Научная статья на тему 'Повышение продуктивности добывающих скважин на леоновском газонефтяном месторождении'

Повышение продуктивности добывающих скважин на леоновском газонефтяном месторождении Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
370
57
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Третьяк А. Я., Чихоткин В. Ф., Рыбальченко Ю. М., Чикин А. В.

Показано, что наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи пласта для конкретного месторождения является термогазохимический. Описана технология термогазохимического метода воздействия на продуктивную толщу пласта на примере Леоновского газонефтяного месторождения Ростовской области. Применение термогазохимического метода позволяет добиться увеличения дебита скважины до двух раз.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Третьяк А. Я., Чихоткин В. Ф., Рыбальченко Ю. М., Чикин А. В.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Повышение продуктивности добывающих скважин на леоновском газонефтяном месторождении»

УДК 622.245.78

ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА ЛЕОНОВСКОМ ГАЗОНЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

© 2004 г. А.Я. Третьяк, В.Ф. Чихоткин, Ю.М. Рыбальченко, А.В. Чикин

Отечественный нефтегазовый комплекс России -это 13 % промышленной продукции страны, 19 % доходов федерального бюджета, 46 % всего экспорта. 10 % мировой добычи нефти и газа осуществляет Россия.

В России работают около 200 нефтедобывающих предприятий, включая крупнейшие предприятия и мелкие самостоятельные организации. В разработке находится 1140 месторождений. Эксплуатационный фонд скважин составляет около 150 тыс., из них неработающих 66 тыс. скважин (44 %), в том числе бездействующих - 36,9 тыс., в консервации - 29,1 тыс.

Развитие техники и технологии бурения глубоких скважин на нефть и газ в последние годы происходит в направлении повышения качества и эффективности бурового процесса. Большинство специалистов давно поняли, что бурение скважин не является самоцелью, заказчику скважины, в первую очередь, необходимы нефть или газ, а не то или иное количество набуренных метров.

В настоящее время в эксплуатацию вводится все большее число месторождений с низкопроницаемыми пластами, повышенной вязкостью нефти, сложным геологическим строением.

Применение обычных технологий заводнения -основного метода разработки месторождений - уже не может обеспечить достаточно высокой эффективности выработки таких запасов нефти. Известно, что структура запасов нефти и состояние их разработки требуют ускоренного создания и широкого применения новых более эффективных технологий воздействия на пласт.

Сегодня нефтяными компаниями предпринимаются определенные усилия по внедрению новых технологий увеличения нефтеотдачи пласта, но эффективность большинства их не позволяет сделать вывод о положительных тенденциях, адекватных существующей проблеме. Постоянно увеличивается количество нефти, содержащейся в полностью обводненных пластах, доразработка которых традиционными технологиями становится не эффективной. Прирост запасов нефти в настоящее время не компенсирует текущую добычу, а качество открываемых запасов не стимулирует их быстрого ввода в разработку. Озабоченность вызывает состояние с испытанием и применением так называемых третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН): тепловых, газовых и химических. Большинство этих методов может обеспечить

значительное увеличение нефтеотдачи пластов и прирост дополнительных извлекаемых запасов нефти по сравнению с заводнением даже на поздней стадии разработки месторождения.

Снижение производительности пластов-коллекторов происходит как в процессе первичного и вторичного вскрытия, так и в процессе эксплуатации нефтяных скважин. Основные причины снижения этого параметра при первичном и вторичном вскрытии - проникновение фильтрата бурового раствора, жидкости глушения в призабойную зону и глинистых частиц при репрессии на пласт. Снижение его в процессе эксплуатации происходит за счет проникновения в призабойную зону жидкости глушения при ремонтах, а также благодаря накоплению в призабойной зоне пласта добывающих скважин асфальто-смоло-парафиновых отложений из-за снижения температуры и опережающей фильтрации легких углеводородов. По сравнению с другими технологиями увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов разрабатываемый нами способ должен иметь следующие преимущества: быть абсолютно безопасным в экологическом отношении, не создавать дополнительных нагрузок на эксплуатационную колонну, повышать рентабельность добычи нефти в результате увеличения дебита скважины, быть технологичным в проведении, иметь меньшую стоимость по сравнению с другими способами.

Главной особенностью разработки нефтяных месторождений является истощение запасов высокопродуктивных залежей, разрабатываемых длительное время. Высокая обводненность добывающих скважин снижает рентабельность их эксплуатации, часто до величины ниже проектной, что приводит к невозможности достижения запланированных коэффициентов нефтеотдачи. В таких условиях доизвлечение остаточных запасов нефти невозможно без применения специальных технологий воздействия на продуктивные пласты. В последнее время наблюдается постоянное снижение среднего проектного коэффициента извлечения нефти (КИН).

Сейчас проблема повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин имеет приоритетное стратегическое значение.

Перспективы развития нефтегазового сектора экономики Ростовской области требуют создания и широкого применения (внедрения) инновационных технологий воздействия на пласты и призабойные зоны для более полной стимуляции притока.

Углеводородное сырье на месторождении сосредоточено в трещиноватых органогенных известняках, залегающих в интервале 1738 - 1797 м. Газонефтяная залежь Леоновского месторождения представляет собой двухкупольную структуру площадью простирания около 500 га. В настоящее время пробурено 9 скважин средней глубиной 1850 м.

Нефть высокопарафинистая (7 %), плотность составляет 0,835 - 0,867 г/см , содержание асфальто-смолистых веществ при нормальных условиях - порядка 4,6 % от массы, динамическая вязкость - 33,4 МПа, температура начала кипения - 63 °С, содержание воды - 0,1 %, дебит скважины - 14 т/сут.

Опыт бурения продуктивной толщи прикамского горизонта - в разведочно-эксплуатационных скважинах ООО «Тарасовскнефть» показывает, что обычная технология (т. е. при репрессии на пласт) не способствует обеспечению сохранности призабой-ной зоны пласта (ПЗП) из-за пониженной проницаемости вокруг ствола скважины по причине загрязнения (кольматации) частицами бурового раствора и его фильтратом. Кроме того, в ПЗП добывающих скважин отмечаются асфальтосмолопарафиновые отложения и отложения солей. Все это не может привести к ощутимому снижению дебита углеводородного сырья. В качестве стимулирующего фактора на ПЗП предлагается комплексное (совмещенное) физико-химическое воздействие, заключающееся в применении термогазохимического метода. Термо-газохимический метод основан на использовании механического, теплового и химического факторов при сжигании бескамерного порохового заряда. Механическое воздействие определяется величиной давления, которое зависит от массы сжигаемого порохового заряда, времени и степени замкнутости объема, в котором происходит горение. Тепловое воздействие при сжигании порохового заряда в скважине значительно отличается по характеру от обычной паротепловой обработки, когда нагревание призабойной зоны происходит за счет теплопроводности пласта. При сжигании пороховых зарядов имеет место импульсный характер выделения тепла, а его перенос в глубь пласта осуществляется одновременно с интенсивным движением нагретой жидкости и газов горения. При этом основная масса тепла передается через сеть микротрещин, каналов, нагревая и расплавляя находящиеся на их поверхностях асфальтосмолопарафиновые отложения и отложения солей. Следовательно, роль теплового эффекта при термогазохимическом воздействии значительно усиливается по сравнению с обычным нагревом пласта и носит совмещенный с гидродинамическим процессом характер. Температура среды при осуществлении процесса составляет 200 - 250 °С у стенки скважины.

Положительным фактором метода является и химическое воздействие на породы, и флюиды насы-

щающие их химическими реагентами, возникающими в процессе горения порохового заряда. Продукты сгорания порохов содержат азот, окись азота, углекислый газ, хлор. Проникая в поры и трещины, продукты сгорания образуют с водой солянокислый раствор, концентрация которого зависит от количества водяной фазы и газообразных продуктов. Полученная таким образом соляная кислота способствует улучшению фильтрационной способности пласта в результате растворения карбонатных пород.

Растворимый в нефти углекислый газ, образующийся при горении порохового заряда, снижает ее вязкость, улучшает коэффициент подвижности, способствует снижению поверхностного натяжения на границе нефть - порода. Все это обусловливает увеличение эффективности метода с использованием пороховых изделий.

В промысловой практике применяется целый ряд конструкций пороховых изделий, из которых отметим бескорпусные генераторы ПГД-БК, разработанные Раменским отделом НПО «Союзнефтегеофизика» под руководством Б. М. Беляева, и аккумуляторы давлений для скважин (АДС).

Пороховой генератор давления (ПГД-БК) (рис. 1) желательно применять в случаях, когда необходимо создание высоких забойных давлений с целью образования в пласте трещин разрыва. ПГД-БК состоит из нескольких пороховых зарядов весом 10 кг каждый.

Рис. 4. Генератор давления пороховых газов ПГД-БК: 1 - кабель; 2 - кабельный наконечник; 3 - электрозапал; 4 - крешер; 5 - пороховой заряд; 6 - опорная трубка; 7 - изоляция

Пороховые заряды соединяются между собой с помощью опорных труб. Внутри каждого порохового заряда в опорной трубе устанавливаются дополнительные пороховые воспламенители, а пороховой воспламенитель с электрозапалом размещается в наконечнике. Такое конструктивное решение ПГД-БК значительно сокращает время сгорания снаряда. Так, если время сгорания снаряда АДС-5 составляет около 200,0 с, то сгорание снаряда ПГД-БК происходит в течение весьма короткого (0,1 - 0,3 с) периода времени.

Генератор давления ПГД-БК спускается на забой скважины с помощью бронированного кабеля КОБД-4 или КОБД-6, который одновременно является и питающим кабелем, по которому подается ток на электрозапал.

Поскольку горение порохового снаряда происходит в течение долей секунды, создаются высокие давления пороховых газов на забое скважины, повышающие величину горного давления. В результате в пласте образуются трещины, размеры которых зависят как от величины создаваемого забойного давления, так и от свойств продуктивных пластов. По оценке, приведенной И.И. Желтовым и Б.М. Беляевым, размеры трещин при пороховом разрыве пласта составляют от 16,0 до 20 м при толщине от 3,0 до 1,0 мм, призабойных давлениях, создаваемых генераторами, равных 43,0-45,0 МПа. При взрыве заряда происходит образование не единичной трещины, а целой серии, вследствие чего расчетные значения величины единичной трещины могут быть завышены. Однако

эти расчеты позволяют сделать вывод о глубине воздействия порохового заряда, улучшающего фильтрационную характеристику продуктивных пластов.

Применение термогазохимического метода с использованием генератора давления ПГД-БК для интенсификации притока нефти на скважине №7 Лео-новского газонефтяного месторождения Ростовской области позволило добиться увеличения добычи нефти почти в два раза.

Внедрение предлагаемой технологии увеличения нефтеотдачи пласта на других месторождениях позволит обоснованно принимать управленческие решения по интенсификации добычи нефти, повысить степень извлечения запасов, увеличить прибыль и эффективность нефтедобывающего производства.

Литература

1. Мальцев Н.А., Чазов Г.А., ПутиловМ.Ф. и др. Термогазо-

химическое воздействие на пласт. М., 1988.

2. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействия на нефтегазовые пласты. М., 2001.

3. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов. М., 2002.

4. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М., 2002.

27января 2004 г.

Южно-Российский государственный технический университет (НПИ)

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.