О ПОВЫШЕНИИ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
УДК 622.276.344
© КОЛЛЕКТИВ АВТОРОВ, 1993
B.C., СВИРИДОВ, И.А. ПАНЕНКО,
И.И. МАСЛОВ, В.Г. ГРИГУЛЕЦКИЙ
(ПО "Краснодарнефтегаз")
Дальнейшее увеличение объемов добычи углеводородного сырья в России в ближайшее время будет обусловлено в основном не вводом в эксплуатацию новых месторождений, а повышением нефтеотдачи пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. В этом направлении особенно важно развивать новые методы и технологии, поскольку существующие методы дают низкие коэффициенты нефтеизвлечения (30—50 %). В статье приведены результаты применения некоторых технико-экономических мероприятий, внедрение которых на месторождениях Кубани позволило увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 7—10 % относительно проектных значений.
Одной из главных причин, снижающих производительность добывающих скважин на месторождениях Краснодарского края, является вынос песка или пескопроявления. Так, вследствие этого ежегодно приходится проводить до 600 дополнительных промывок скважин для очистки призабойной зоны, более 3000 текущих и более 300 капитальных ремонтов скважин.
1. Решение проблемы выноса песка из нефтяных скважин.Для восстановления работы скважин, осложненных выносом песка, в НГДУ "Хадыженнефть" крепление призабойной зоны осуществляли путем закачки крупнозернистого песка или цементно-песчаной смеси в пласт при давлении гидроразрыва пласта. В каждую скважину за одну операцию закачивали 8–10 т крупнозернистого песка (размер фракции 1,2–2 мм). В качестве жидкости–носителя использовали нефть вязкостью 80—120 мПа*с. Проведение этого мероприятия уменьшило число образований песчаных пробок в 3—4 раза. Кроме того, увеличился межремонтный период эксплуатации скважин от 35–40 дней до 3–4 месяцев. Крепление призабойной зоны пласта проводили и путем закачки в нее цементно-песчаных смесей на воде в соотношении количества цемента и песка 1:2. Эти мероприятия оказались низкоэффективными.
На месторождениях Кубани выполняются опытно-промышленные работы по креплению призабойной зоны пескопроявляющих скважин различными смолами: карбамидной; сланцевой; фенолформальдегидной и др. Крепление призабойной зоны с помощью карбамидной смолы проводят по следующей технологии. В скважину намывают крупнозернистый песок, а затем прокачивают жидкость, состояющую из раствора (1 часть смолы +2 части воды +4–5 % объема 10 %-ной соляной кислоты), и продавливают ее водой или нефтью при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. Под действием катализатора — соляной кислоты — вязкость смолы увеличивается из-за поликонденсации и образуется твердая нефтепроницаемая масса. В скважинах НГДУ "Хадыженнефть" проведено 28 операций по креплению призабойной зоны пласта карбамидной смолой и добыто более 6 тыс. т нефти. Аналогичные результаты получены на месторождениях НГДУ "Приазовнефть", где выполнено более 200 скважино-операций. Среди нерешенных вопросов при использовании даннной технологии — увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин и повышение прочности закрепленной зоны пласта.
Сланцевые смолы ТСД–9 и ТС–10 тоже позволяют проводить консолидацию призабойной зоны. В качестве отвердителей можно использовать уротропин или формалин. Промысловые испытания этих материалов в 12 скважинах на месторождениях НГДУ "Хадыженнефть" показали их низкую эффективность. Главная причина таких результатов, по нашему мнению, заключается в значительной обводненности продукции.
Слабосцементированные породы в призабойной зоне можно крепить с помощью фенолформальдегидной смолы СФЖ–3012. Отвердевшая смола представляет собой полимер, не растворимый в воде, нефтепродуктах и кислотах. Важным свойством ее является увеличение прочности при отверждении от 3,5 до 50 МПа за первые 3 сут. Для обработки призабойной зоны используют раствор, содержащий (в %) 50 СФЖ–3012, 35 воды и 15 соляной кислоты 10 %-ной концентрации. Фенолформальдегидная смола более эффективна, чем сланцевая.
Кроме описанных технологий на месторождениях Кубани применяли вспенные смолы (смесь фенолформальдегидной смолы, газообразного агента и отвердителя), смолопесчаные смеси (отсортированный песок, раствор смолы, буферную нефть и отвердитель) и специальный состав "Контарен", разработанный во ВНИИКРнефти. Указанные материалы оказались эффективными при креплении призабойных зон пескопроявляющих скважин. В частности, применение состава "Контарен–2" позволило в 63 опытных скважинах из 160 увеличить приток нефти на 35 % по сравнению с доремонтным периодом. В 62 скважинах, обработанных составом "Контарен–2", удалось на 12 % уменьшить приток воды. Из 160 скважин положительный эффект получен в 100.
В скважинах Кубани для борьбы с выносом песка использовались противопесочные фильтры различных типов и конструкций: щелевые; проволочные (однослойные, многослойные); металло-керамические; титановые; сетчатые и др. Например, в 11 скважинах Анастасиевско-Троицкого нефтяного месторождения прошли испытания фильтры диаметром 114 мм с титановыми элементами. Установлены недостатки разработанной конструкции: при прокачивании рабочих растворов через фильтр разрушаются основные титановые элементы и засоряются рабочие отверстия. Проволочные забойные фильтры оказались более работоспособными, чем титановые. Промышленные испытания их проведены в 76 скважинах (в 30 скважинах средний срок службы проволочного фильтра составил 8 мес). По отдельным скважинам отмечалась эффективная работа проволочных противопесочных фильтров в течение нескольких лет. Промысловыми исследованиями установлено, что тип, конструкция и набивка забойных фильтров должны выбираться с учетом особенностей коллектора, свойств пластового флюида и параметров ствола для конкретного месторождения.
2. Применение углеводородных цементных растворов для изоляции притока воды при эксплуатации скважин. Главное преимущество углеводородных цементных растворов по сравнению с водоцементными заключается в исключении цементирования нефтеносного пласта и снижении стоимости работ при капитальном ремонте скважин.
© КОЛЛЕКТИВ АВТОРОВ, 1993
B.C., СВИРИДОВ, И.А. ПАНЕНКО,
И.И. МАСЛОВ, В.Г. ГРИГУЛЕЦКИЙ
(ПО "Краснодарнефтегаз")
Дальнейшее увеличение объемов добычи углеводородного сырья в России в ближайшее время будет обусловлено в основном не вводом в эксплуатацию новых месторождений, а повышением нефтеотдачи пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. В этом направлении особенно важно развивать новые методы и технологии, поскольку существующие методы дают низкие коэффициенты нефтеизвлечения (30—50 %). В статье приведены результаты применения некоторых технико-экономических мероприятий, внедрение которых на месторождениях Кубани позволило увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 7—10 % относительно проектных значений.
Одной из главных причин, снижающих производительность добывающих скважин на месторождениях Краснодарского края, является вынос песка или пескопроявления. Так, вследствие этого ежегодно приходится проводить до 600 дополнительных промывок скважин для очистки призабойной зоны, более 3000 текущих и более 300 капитальных ремонтов скважин.
1. Решение проблемы выноса песка из нефтяных скважин.Для восстановления работы скважин, осложненных выносом песка, в НГДУ "Хадыженнефть" крепление призабойной зоны осуществляли путем закачки крупнозернистого песка или цементно-песчаной смеси в пласт при давлении гидроразрыва пласта. В каждую скважину за одну операцию закачивали 8–10 т крупнозернистого песка (размер фракции 1,2–2 мм). В качестве жидкости–носителя использовали нефть вязкостью 80—120 мПа*с. Проведение этого мероприятия уменьшило число образований песчаных пробок в 3—4 раза. Кроме того, увеличился межремонтный период эксплуатации скважин от 35–40 дней до 3–4 месяцев. Крепление призабойной зоны пласта проводили и путем закачки в нее цементно-песчаных смесей на воде в соотношении количества цемента и песка 1:2. Эти мероприятия оказались низкоэффективными.
На месторождениях Кубани выполняются опытно-промышленные работы по креплению призабойной зоны пескопроявляющих скважин различными смолами: карбамидной; сланцевой; фенолформальдегидной и др. Крепление призабойной зоны с помощью карбамидной смолы проводят по следующей технологии. В скважину намывают крупнозернистый песок, а затем прокачивают жидкость, состояющую из раствора (1 часть смолы +2 части воды +4–5 % объема 10 %-ной соляной кислоты), и продавливают ее водой или нефтью при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. Под действием катализатора — соляной кислоты — вязкость смолы увеличивается из-за поликонденсации и образуется твердая нефтепроницаемая масса. В скважинах НГДУ "Хадыженнефть" проведено 28 операций по креплению призабойной зоны пласта карбамидной смолой и добыто более 6 тыс. т нефти. Аналогичные результаты получены на месторождениях НГДУ "Приазовнефть", где выполнено более 200 скважино-операций. Среди нерешенных вопросов при использовании даннной технологии — увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин и повышение прочности закрепленной зоны пласта.
Сланцевые смолы ТСД–9 и ТС–10 тоже позволяют проводить консолидацию призабойной зоны. В качестве отвердителей можно использовать уротропин или формалин. Промысловые испытания этих материалов в 12 скважинах на месторождениях НГДУ "Хадыженнефть" показали их низкую эффективность. Главная причина таких результатов, по нашему мнению, заключается в значительной обводненности продукции.
Слабосцементированные породы в призабойной зоне можно крепить с помощью фенолформальдегидной смолы СФЖ–3012. Отвердевшая смола представляет собой полимер, не растворимый в воде, нефтепродуктах и кислотах. Важным свойством ее является увеличение прочности при отверждении от 3,5 до 50 МПа за первые 3 сут. Для обработки призабойной зоны используют раствор, содержащий (в %) 50 СФЖ–3012, 35 воды и 15 соляной кислоты 10 %-ной концентрации. Фенолформальдегидная смола более эффективна, чем сланцевая.
Кроме описанных технологий на месторождениях Кубани применяли вспенные смолы (смесь фенолформальдегидной смолы, газообразного агента и отвердителя), смолопесчаные смеси (отсортированный песок, раствор смолы, буферную нефть и отвердитель) и специальный состав "Контарен", разработанный во ВНИИКРнефти. Указанные материалы оказались эффективными при креплении призабойных зон пескопроявляющих скважин. В частности, применение состава "Контарен–2" позволило в 63 опытных скважинах из 160 увеличить приток нефти на 35 % по сравнению с доремонтным периодом. В 62 скважинах, обработанных составом "Контарен–2", удалось на 12 % уменьшить приток воды. Из 160 скважин положительный эффект получен в 100.
В скважинах Кубани для борьбы с выносом песка использовались противопесочные фильтры различных типов и конструкций: щелевые; проволочные (однослойные, многослойные); металло-керамические; титановые; сетчатые и др. Например, в 11 скважинах Анастасиевско-Троицкого нефтяного месторождения прошли испытания фильтры диаметром 114 мм с титановыми элементами. Установлены недостатки разработанной конструкции: при прокачивании рабочих растворов через фильтр разрушаются основные титановые элементы и засоряются рабочие отверстия. Проволочные забойные фильтры оказались более работоспособными, чем титановые. Промышленные испытания их проведены в 76 скважинах (в 30 скважинах средний срок службы проволочного фильтра составил 8 мес). По отдельным скважинам отмечалась эффективная работа проволочных противопесочных фильтров в течение нескольких лет. Промысловыми исследованиями установлено, что тип, конструкция и набивка забойных фильтров должны выбираться с учетом особенностей коллектора, свойств пластового флюида и параметров ствола для конкретного месторождения.
2. Применение углеводородных цементных растворов для изоляции притока воды при эксплуатации скважин. Главное преимущество углеводородных цементных растворов по сравнению с водоцементными заключается в исключении цементирования нефтеносного пласта и снижении стоимости работ при капитальном ремонте скважин.
Таблица № 1
Таблица № 2
С помощью углеводородных цементных растворов проведена успешная изоляция в скважинах Анастаси–евско–Троицкого нефтяного месторождения (V—IV горизонты). Эффективность работ составила 35–40 %. Углеводородный цементный раствор содержал жидкость затворения (нефть кумского или майкопского горизонта, дизельное топливо), ПАВ (диссолван или НЧК) портландцемент Новороссийского завода. Для повышения прочности углеводородного цементного камня добавляли строительный гипс в количестве 3—4 % объема раствора. Как правило, после закачки в призабойную зону скважины дополнительно герметизируются закачкой гелеобразующего состава с наполнителем. Испытания описанной технологии успешно проведены в 40 скважинах. Некоторые результаты применения водоизолирующих материалов в скважинах НГДУ "Абиннефть" и "Хадыженнефть" представлены в табл. 1. Установлено, что применение фильтрующих и дисперсных материалов позволило ограничить приток воды соответственно в 43 и 28 % скважин. Наибольший эффект получен от применения гранулированного магния, состава АКОР–2 и углеводородного цементного раствора.
3. Зарезка и бурение дополнительных стволов из эксплуатационных колонн. На месторождениях Кубани накоплен большой опыт по зарезке и бурению дополнительных стволов из эксплуатационных колонн для восстановления работы бездействующих и ма–лодебитных скважин. В табл. 2 представлены некоторые данные о числе скважин с дополнительными стволами на конкретных нефтяных месторождениях.
К настоящему времени в скважинах НГДУ "Хадыженнефть" и "Приазовнефть" пробурено около 800 дополнительных стволов из эксплуатационных колонн диаметром 140, 146 и 168 мм и добыто около 4,5 млн. т нефти. В отдельные годы по некоторым месторождениям 46 % общей добычи нефти приходилось на скважины с дополнительными стволами. Практикой установлено, что эффективность работы последних уменьшается с ростом их числа. Вместе с тем способ зарезки и бурения дополнительных стволов из существующих эксплуатационных колонн является эффективным методом повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. В этом направлении особенно перспективны зарезка и бурение дополнительных многозабойных горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн. Сдерживающим фактором является отсутствие надежных технических средств контроля параметров пласта и ствола при бурении горизонтальных скважин малого диаметра и небольшого радиуса кривизны.
Статья опубликована в: "Нефтяное хозяйство" №4, 1993 г.
© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.
3. Зарезка и бурение дополнительных стволов из эксплуатационных колонн. На месторождениях Кубани накоплен большой опыт по зарезке и бурению дополнительных стволов из эксплуатационных колонн для восстановления работы бездействующих и ма–лодебитных скважин. В табл. 2 представлены некоторые данные о числе скважин с дополнительными стволами на конкретных нефтяных месторождениях.
К настоящему времени в скважинах НГДУ "Хадыженнефть" и "Приазовнефть" пробурено около 800 дополнительных стволов из эксплуатационных колонн диаметром 140, 146 и 168 мм и добыто около 4,5 млн. т нефти. В отдельные годы по некоторым месторождениям 46 % общей добычи нефти приходилось на скважины с дополнительными стволами. Практикой установлено, что эффективность работы последних уменьшается с ростом их числа. Вместе с тем способ зарезки и бурения дополнительных стволов из существующих эксплуатационных колонн является эффективным методом повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. В этом направлении особенно перспективны зарезка и бурение дополнительных многозабойных горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн. Сдерживающим фактором является отсутствие надежных технических средств контроля параметров пласта и ствола при бурении горизонтальных скважин малого диаметра и небольшого радиуса кривизны.
Статья опубликована в: "Нефтяное хозяйство" №4, 1993 г.
© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим