкаются под действием горного давления.

ГСУ крепится к нижней трубе колонны НКТ при помощи муфты, используемой для сборки НКТ, и спускается в скважину на заданную глубину с привязкой по геофизическим методам ГК+ЛМ. Отличительная особенность устройства состоит в многократности воздействия на ПЗП и в том, что преимущественная роль отводится инициированию гидроудара, а не созданию депрессии.

Рис. 4. Принципиальные схемы компоновки ГСУ

На рис. 4 представлены принципиальные схемы компоновки ГСУ: а) для репрессии; б) для депрессии.

В случае работы компоновки ГСУ в режиме репрессии при подъеме плунжера на колонне штанг в имплозионной камере создается разряжение. Когда плунжер доходит до расширенного участка переходной втулки происходит «падение» столба скважинной жидкости из НКТ и межтрубного пространства со скоростью 120-130 м/с в цилиндр имплозионной камеры. В результате открывается запорный клапан и через выходные окна генератора столб жидкости устремляется в межтрубное пространство, создавая кратковременный (0,05÷0,1 с) импульс давления на пласт через перфорационные отверстия обсадной колонны (до 130÷190 МПа).

Таблица 5. Результаты ОПЗ по технологии гидроимпульсного воздействия на ПЗП

Цикл создания депрессионного воздействия также начинается с подъема плунжера на колонне штанг и создания разряжения в имплозионной камере. Когда плунжер при подъеме выходит из цилиндра имплозионной камеры, верхняя часть плунжера входит в дополнительный цилиндр. В это же время нижняя часть плунжера находится еще в цилиндре имплозионной камеры для того, чтобы предотвратить поступление скважинной жидкости из НКТ. Когда нижняя часть плунжера достигает расширенного участка переходной муфты, возникает импульс депрессии в зоне входных окон. Имплозионная камера заполняется пластовым флюидом. Поток жидкости открывает запорный клапан и продукты очистки сбрасываются в зумпф (возможна установка фильтра для сбора кольматанта).

Таблица 6. Характеристика пластов, эксплуатируемых скважинами, выбранными для ОПЗ по технологии гидроимпульсного воздействия

Испытания ОПЗ по технологии гидроимпульсного воздействия на ПЗП методом имплозии проводились в АО «Самаранефтегаз» в 2013 году на пяти скважинах. Дополнительная добыча за 2013 год от проведения обработок составила 5,9 тыс. т (табл. 5). С 2014 года началось тиражирование данной технологии на объектах АО «Самаранефтегаз» на 25 скважин (табл. 6). Итоговая дополнительная добыча от использования данной технологии на 1 января 2015 года составила более 25 тыс. т.

ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЯ

Все три испытанные технологии были признаны эффективными. Накопленная дополнительная добыча по результатам испытаний и внедрения технологий в 51 скважине по состоянию на начало 2015 года составила более 40 тыс. т.

В большинстве скважин после проведения ОПЗ наблюдалось повышение динамического уровня, что свидетельствует о снижении скин-эффекта и увеличении коэффициента продуктивности. Общий потенциал применения данных технологий в АО «Самаранефтегаз» составляет порядка 40 скважин в год.

С точки зрения экономической эффективности представленных в настоящей статье технологий первое место занимает гидроимпульсное воздействие на ПЗП методом имплозии. Следом идет комплексное волновое депрессионное и химическое воздействие, а наименьший экономический эффект дал электрогидравлический метод.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: «Недра», 1985. – 308 с.
  2. Инженерные отчеты о проведенных ОПИ АО «Самаранефтегаз».
Другие статьи с тегами: Интенсификация добычи, Обработка призабойной зоны

glavteh.ru

Динамика основных показателей разработки объекта дiii

Таблица 2.1

2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки ( до закачки воды)

До 1996 г. разработка велась без ППД. Основными причинами обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), являются геолого-физические и технологические факторы. Обводнение к концу первой стадии достигло 54%. Это можно объяснить и более высокими коллекторскими свойствами пласта, и высоким темпом отбора нефти начала эксплуатации, и более обширной водонефтяной зоной. К началу внедрения закачки пластовое давление снизилось, в среднем, на 4 МПа.

2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (гтм)

Результаты применения технологий повышения нефтеотдачи пластов на Западно-Коммунарском месторождении показали, что они обеспечивают добычу нефти из пластов и позволяют поддерживать стабильный уровень добычи.

Применение перечисленных технологий на объектах разработки Западно-Коммунарского месторождения в период с 1997 по 2011 г.г. рассмотрим подробно.

1. ОПЗ горячей нефтью скважины 91 пласта ДIII (дважды). Результата от обработок нет.

2. ОПЗ ПАВ -2 обработки на скважине 91 пласта ДIII. Первая обработка оказалась неуспешной, вторая – вызвала незначительное увеличение дебита жидкости. Дополнительная добыча нефти составила 0,02 т.т.

3.. Гидропескоструйная перфорация проведена на скважине 99 пласта ДIII. Мероприятие оказалось эффективным и позволило увеличить дебит скважины по жидкости с 2,0 до 19,8 м3/сут, а по нефти – с 1,0 до 8,8 т/сут. Дополнительная добыча нефти - 0,56 т.т.

4. На 6 добывающих скважинах пласта ДIII проведен гидроразрыв пласта. 4 обработки проведены в 2003г фирмой Шлюмберже. Скважина 68 была введена из бездействия с ГРП. В остальных случаях ГРП позволил получить до 20,0 т.т дополнительной добычи нефти за год от обработки, значительно увеличить дебит скважин.

В таблицах 2.2, 2.3, 2.4 представлены геолого-технические мероприятия за последние 3 года.

Таблица 2.2.

Геолого-технические мероприятия за 2007 год.

Мероприятия

2007 год

Скважина

Эффективность в тоннах Нефть

ГРП

91

596

ОПЗ горячей нефтью

1135

ОПЗ ПАВ

945

Геолого-технические мероприятия за 2008 год.

Таблица 2.3.

Мероприятия

2008 год

Скважина

Эффективность в тоннах Нефть

ГРП

200

198

ГРП

94

642

Геолого-технические мероприятия за 2009 год

Таблица 2.4.

Мероприятия

2009 год

Скважина

Эффективность в тоннах Нефть

ГРП

95

1137

ГРП

94

1004

ОПЗ горячей нефтью

91

1298

Таким образом, по Западно-Коммунарскому поднятию из методов, способствующих очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, эффективна только ОПЗ растворителями (обработки ПАВ и горячей нефтью показали низкую эффективность). Наиболее эффективным мероприятием, позволившим существенно увеличить добычу нефти по поднятию, является гидроразрыв пласта.

studfiles.net

Сервис-нафта

В работах, посвященных описанию новых методов воздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти, как правило, приводятся сведения о технологической эффективности предложенных технических решений. Однако эти сведения в большинстве случаев носят отрывочный характер и не позволяют однозначно сравнить предлагаемые с уже известными технологиями. В большинстве случаев приводятся отрывочные данные, например, дебит скважины до и после ОПЗ, количество дополнительно полученной нефти за год, которые не характеризуют эффективность ОПЗ в полном объеме.

Целью настоящего анализа является получение комплекса параметров, характеризующих эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти проведенных в количестве в среднем 21 ОПЗ в год в течение четырех лет на скважинах НГДУ "Сергиевскнефть". Проведен анализ суммарных показателей работы группы скважин, результаты которого могут быть использованы при планировании мероприятий по интенсификации добычи нефти, при расчетах количества дополнительно добываемой нефти и экономической эффективности этих работ.

В настоящее время разработаны и апробированы методы расчета технологической эффективности применения способов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, которые основаны на использовании различных подходов к решению поставленной задачи и исходной информации:

Наиболее часто используется метод, основанный на обработке характеристик вытеснения.

Поставленная задача может быть также решена путем проведения численного эксперимента на основе постоянно действующих моделей путем сравнения показателей при условии проведения технологических мероприятий и без них

Существует также метод оценки эффективности основан на использовании только технологических показателей разработки месторождения (работы скважины).

При анализе эффективности промышленного внедрения технологий ОПЗ ООО "Сервис-нафта", результаты которого приведены ниже, использовались результаты расчетов по программе применяемой в ОАО "Самаранефтегаз", основой которой является упомянутый выше третий метод оценки эффективности. Основными допущениями при проведении расчетов является то, что, во-первых, за базовое значение дебита принимается среднее значение дебита скважины за три месяца до ОПЗ и, во-вторых, значение базового дебита остается постоянным во времени, т.е. расчеты проводятся без учета тенденции изменения дебита во времени.

Такая оценка эффективности может рассматриваться как приближенная. В случае уменьшения дебита скважин во времени, что имеет место в большинстве случаев, при использовании этой методики получают несколько заниженные величины эффекта, что создает определенный запас прочности получаемым результатам. В дальнейшем будет проведена более строгая оценка эффективности с использованием современного математического аппарата и изменения основных технологических параметров скважины в процессе ее работы (дебит нефти, содержание воды в продукции, продолжительность работы скважины).

Предметом для анализа явились результаты ОПЗ скважин месторождений НГДУ "Сергиевскнефть" ОАО "Самаранефтегаз" выполненных ООО "Сервис-нафта"за период 2000-2003 гг. Всего выполнено 85 ОПЗ, в том числе в 2000 г. - на 18 скважинах, в 2001 г. - на 25 скважинах, в 2002 г. - на 21 скважине и в 2003 г. - на 21 скважине. Динамика количества скважин работающих с дебитом, превышающим базовый уровень, приведена на рис.1

Объекты воздействия приурочены:

  • к терригенным продуктивным пластам Б2 (С1) бобриковского горизонта, С2 радаевского горизонта нижнего карбона, Д1 и Д2+Д3 пашийского горизонта, Дк кыновского горизонта верхнего девона;
  • к карбонатным продуктивным пластам А4 башкирского яруса среднего и В1 турнейского яруса нижнего карбона.

Основной объем работ проводился на объектах Б2, Д1 и А4.

Глубины залегания объектов - от 1000 м (пласт А4) до 2400-2800 м (пласт Д1).

Терригенные пласты, как правило, характеризуются хорошими и высокими фильтрационно-емкостными свойствами: средние пористость и проницаемость в пласте Б2 составляют соответственно 20-22 % и 0,5 - 1,0 Д; в пласте Д1 - 17-19 % и 0,18-0,38 Д. Пласт Б2 характеризуется также повышенными значениями коэффициента продуктивности.

Карбонатные пласты характеризуются ухудшенными по сравнению с терригенными пластами фильтрационно-емкостными свойствами: средние пористость и проницаемость в пласте А4 составляют соответственно 13,5-15 % и 0,15-0,5 Д; в пласте В1 - 11-13 % и несколько десятков мД.

Плотность нефти изменяется в пределах 0,85 - 0,92 г/см3.

Нефти, как правило, сернистые (серы более 2%), с повышенным содержанием парафина - 2-5 %, смол и асфальтенов - 5- 15 %.

Нефтяные залежи, как правило, малые и средние по величине запасов и относительно сложные по геологическому строению, с резко меняющимися по площади и разрезу фильтрационно-емкостными свойствами (последнее особенно характерно для карбонатных пластов А4 и В1, а также терригенных пластов Д1 и Б2).

Месторождения, на которых проводились работы по интенсификации, в основном открыты и введены в разработку в конце пятидесятых и в шестидесятые годы (Екатерининское 1963г, Казанское 1967г, Озеркинское 1969г.).

Для скважин характерны невысокие дебиты нефти и значительное содержание воды в продукции. Дебит скважин, на которых ОПЗ выполнена в 2000 г., составил 0,5-11,5 т/сут. нефти, при среднем значении 5,2 т/сут, для скважин 2001г., если не учитывать относительно высокодебитные скважины, о которых будет сказано ниже, соответственно, 0,4-13,8 т/сут и 5,4 т/сут нефти, для скважин 2002г., соответственно, 2,5-33,3 т/сут и 10,5 т/сут нефти и, для скважин 2003г., соответственно, 1,2-45,5 т/сут и 8,7 т/сут.

Дебит высокодебитных скважин до ОПЗ, не учтенных при расчете среднего значения, составил по скв. № 115 Славкинской пл. 60 т/сут, по скв. № 184 Екатерининской пл. - 62 т/сут. После ОПЗ дебит этих скважин увеличился, соответственно, на 20 и 65 т/сут. Только по этим двум скважинам было получено дополнительно 25837 т. нефти. На 01.01.04 скв. № 115 продолжает работать с дебитом выше базового значения.

Обводненность до ОПЗ скважин в 2000г. равнялась 1,0 - 73,9% при средней 22,7 %, в 2001г. составляла 0 - 98,4 %, при средней 46,5%, в 2002г. равнялась 1,1- 79%, при средней 43,9 %, в 2003г. изменялась от 1,2 до 90,4% при средней 42,3%.

Большинство объектов воздействия разрабатываются с поддержанием пластового давления.

Основные принципы выбора объектов для проведения ОПЗ были сформулированы ранее на основании анализа причин кольматации призабойной зоны пласта глинистыми минералами при первичном и вторичном вскрытии пласта, проведении ремонтных работ, при фильтрации пластовых флюидов совместно с дисперсными частицами глины. При выборе объектов учитывается содержание воды в продукции скважины, положение скважины на структуре, удаленность от ВНК и ГНК, величина пластового давления, проницаемость призабойной зоны в сопоставлении с проницаемостью пласта (скин фактор), наличие запасов нефти и т.д. Основные критерии выбора скважин для ОПЗ приведены на сайте ООО "Сервис-нафта"(www.snafta.ru ).Однако в последние годы выбрать скважины для проведения ОПЗ, удовлетворяющие всем критериям, практически не представляется возможным. Поэтому в перечень скважин, на которых планируется проведение ОПЗ, были включены скважины с высоким содержанием воды в продукции.

При проведении ОПЗ использовалась комплексная технология вторичного вскрытия пласта и технология очистки призабойной зоны пласта методом реагентной разглинизации, физические основы которых и последовательность технологических операций изложены ранее (2 - 8). Количество скважин, при ОПЗ которых использовалась комплексная технология вторичного вскрытия пласта, учитывая эффективность этого метода, возросло с 22% в 2000 г. до 85% в 2003 г.

Одним из важных показателей при проведении мероприятий с целью интенсификации добычи нефти является коэффициент успешности, который при проведении указанных работ составил по годам соответственно: 77, 80, 90 и 86%.

При расчете удельных технологических показателей интегральный эффект относился к общему количеству скважин (ОПЗ), а не к количеству скважин, в которых получен положительный технологический эффект.

При планировании мероприятий по обработке призабойной зоны пласта необходимо учитывать такой показатель как средняя продолжительность эффекта (продолжительность работы скважин с дебитом, превышающим базовое значение). Объем полученной информации по скважинам и продолжительность наблюдений за их работой позволяют оценить эту величину с точностью, достаточной для инженерных оценок. Средняя продолжительность работы скважин с технологическим эффектом после ОПЗ с использованием указанных технологий составила 14,5 месяцев (2000г.), эта величина для скважин (ОПЗ 2001г.) составила 15,8 месяцев. При поведении оценок она может быть принята равной 15 месяцам. Фактически же ряд скважин работает с эффектом значительно более продолжительное время (2-3 года). По этой причине оценить эту величину по скважинам, ОПЗ которых проведено в 2002-2003 гг. не представляется возможным.

Одним из основных параметров, характеризующих интегральный эффект от проведения ОПЗ, является количество дополнительно полученной из группы скважин нефти за весь период их работы с дебитом выше базового. Из 18 скважин, ОПЗ которых проведено в 2000г, всего по январь 2004 г. получено дополнительно 68714 т нефти, т.е. в среднем 3817 тонн на скважину. По 25 скважинам, ОПЗ которых проведено в 2001 г. уже на 1.01.04 г. получено дополнительно 102781 т нефти или 4111 т/скв. Отметим, что на эту дату 15 из 25 скважин продолжали работать с дебитом выше базового. Следовательно, эти результаты следует рассматривать как предварительные, окончательное общее количество нефти из группы скважин (ОПЗ 2001г.) и среднее значение дополнительно полученной нефти из одной скважины могут быть определены позднее и будут, естественно, выше указанных величин.

На рис. 2 приведена динамика дополнительно полученной нефти во времени из скважин, ОПЗ которых выполнена в 2000 и 2001 г. Из анализа приведенных зависимостей следует, что, выполненные ОПЗ позволили получать дополнительно около 3тыс. тонн нефти в месяц в течение 1-2 лет, затем наблюдается уменьшение эффекта.

При систематическом проведении ОПЗ в течение четырех лет, в среднем по 21 обработке в год, уменьшения количества дополнительно добываемой нефти не наблюдается (рис 3), эффект стабилизируется, среднее значение эффекта составляет 5,3 тыс. тонн нефти в месяц.

На рис. 4 показана динамика накопленной дополнительной нефти за период 06.2000-01.2004 гг. Общее количество дополнительно добытой нефти за указанный период составило 223 тыс. тонн, т.е. более 63 тыс. тонн нефти в год.

При расчете дополнительной добычи нефти учитывались результаты, полученные не только по скважинам, ОПЗ которых проведена в текущем году, но и показатели по дополнительной добыче, полученные по скважинам, ОПЗ которых выполнена ранее. Поэтому при расчете дополнительно добытой нефти, например, в 2002 году, учитывались также результаты за 2002 год, полученные по скважинам, обработанным в 2000 и 2001гг.

На рис.5 показано изменение структуры дополнительно добытой нефти во времени. Из анализа приведенной гистограммы следует, что добыча дополнительной нефти в текущем году в значительной степени определяется добычей из скважин, ОПЗ которых проведено в предыдущем году и даже два года назад. Это связано, во-первых, с продолжительностью эффекта, и, во-вторых, с тем, что ОПЗ скважин производится в течение всего года и поэтому значительная часть эффекта проявляется в следующем календарном году и даже более поздний период. Так, например, в декабре 2002 года доля дополнительно добытой нефти из скважин, ОПЗ которых произведена в этом году, составила всего 30%, в то время как доля дополнительно добытой нефти из скважин обработанных в 2001 г. составила 60%, а из скважин обработанных в 2000 г. - 10%.

Анализ структуры дополнительно добытой нефти во времени показал, что информация о дополнительной нефти, полученной из скважин ОПЗ которых проведена в текущем году или через год после ОПЗ, не отражает эффективность проведенных мероприятий в полном объеме, так как, например, скважины, обработанные в 2001 г. продолжали работать с эффектом в 2002 - 2003 гг. и продолжают работать с эффектом в 2004 году.

Таким образом, в результате проведенного анализа технологической эффективности работ с использованием комплексной технологии вторичного вскрытия пласта и реагентной разглинизации на скважинах месторождений НГДУ "Сергиевскнефть" с относительно низкими дебитами нефти и значительным содержанием воды в продукции, выполненных в период 2000-2003 гг. установлено, что систематическое проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти в количестве в среднем 21 ОПЗ в год, позволяет получать дополнительно 63 тысячи тонн нефти в год, причем количество дополнительно получаемой нефти практически стабилизируется на уровне не ниже 5 тысяч тонн нефти в месяц.

Определены основные показатели, характеризующие технологический эффект, то есть коэффициент успешности, средняя и максимальная продолжительность эффекта, суммарное и удельное количество полученной дополнительно нефти.

Показано, что технологический эффект от проведения ОПЗ по группе скважин, также как и по отдельной скважине, следует оценивать с учетом результатов за весь период работы скважин (скважины) с дебитом выше базового значения.

Полученные результаты могут быть использованы при проведении расчетов экономической эффективности применения указанных технологий и планировании мероприятий по интенсификации добычи нефти на месторождениях Самарской области и объектах с аналогичными геолого-физическими условиями.

snafta.ru

ОПЗ - это... Что такое ОПЗ?

  • ОПЗ — общепроизводственные загрязнения ОПЗ общепроизводственные затраты бухг. ср.: ОПР фин. ОПЗ Одесский припортовый завод г. Одесса ОПЗ …   Словарь сокращений и аббревиатур

  • ОПЗ — ОПЗ  трёхбуквенная аббревиатура. Область пространственного заряда  Область вблизи поверхности полупроводника, в которой имеется распределенный электрический заряд . Обратная польская запись Обработка призабойной зоны Одноэтажное… …   Википедия

  • РНС ОПЗ — «Российская национальная система опережающего предупреждения населения о предстоявшем землетрясении» проект РФ Источник: http://www.regnum.ru/news/893725.html …   Словарь сокращений и аббревиатур

  • Омский приборостроительный завод им. Н.Г. Козицкого — ОПЗ им. Козицкого Тип ОАО Год основания 12 июля 1941 Расположение …   Википедия

  • Омский приборостроительный завод им. Н. Г. Козицкого — ОПЗ им. Козицкого Тип ОАО Год основания 12 июля 1941 Расположение …   Википедия

  • ПИ-МЕЗОНЫ — (p мезоны, пионы), группа из трёх нестабильных бесспиновых элем. ч ц двух заряженных (p+ и p ) и одной нейтральной (p°), относящихся к классу адронов и являющихся среди них наиболее лёгкими. Масса пионов промежуточная между массами протона и эл… …   Физическая энциклопедия

  • Область периостального застоя — крови (ОПЗ) крыши черепа у плодов и новорожденных один из признаков родовой травмы черепа. Наряду с ОПЗ известны другие родовые травматические внечерепные повреждения: родовая опухоль, субапоневротическое кровоизлияние и кефалогематома.[1] ОПЗ… …   Википедия

  • ТИРИСТОР — трёхэлектродный полупроводниковый прибор, состоящий из трёх p n переходов, взаимодействие между к рыми приводит к тому, что прибор может находиться в одном из двух устойчивых состояний: выключенном с высоким сопротивлением и включённом с низким.… …   Физическая энциклопедия

  • Южное (город) — У этого термина существуют и другие значения, см. Южное и Южный. Это статья о городе в Одесской области. О городе в Харьковской области см. Пивденное. Город Южный укр. Южне Герб …   Википедия

  • Средний бизнес — (Medium business) Определение среднего бизнеса, нюансы среднего бизнеса Информация об определении среднего бизнеса, нюансы среднего бизнеса Содержание Содержание О “Что делать” и “с чего начать” вот в чем вопрос! О пользе… …   Энциклопедия инвестора

  • abbr_rus.academic.ru