WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 8 |

В августе 1982 г. в конце капитального ремонта нагнетательной скважины с целью вывода её из бездействия, в скв. №203 был спущен на НКТ гидродинамический излучатель вихревого типа (ГВД). ГВД был установлен под пакером в интервале перфорации пласта. Причём он был выбран таким образом, чтобы при расходе закачиваемой в пласт воды 250 300 м3/сут обеспечивал генерирование колебаний заранее заданной частоты. В процессе испытаний осуществлялось непрерывное нагнетание воды в пласт через скв. №203 с одновременным генерированием акустических колебаний (август 1982 – конец 1983 г.). В этот период, а также на протяжении 1984 г., по скв. №203 контролировались параметры – приёмистость и устьевое давление нагнетания, а по скв. №206 и №207 – дебиты по жидкости и нефти, обводнённость продукции. В процессе испытаний технологии на скв. №203, №206 и №207 никаких обработок не проводилось. Изменения показателей работы скв. №203 в процессе испытаний технологии по сравнению с предшествовавшим началу испытаний 1981 г. периодом приведены в табл. 2.

Таблица Изменение показателей работы нагнетательной скважины №Наименование В процессе испытания технологии 1981 г.

показателей 1982 г. 1983 г. 1984 г.

Закачка воды, м3/сут. 60513 74445 91421 Дополнительная закачка - 13932 30908 воды, м3/сут.

Как видно из таблицы, технология звукового воздействия на пласт позволила стабилизировать работу скв. №203 и существенно повысить объём закачки воды в неё.

На рис. 2.1 показано изменение приёмистости нагнетательной скв. №203 в процессе её эксплуатации.

Изменились показатели работы и скв. №206 и №207. Показатели эксплуатации этих скважин за время испытания технологии и предыдущие два года приведены в табл. 3.

Таблица Изменение показателей работы нефтяных скважин № Наименование До испытания В процессе испытания скв показателей 1980 г. 1981 г. 1982 г. 1983 г. 1984 г.

Добыча жидкости, т 47949 39677 46726 56126 206 Добыча нефти, т 17927 12180 9575 4941 Обводнённость, вес. % 59,1 69,3 79,5 91,2 93,Добыча жидкости, т 32106 37335 33369 40200 207 Добыча нефти, т 5381 6000 8686 13583 Обводнённость, вес. % 83,2 83,9 74,0 66,2 84,На рис. 2.2 и 2.3 приведены характеристики вытеснения по скважинам №206 и №207.

На этих рисунках хорошо видно, что установка излучателя привела к характерному излому в добыче нефти. Т.е. использование ГВД привело к увеличению добычи нефти, которое обусловлено или интенсификацией добычи, или же повышением нефтеотдачи пласта. Различия в характере изменений показателей эксплуатации скв. №206 и №207 в результате акустического воздействия определяются разной степенью расчленённости пласта: в скв. №206 он не расчленён, а в скв. №207 расчленён непроницаемыми глинистыми перемычками на 5 прослоев толщиной от 0,4 до 1,2 м.

Рис. 2.1. Изменение приёмистости нагнетательной скв. №Рис. 2.2. Характеристика вытеснения по скважине №Рис. 2.3. Характеристика вытеснения по скважине №Как видно из данных, приведённых в табл. 2, в скв. №206 одновременно с нарастанием добычи жидкости происходит и рост обводнённости с прежним темпом 10 11 вес. % в год. Возможно, это объясняется тем, что в монолитном пласте акустическое воздействие способствует интенсификации отборов и незначительно или вообще не способствует повышению нефтеотдачи. В скв. №207 характер изменений совершенно другой: одновременно с ростом добычи жидкости существенно снизилась обводнённость продукции и увеличился годовой отбор нефти.

В НГДУ Краснокамскнефть опробование технологии проходило на Бугровском месторождении в сентябре 1986 г, где также был использован вихревой излучатель (ГВД).

Бугровское месторождение входит в состав Ножовской группы месторождений. Оно приурочено к одноимённой положительной структуре. По кровле тульских терригенных отложений амплитуда поднятия составляет 40,8 м, западное его крыло крутое, с углами 2о20’, восточное крыло более пологое - 1о42’. Промышленно нефтеносные – тульские (Тл и Тл ) и турнейские отложения.

2-а 2-б Пласт Тл залегает в кровельной части терригенной пачки тульского гори2-а зонта. Литологически он сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Размер залежи – 0,9 х 0,4 км; высота – 15,7 м. Залежь нефти – пластовая, сводовая, литологически экранированная. Ширина водонефтяной зоны – до 0,12 км.

Тл залегает в подошвенной части терригенной пачки тульского гори2-б зонта. Литологически он представлен песчаниками и алевролитами и прослоями аргиллитов.

Коэффициенты песчанистости пластов Тл и Тл составляют 36 и 58 %, а 2-а 2-б коэффициенты расчленённости пластов – 2 и 3 %.

Залежь пласта Тл разбурена пятью эксплуатационными скважинами, из 2-а которых две нагнетательные и две добывающие, а одна не освоена. В добывающих скв. №534 и №599 пласт Тл вскрыт совместно с Тл, а закачка воды осуще2-а 2-б ствлялась по пласту Тл, поэтому вскрытый в добывающих скважинах пласт Тл 2-б 2-а в выработке запасов не участвует.

Разработка пласта Тл ведётся тринадцатью эксплуатационными скважи2-б нами, из которых пять являются нагнетательными, а восемь – добывающими, расположенными в центральной части поднятия.

Таблица Данные по закачке воды в нагнетательные скважины № 1986 год 1987 год скв. IX X XI XII I II III IV V VI VII 544 Ст Ст Ст Ст Ст Ст Ст Ст Ст Р Ст 82 Р Р Р Р Ст Ст Р Ст Р Р* дней 20 562 Р Р Ст Ст Р Р Ст Р Ст дней дней 20 538 Р Р Ст Ст Ст Ст Ст Р Ст дней дней Примечание: Ст – закачка воды в скважину не проводилась; Р – скважина работала в режиме закачки; *) – работала до конца года.

ГВД были спущены на глубину 1524-1602 м в нагнетательные скв. №82, №538, №562 и №544. В скважине №82 был установлен генератор с теоретическим расходом 100 м3/сут, а в остальные – генераторы с расходом 200 м3/сут. Частота излучения генераторов находилась в интервале 4,5 4,7 кГц. В связи с тем, что в 1987 году проводилось доразбуривание этого месторождения, пластовое давление в районе нагнетательных скважин №544, №562 и №538, где были установлены генераторы, было ниже начального пластового, а закачка воды в указанные скважины осуществлялась непостоянно. Режим работы нагнетательных скважин приведён в табл. 4.

У нагнетательной скважины №82 имеется гидродинамическая связь с добывающими скважинами №534, №543 и №560, удалёнными от неё на 300 м.

Нагнетательная скважина №562 имеет гидродинамическую связь с добывающими скважинами №559, №561, №566 и №84, удалёнными от неё на 200 300 м. Работа этой нагнетательной скважины практически не повлияла на режим работы добывающих скважин №566, №84 и №559. По-видимому, в районе этих скважин имеется гидродинамический экран.

Нагнетательная скв. №538 работала в нестационарном режиме закачки.

Причём, простои составляли половину времени всего испытания. Скважина №гидродинамически связана со скв. №535 и скв. №84, удалёнными от неё на 650 700 м. Показатели добычи следующие: в скв. №535 среднесуточный объём жидкости и процент обводнённости не изменились. Однако анализ коэффициента светопоглощения показал повышение обводнённости продукции в период простоя нагнетательной скв. №538.

В нагнетательную скв. №544 генератор установлен 16 марта 1987 года.

Скважина в режиме закачки работала только в июне 1987 года. Остальное время – простои.

Положительный эффект имелся в скважинах №534, №543 и №560, поскольку нагнетательная скв. №82 имела минимальные простои и наиболее близко (300 м) расположена к этим добывающим скважинам. В зоне влияния нагнетательных скважин поддерживалось постоянное пластовое давление и не применялось иных методов воздействия на пласт и ПЗП.

В ходе испытаний фиксировались по добывающим скважинам: дебит жидкости (q ) и дебит нефти (q ); обводнённость (n ); плотность жидкости; динамиЖ Н В ческий уровень (H ) и коэффициент светопоглощения (КСП).

Д Результаты применения ГВД на Бугровском месторождении НГДУ «Краснокамскнефть» в 1986 – 1987 годах приведены в табл. 5 - 7.

Таблица Влияние излучателя в нагнетательной скважине №82 на работу гидродинамически связанных с ней добывающих скважин Скв. №543 Скв. №Параметры (однородный пласт) (однородный пласт) До ГВД После До ГВД После q, т/сут. 44 67 21 Ж q, т/сут. 36 49 9,4 Н n, % 26 26 42 В H, м 865 765 450 Д Таблица Влияние излучателя в нагнетательной скважине №562 на работу гидродинамически связанных с ней добывающих скважин скв. №559 скв. №561 скв. №566 скв. №Параметры (2 пропластка) (2 пропластка) (2 пропластка) (2 пропластка) До ГВД После До ГВД После До ГВД После До ГВД После q, т/сут. 25 22 18 16 120 Ж Изменений q, т/сут. 19 19 14 14 90 Н нет n, % 22 14 17 7 2 В H, м 370 470 360 360 310 Д 700 В таблицах приведены средние значения величин. В течение восьми месяцев до спуска излучателя и за время наблюдения – после спуска излучателя.

В табл. 7 приведены результаты измерений коэффициента светопоглощения проб нефти из наблюдаемых добывающих скважин. Замеры КСП проведены в химлаборатории НГДУ «Краснокамскнефть».

Таблица Результаты измерения коэффициента светопоглощения (КСП) нефтей Бугровского месторождения Коэффициент светопоглощения Номера В начале испытаний, В конце испытаний, скважин сентябрь 1986 г. ноябрь 1987 г.

560 736 566 667 84 598 543 713 534 552 559 506 нет проб 561 690 Результаты эксперимента, приведённые в табл. 7, показывают изменение коэффициента светопоглощения после акустического воздействия. Повышение КСП произошло в результате изменения в отбираемой нефти количества смол, которое могло произойти или в результате отмыва плёночной нефти, или же в результате отдачи нефти малопроницаемыми пропластками или прослоями.

Как видно из табл. 4, наиболее стабильно нагнетание воды осуществлялось в скв. №82. Поэтому влияние остановок нагнетательной скважины на работу добывающих скважин, находящихся в зоне её влияния, приведено на примере этой нагнетательной скважины.

Изменение режима работы добывающей скважины №560 в зависимости от остановок нагнетательной скв. №82 приведено на рис. 2.4. Скважина №82 простаивала в феврале, марте и мае 1987 года. Этот перерыв в работе повлёк за собой увеличение обводнённости продукции скв. №560 в апреле – июле 1987 года с 3 4 % до 20 80 %.

Подобная зависимость отмечается и по добывающей скважине №(рис. 2.5), где рост обводнённости произошёл с 3 4 % до 60 100 %. В добывающей скв. 534 (рис. 2.6) рост обводнённости был не столь существенным вследствие её большей (в два раза) удалённости от нагнетательной скважины №82 по сравнению со скв. №560 и №543.

За 1987 год из скв. №534 дополнительно добыто 5100 т нефти, из скв. №543 - 2570 т, а из скв. №560 - 750 т нефти.

Рис. 2.4. График эксплуатации добывающей скважины №Рис. 2.5. График эксплуатации добывающей скважины №Рис. 2.6. График эксплуатации добывающей скважины №В 1988 году в нагнетательные скважины НГДУ «Краснокамскнефть», «Чернушканефть» и «Кунгурнефть» было поставлено 20 ГВД.

В НГДУ «Чернушканефть» было установлено 9 излучателей. Их установка произведена на Гожанском (скв. №591, №946, №956), Куедино-Красноярском (скв. №538, 132, 549), Шагиртском (скв. №118, №347) и Павловском (скв. №818) месторождениях. Объём дополнительно добытой нефти составил 1039 т.

В НГДУ «Краснокамскнефть» было установлено 5 ГВД на Бугровском месторождении (скв. №№172, 542, 554, 557, 918). За счёт них в 1988 году было дополнительно извлечено 3576 т нефти.

В НГДУ «Кунгурнефть» было поставлено 6 ГВД на Кокуйском месторождении (скв. №№555, 593, 802, 1141, 1177, 3057). При этом дополнительно добытая нефть за 1988 год составила 340 т.

Опыт семи лет эксплуатации технологии акустического воздействия на пласт с помощью ГВД на промыслах Пермнефть и Башнефть показал, что хорошие результаты получаются лишь в том случае, если перед спуском генератора в нагнетательную скважину осуществляется промывка её призабойной зоны. В противном случае переменное воздействие приводит к ещё более сильной кольматации призабойной зоны пласта. Наилучшие результаты получаются, если акустическое воздействие осуществляется как в нанетательной, так и добывающей скважинах, поскольку, как показано в работах [32, 33], небольшие пульсации давления при отборе жидкости способствуют более интенсивному выносу механических частиц из пласта, а следовательно, и улучшению его проницаемости.

Влияние вибратора пластинчатого типа на приёмистость нагнетательных скважин изучалось в НГДУ «Осинскнефть» на примере скв. №278 Рассветного месторождения.

Скважина № 278 пущена под нагнетание в августе 1989 года с приёмистостью 210 м3/сут. Интервал перфорации 1622,4 – 1626 м. Всего вскрыто 3,6 м нефтенасыщенных проницаемых песчаников бобриковского горизонта. В декабре 1991 года были проведены работы по восстановлению приёмистости. При этом были проведены солянокислотная обработка и термогазохимическое воздействие.

Спустя шесть лет (в октябре 1997 года) снова были проведены работы по восстановлению приёмистости скважины.

Здесь в конце мая 2001 г. на устье нагнетательной скважины № 278 был установлен излучатель ВГ-130/80 (ЗАО ИНОКАР). Скорость натекания жидкости на пластины вибратора изменялась в пределах 1,5 2 м/с. На скважине был установлен индивидуальный расходомер. По результатам замеров объёмов закачки жидкости в скважину был построен график работы скв. №278 (см. рис. 2.7), из которого следовало, что, начиная с июня 2001, приёмистость скважины стабилизируется и в течение трёх месяцев наблюдается слабое увеличение объёма закачки, и только после этого наступает явный перелом в работе скважины. Скважина начинает лучше принимать жидкость.

Рис. 2.7. Изменение объема закачки воды в скв. №278 от времени эксплуатации Эффективность работы вибратора оценивалась также и по работе добывающих скважин (№№274, 277, 279, 301, 302, 303, 575 и 608), гидродинамически связанных с нагнетательной скв. №278. На рис. 2.8 и 2.9 приведены результаты по изменению дебита двух добывающих скважин. Так, если установка излучателя привела к уменьшению темпа падения дебита нефти на скв. №274, то в скв. №дебит по нефти вырос на 30 %.

На графиках характеристик вытеснения, в зонах дренирования этих добывающих скважин начиная с июня 2001 года, наблюдается характерный излом, показывающий, что реальная накопленная добыча нефти начинает превышать прогнозную добычу нефти, т.е. построенную по времени эксплуатации скважины до установки на скв. 278 вибратора. Всего по реагирующим скважинам дополнительно добыто около 100 тонн нефти.

Однако наиболее ценный результат, полученный от установленного на устье нагнетательной скважины гидродинамического излучателя, заключался в существенном увеличении срока межремонтного периода работы скважины.

Рис. 2.8. Изменение дебита добывающей скв. №Рис. 2.9. Изменение дебита добывающей скв. №III. Воздействие на буровые растворы.

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 8 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.