close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

- Вестник КазНТУ

код для вставкиСкачать
● Тех нич еск ие науки
УДК 622.276.6 (574)
Э.Ж. Куанышбаева, М.А. Баймухаметов, А.Е. Казангапов
(КазНТУ им К.И. Сатпаева, Алматы, Республики Казахстан)
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В
УСЛОВИЯХ ПРИМЕНЕНИЯ НОВЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ
Аннотация. Продуктивность добывающих нефтяных скважин, как правило, снижается в процессе их
промышленной эксплуатации вследствие роста обводненности добываемой жидкости, кольматации продуктами
асфальтосмолопарафиновыми отложениями, бурового раствора призабойной зоны пласта. Главное причины
образования отложений в ПЗП –высокое содержание в нефти асфальтосмолистых веществ и парафинов
(АСПО), снижение давление и температуры на забоя скважин в процессе эксплуатации, закачка холодной
морской воды, ухудшающий температурный режим нефтяного пласта и образующий при смешении с
пластовой водой нерастворимые осадки, и другие факторы. Современные методы интенсификации
нефтедобычи и увеличения отдачи пластов дорогостоящи и не всегда эффективны. Требуется применение
новых, более эффективных, экологически чистых и экономически рентабельных технологий увеличения
нефтеотдачи.
Ключевые слова: Добыча нефти, эксплуатация, методы увеличения нефтеотдачи, ПЗП.
Одна из проблем эксплуатации нефтяных месторождений Западного Казахстана состоит в
снижении продуктивности добывающих скважин вследствие закупорки и призабойной зоны пласта
(ПЗП) различными отложениями из добываемой продукции. В основном этому подвержены
малодебитный фонд скважин, эксплуатирующий надсолевые горизонты Северного Прикаспия, а
также юрские горизонты месторождений Узень, Карамандыбас,и др. Поскольку на этих
месторождениях добывается значительное количество нефти, обеспечение высокой пропускной
способности ПЗП скважин является важной задачей для поддержания объема добыча нефти в
республике. Главное причины образования отложений в ПЗП –высокое содержание в нефти
асфальтосмолистых веществ и парафинов (АСПО), снижение давление и температуры на забоя
скважин в процессе эксплуатации, закачка холодной морской воды, ухудшающий температурный
режим нефтяного пласта и образующий при смешении с пластовой водой нерастворимые осадки, и
другие факторы.
Для борьбы с этим применяются различные методы обработки призабойной зоны скважин –
горячими теплоносителями АСПО, кислотами, ПАВ, ингибиторами, горюче –окислительными
составами и др. Каждый метод эффективен в определенном диапазоне геолого–технических условий.
В условиях же разнообразия причин снижения производительности скважин, трудности их
диагностики в Западном Казахстане зачастую от используемого метода трудно добиться высокой
эффективности и успешности работ[1].
Сравнительно новые внедряемые в мире методы увеличения нефтеотдачи в основном можно
отнести[2]:
 Гидравлический разрыв пласта
 Закачка сшитых полимерных систем
 Обработка скважин полимерно–гелевым составом «Темпоскрин»
 Термобарохимическая обработка (ТБХО)
 Электорвоздействие
В настоящее время по различным причинам в Западном Казахстане простаивает большое
количество скважин. Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтегазоотдачи пластов
на разных этапах разработки месторождений углеводородов широко применяются различные по
эффективности технологии и методы воздействия.
Достаточно эффективным стало применение гидроразрыв пласта (ГРП) для создания в них
глубоких дополнительных каналов. Блогодария этому воздействию изменяется характеристики не
только ПЗП, но и с самого пласта, за счет этого соседние скважины интенсифицируют свой режим
работы. Технология ГРП требует значительных затрат, сложного компрессорного оборудования, и
при воздействия в зонах вблизи водонефтяного контакта (ВНК) чаще всего в результате гидроразрыв
пласта вместо нефти получают воду. Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС
жидкости, которая заполняет микротрещины и «расклинивает» их, а также формирует новые
260
№4 2014 Вестник КазНТУ
● Тех ник алы
ылымдар
трещины. Если при этом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий
материал (например, песок), то после снятия давления трещины не смыкаются[3].
Применение полимерного заводнения на нефтяных месторождениях позволяет уменьшить темп
снижения коэффициента нефтеизвлечения. Этот процесс достигается вследствие возникновения на
фронте вытеснения между растворами полимера и вытесняемой нефтью дополнительной силы.
Главные критерии применения рассматриваемого метода следующие:
Вязкость нефти в пластовых условиях 3-25 мПа·с;
Коллектор должен быть карбонатным, с проницаемостью от 0,02 до 2,3мкм2;
Температура пласта 60-90 0С;
Вода для приготовления раствора полимера должна быть пресной и слабоминерализованной,
соли в растворе не более 10-20г/л;
Объем оторочки раствора полимера 7-33% от объема пор дренируемой части пласта.
Полимиктовые
коллекторы продуктивных пластов месторождения Каламкас высоко
неоднородные по проницаемости. Пор данным исследований керна проницаемость изменяется 0,011
до 9,0 мкм2.
Целью осуществления полимерного воздействия на опытных участках месторождения
Каламкас является повышение конечного коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата
пластов процессом заводнения. В ходе опытно –промышленных работ на выбранном участке
месторождения должно быть разработана и испытана технология применения сшитых полимерных
систем для специфических условий месторождения Каламкас.
При закачке полимерной системы наблюдался дилатантый характер течения. В указанном
диапазоне скоростей фильтрации фактор сопротивления в среднем изменялся от 5 до 25. Всего в
промысловом эксперименте в 2002-2003 гг соответственно 11 нагнетательных, 68 добывающих и 5
нагнетательных, 39 добывающих скважин. Обводненность продукции в среднем составляла 80-90%.
Все добывающие и нагнетательные скважины эксплуатировались на горизонтах Ю-С1, Ю-С2, Ю-С5 ,
Ю-І, ІІ, ІІІ, ІV. В среднем на одну нагнетательную скважину приходится семь добывающих. Для
оценки технологической эффективности закачки сшитой полимерной системы (СПС) в
нагнетательные скважины были использованы два варианта расчетов.
В первом варианте дополнительная добыча нефти определялась только по тем скважинам, где
текущий дебит нефти был выше среднего значения за 3 месяца до закачки, а обводненность ниже или
равна среднему значению за этот же период. Второй вариант рассматривает те же показатели и
определяет их средние значения, что и в первом варианте. В подсчете дополнительной добычи нефти
учитывается скважины, имеющие текущий дебит нефти, как больший, так и меньший относительно
средней величины за 3 месяца до закачки. Эффективность оценивалась до конца года с начала
закачки СПС. Результаты расчетов представлены в табл.1.2 [4]
Таблица 1. Дополнительная добыча нефти поопытным участком СПС месторождения
Каламкас.
№ скв
горизонт
Кол-во доб.скв
1001
1005
Итого
1135
1125
3045
Итого
568
3078
3108
Итого
638
4059
4065
С-5
С-5
7
9
Ю-1
Ю-1
Ю-1
5
7
9
Ю-3
Ю-3
Ю-3
6
4
9
Ю-4
Ю-4
Ю-4
5
6
3
аз ТУ хабаршысы №4 2014
Доп. добыча после закачки СПС
І вар(+)
ІІвар (+)
2002г
761,3
761,3
2908,0
2908,0
-
1436,4
-
488,3
488,3
2135,4
2135,4
-
1157,2
-
261
● Тех нич еск ие науки
Итого
Всего
68
5105,7
3780,9
1570,7
1570,7
314,3
1885,0
1189,4
1189,4
149,0
1338,4
2003
4041
1107
3113
3082
Итого
2640
Всего
Ю-1,2
С-2
Ю-3
Ю-3
11
9
8
6
14
5
39
С-1
Таблица 2. Обводненность по ячейкам
№ скв
Горизонт
1001
1005
1135
1125
3045
568
3078
3108
638
4059
4065
С-5
С-5
Ю-1
Ю-1
Ю-1
Ю-3
Ю-3
Ю-3
Ю-4
Ю-4
Ю-4
4041
1107
3113
3082
2640
Ю-1,2
С-2
Ю-3
Ю-3
С-1
До закачки СПС сред.за 3
мес.,%
После закачки СПС%
2002
94
93,5
82,1
79,8
84,6
82,4
90,8
88,1
80,7
85,4
91,7
93,4
94,5
82,6
81,4
85,6
86,4
87,9
90,3
87,4
88,4
93,0
88,2
85,2
85,7
82,5
92,7
89,8
89,2
84,9
84,5
90,8
2003
От многих видов полимерных и полимерно-гелевых технологий, применяемых в настоящее
время, технология «Темпоскрин» отличается тем, что реагент «Темпоскрин» однокомпонентный, при
смешивании с водой образует гидрогели с практически другой природой «сшивки» и вследствие
этого другой пространственной структурой гидрогелей. Последние обладают высокими
вязкоупругими и пластичными свойствами и практически не деструктурируют в пластовых условиях.
При этом как показали исследования, проведенные в России и за рубежом, вязкость и пластичность
раствора практически сохраняются с одновременным увеличением показателей упругих и
эластичных свойств полимерно-гелевой системы, что обеспечивает получение лучших
технологических и экономических результатов.
Новая технология физико-химического воздействия полимерно-гелевых систем (ПГС)
«Темпоскрин», являющаяся технологией нового поколения, практически лишена этих недостатков и
предназначена для применения на месторождениях сложного геологического строения с
неоднородными песчано-глинистыми коллекторами, эксплуатируемых с применением заводнения и
выступивших в позднюю стадию разработки с высокой обводненностью добываемой продукции (от
60 до 98%).
Особенность технологии «Темпоскрин» заключается в сочетании двух способов введения гелей в
пласт: 1) синтеза гелей в пласте; 2) непосредственной закачки гелей в пласт. Благодаря дисперстной
структуре геля «Темпоскрин», состоящего из множества мелких гелевых частиц размером 0,2-4 мм, он
обладает высокими подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам крупным
порам. Однако гель не проникает низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта вследствие того, что
262
№4 2014 Вестник КазНТУ
● Тех ник алы
ылымдар
размеры гелевых частиц больше, чем размеры пор таких пород. Вытесняющая способность оторочек из
ПГС «Темпоскрин» в лабораторных условиях на моделях пласта достигает 85-95%.
Технология испытана на 32 нефтяных месторождениях России, Казахстана и Азербайджана. В
настоящее время выполнено более 800 сважино-операций. Месторождения, на которых проходили
опытно-промышленные испытания и внедрения технологии, можно отнести к группе средне –и
высокопродуктивных, характеризующихся высокими обводненностью и степенью выработки
запасов. С точки зрения широкомасштабного применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) с
помощью технологии «Темпоскрин» можно выделить три региона : 1) Западную Сибирь; 2)
Европейскую часть России (в первую очередь месторождения Татарии); 3)Казахстан (многопластовое
месторождение Узень, нефтяные месторождения Атырауской области, находящиеся на поздней
стадии разработки). Технология «Темпоскрин» применима на нефтяных месторождениях со
следующими параметрами: толщина пласта 3-100 м; проницаемость 0,1-5 мкм2 ; пористость более
16%; температура пласта до 850С; обводненность 40-98%.
Промысловые испытания ПГС «Темпоскрин» были проведены на нефтяном месторождении
Узень –одном из крупнейших месторождении в юго-западной части Казахстана, открытом в 1961 г.
Месторождение разрабатывается с 1965 г., оснавными объектами являются породы средней юры и
отложения верхней юры –келловейский ярус. Свод структуры ослажнен тремя куполами.
Продуктивные отложения нижнемелового и юрского возрастов достигают общей толщины 1500 м и
содержит до 26 песчано –алевритовых горизонтов, условно разделяемых на три этажа
нефтегазоносности. В качестве объектов проведения опытных работ по закачке в пласт ПГС
«Темпоскрин» рассматривались нефтеносные горизонты среднего этажа разработки. Залежи нефти
горизонтов XIII-XVIII относятся к пластовым, сводовым, ограниченным краевой водой[5].
Разнообразие методов можно свести к трем видам воздействия –тепловому,
гидромеханическому и химическому, т.е термобарохимической обработке скважины (ТБХО).
Наиболее апробированным в Казахстане и эффективным комплексным методом с тепловым
воздействием является метод термогазохимического воздействия с использованием пороховых
зарядов АДС.
Особенности метода ТБХО с использованием пороховых изделий следующие:
1. Отсутствует неконтролируемое ударное механическое воздействие на пласт, поскольку
используется топливо АДС-5 с замедлителем горения. Например, сборка из поровых шашек длиной
4,5 м при давлении на забое скважины 14 МПа и температурае 650С сгорает в течение 7,5 мин.
2. Исключается опасность фонтанирования скважины (выброса жидкости) при горении заряда.
Это достигается установкой вместо перфораторной задвижки малогабаритного превентора с
плашками под геофизический кабель, герметично закрывающего устье скважины.
3. Полный долив жидкости в скважину позволяет создать противодавление на пласт при
горении заряда, продавку в пласт горячей газожидкостной смеси и тем самым обеспечить более
глубокий прогрев призабойной зоны пласта.
4. Термогазовое воздействие при ТБХО усилено химическим воздействием химреагента,
доставляемого в одном контейнера с топливом, нагреваемого и вытесняемого в пласт при горении
заряда.
5. Исключается опасность забивания клапанов и выхода из строя глубинно –насосного
оборудования после проведения ТБХО. Это достигается соответствующим выбором химреагентов,
которые исключают повторное затвердевание АСПО, извлеченных из пласта и оставшихся в стволе
скважины.
В 2001-206 гг. в АО «Разведка –Добыча КазМунайГаз» НК «КазМунайГаз» методом ТБХО
обработано около 100 скважин. Результаты по первым 38 скважинам Узенского месторождения
(ПФ«Узенмунайгаз») таковы:
Прирост дебита по нефти 3,57 т/сут при среднем дебите до ОПЗ 4,53 т/сут;
Дополнительная добыча на одну скважину за год 1286 т нефти
Результаты ТБХО по скважинам ПФ «Эмбамунайгаз» несколько ниже, но достаточно
рентабельны для малодебитного фонда скважин региона. По 16 скважинам месторождений
Алтыколь, Ботахан (2004-2005 гг) в среднем дополнительная добыча на одну скважину за год
составила 1128 т нефти. По скважинам месторождений Алтыколь, Карсак, обработанным в 2006 г., в
среднем дополнительная добыча на одну скважину за четыре месяца после ТБХО составила 2198
нефти. Длительность эффекта более одного года[1].
аз ТУ хабаршысы №4 2014
263
● Тех нич еск ие науки
ЛИТЕРАТУРА
1. Аглиуллин М.М., Абдуллин В.М., Шайхулов А.М. и др. Термобарохимический метод обработки
призабойной зоны нефтяных скважин и его перспективы для нефтяных месторождений Западного
Казахстана//Нефть и газ. 2009. №2 стр59-66.
2. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. – М.:нефть и газ, 1996. -477с
3. Джумашев Р.Т. Повышение нефтеотдачи обводненных пластов методом электродинамического
воздействия// Нефть и газ. 2010. №1 стр 54-60
4. Айткулов А.У., Жолбасарова А.Т., Сабырбаева Г.С., Айткулова А.А., Бисембаева К.Т. Оценка
эффективности применения сшитой полимерной системы на месторождении Каламкас// нефть и газ. 2006. №2
стр 46-50
5. Каушанский Д.А. Технология воздействия на продуктивные пласты полимерно-гелевой системой
«Темпоскрин»//Нефтяное хозяйство. 2005. №12 стр 48-52
REFERENCES
1. Agliullin M.M., Abdullin B.M., Shaikhulov A.M. i dr Tarmobarokhimicheskii metod obrabotki prizaboinoi
zony neftyanykh skvazhin I ego perspektivy dlya neftyanykh mestorozhdenii Zapadnogo Kazakhstana//Neft i gas. 2009.
№ 2 str 59-66.
2. Ibragimov L.KH., Mishenko I.T., Intensificatsia dobychi nefti.-M:neft i gas,1996.-477s
3.Dzhumashev R.T., Povyshenie nefteotdachi obvodnennykh plastov metodom elektrodinamicheskogo
vozdeistviya//neft i gas. 2010. №1 str 54-60
4. Aitkulov A.U., ZHolbarysova A.T., Sabyrvaeva G.S., Aitkulova A.A.,Bisembaeva K.T. Otsenka effektivnosti
primeneniya sshitoi polimernoi sistemy na mestorozhdenii Kalamkas//neft i gas.2006. №2 str 46-50
5. Kaushanskii D.A Tekhnologiya vozdeistviya na produktivnye plasty polimerno-gelevoi sistemoi
«Temposkrin»//neftyanoe khozyaistvo. 2005. №12 str 48-52
Қуанышбаева.Э.Ж., Баймұхаметов.М.Ә., Қазанғапов Ә.Е
Ұңғыма өнімділігін арттыру үшін жаңа технологияларды пайдаланып өндіруші ұңғыманың
тиімділігін бағалау
Түйіндеме.Бұл мақалада өндіруші мұнай ұңғымаларының өнімділігін арттыру мақсатында әртүрлі
әдістер мен зерттеу нәтижелері қарастырылған
Негізгі сөздер: Мұнай өндіру, мұнай бергіштікті арттыру әдісі, ұңғыма, тиімділік.
Куанышбаева.Э.Ж., Баймухаметов.М.А., Казангапов А.Е
Оценка эффективности эксплуатации добывающих скважин в условиях применения новых
технических средств подъема продукции скважин
Резюме. В статье рассмотрена методы увелечение нефтеотдачи добывающих скважин и приведены
результаты исследования
Ключевые слова: добыча нефти, метод увелечение нефтеотдачи, эффективность, скважина
Kuanyshbaeva.E.Zh., Baimukhametov. M.A., Kazangapov.A.E
Evaluating the effectiveness of operation of producing wells in the conditions of application of new
technical means lifting production wells
Summary. The article describes the methods of enhanced oil production wells and the results of research.
Key words: Oil production, methods of increase in oil recovery, efficiency, well
УДК 621.38:53
В.М. Карташов, Н.У. Алдияров, К.А. Талпакова, М.С. Ербосынова
(Институт ядерной физики, Ибрагимова, e-mail: [email protected], Казахский национальный технический
университет имени К.И.Сатпаева 050013, г.Алматы, Республика Казахстан)
ФОКУСИРУЮЩИЕ И РЕГИСТИРУЮЩИЕ СИСТЕМЫ ШИРОКОАПЕРТУРНОГО БЕТАСПЕКТРОМЕТРА С ДВОЙНОЙ ФОКУСИРОВКОЙ НА УГОЛ 2
Аннотация. В данной работе описываются некоторые способы и результаты настройки на высокое
разрешение магнитного - спектрометра с двойной фокусировкой на угол  2 (радиус равновесной орбиты
r0=500 мм) с ширикой апертурой. Полюса диаметром 1400 мм и сердечник электромагнита изготовлены из
264
№4 2014 Вестник КазНТУ
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа