Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и совершенствование технологий интенсификации добычи нефти на месторождениях с полимиктовыми глинистыми коллекторами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и совершенствование технологий интенсификации добычи нефти на месторождениях с полимиктовыми глинистыми коллекторами"

На правах рукописи

АПАСОВ ТИМЕРГАЛЕЙ КАБИРОВИЧ

РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ПОЛИМИКТОВЫМИ ГЛИНИСТЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических паук

*

Уфа - 2004 г.

Работа выполнена в ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие».

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор

Уметбаев Виль Гайсович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, доцент Рогачев Михаил Константинович

кандидат технических наук, старший научный сотрудник Галлямов Ирек Мунирович

Ведущая организация:

ГУЛ НИИнефтеотдача РБ (г. Уфа)

Защита состоится «5» ноября 2004 г. в 16 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020 01 при открытом акционерном обществе научно-производственная фирма (ОАО НПФ) «Геофизика» по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-е Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан « 4 » октября 2004 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор химических наук, '

ст. научный сотрудник ' Д.АХисаева

2005-4 13173

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Нижневартовский нефтегазоносный регион является одним из самых богатых в мире по запасам нефти и масштабам ее добычи. Актуальными задачами в нефтяной промышленности региона являются разработка и внедрение новых методов интенсификации процессов нефтегазодобычи. Это обусловлено ухудшением структуры запасов разрабатываемых месторождений по причине увеличения доли сложнопостроенных месторождений и трудноизвлекаемых запасов нефти в полимикговых коллекторах с повышенным содержанием глин, а также увеличением доли нефти, характеризующейся повышенной вязкостью и с большим содержанием АСПО.

Литературный обзор исследований в области интенсификации добычи нефти показывает, что решению этой важной задачи посвящено немало научных разработок. Каждое направление имеет свои преимущества и недостатки. К последним можно отнести' сложность практической реализации предлагаемых решений и технологий, риск вызвать необратимые изменения в пласте и в окружающей среде, дефицит или высокую стоимость химических реагентов, экологическую опасность.

Разработка и эксплуатация месторождений Нижневартовского региона имеет свои особенности из-за пониженной нефтенасыщевности порового пространства, повышенного содержания глинистого материала в цементе, повышенной гадрофготътгости пород и содержания в составе нефтей значительного количества парафина и асфальтосмолистых веществ.

Практический опыт показывает, что в перечисленных выше условиях использование традиционных методов воздействия на пласт часто не дают ожидаемых результатов. Анализ промысловых данных, результаты геофизических и гидродинамических исследований показывают, что продуктивность скважин в процессе эксплуатации снижается, несмотря на проведение различных геолого-технологических мероприятий. Например, многократные кислотные обработки одних и тех же интервалов пласта с высокой неоднородностью практически не эффективны Пласт после таких

обработок становится еще более неоднородным по проницаемости, в целом снижается: его выработка. Поэтому уменьшаются объемы кислотных обработок, несмотря на меньшую трудоемкость по сравнению с гидроразрывом пласта (ГРП). Последний является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности скважин, вскрывших низкопроницаемые и слабодренируемые коллекторы. В настоящее время усовершенствованы технологии ГРП и его успешность доведена до 96%. При этом дебит скважин увеличивается от 2 до 10 раз Создается возможность использование ГРП не только как метода увеличения нефтеотдачи и интенсификации, но и как способа разработки месторождения. В то же время не редки случаи достаточно быстрого снижения эффективности ГРП в процессе эксплуатации скважин. Практика показывает, что успешность повторных ГРП снижается и после них создаются определенные осложнения при эксплуатации скважин. Для восстановления продуктивности скважин вновь необходимо проведение работ по обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ)

В перечисленных условиях эксплуатации месторождений Западной Сибири и, прежде всего, Нижневартовского района, наиболее перспективным являются разработка и внедрение комплексных, комбинированных методов и технологий, сочетающих в себе физико-химическое, механически-химическое и гидро-механическое воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). Данной теме и посвящены диссертационные исследования.

Цель работы. Разработка и совершенствование технологий интенсификации добычи нефти в полимиктовых коллекторах с повышенным содержанием глин.

Основные задачи исследований:

1. Анализ применяемых методов интенсификации добычи нефти на месторождениях Нижневартовского района на примере Хохряковской группы, эксплуатирующих юрские пласты.

2. Установление факторов, снижающих продуктивность пластов с повышенным содержанием глин.

3. Обоснование методов и технологий воздействия на призабойную зону пласта для более полной разглинизации, очистки и максимального извлечения продуктов реакции.

4. Развитие комплексной технологии интенсификации добычи нефти с использованием многофункциональной забойной компоновки

5. Анализ результатов ГРП в скважинах с юрскими пластами на Хохряковском месторождении. Испытание и внедрение комплексных технологий в скважинах, снизивших продуктивность пласта в процессе эксплуатации после ГРП.

Методы исследования. Поставленные задачи решались путем проведения лабораторных, экспериментальных исследований, анализа и обобщения известных исследований физико-химических процессов, происходящих в нефтеносном пласте, факторов, влияющих на проницаемость призабойной зоны пласта, анализа обширных промысловых данных в области интенсификации добычи нефти.

Основные результаты диссертационных исследований подтверждены практикой внедрения их на месторождениях Нижневартовского района.

Научная новизна работы.

1. Анализом промысловых данных установлены основные причины низкой эффективности различных методов и технологий интенсификации добычи нефти в скважинах Хохряковской группы месторождений. Установлены основные факторы, влияющие на эффективность ГРП и причины снижения дебита в процессе эксплуатации. Проведен статистический анализ, установлены корреляционные связи между геолого-технологическими параметрами и эффективностью ГРП. Получено уравнение линейной регрессии для определения прогнозного удельного дебита после ГРП.

2. Проведены лабораторные исследования характера и состава осадков, извлеченных с забоев скважин. Химическим анализом установлены минералогический и гранулометрический составы, растворимость их в

кислотных и щелочных растворах На основе проведенных экспериментов обосновано применение химических составов и разработаны эффективные технологии воздействия на ПЗП.

3. Разработана и обоснована технология интенсификации добычи нефти на основе комплексного воздействия на призабойлую зону пласта.

Защищаемые положения.

1 Основные факторы, влияющие на результаты применения различных методов интенсификации. Технология восстановления продуктивности при ее снижении в процессе эксплуатации скважин.

2 Результаты промысловых и лабораторных исследований отложений на забое скважин, в призабойной зоне, растворимость их химическими составами. Основные причины снижения: продуктивности юрских пластов на месторождениях Нижневартовского района.

3 Обоснование применения химических составов и технология проведения ОПЗ для восстановления продуктивности юрских пластов.

4 Комплексная многофункциональная технология интенсификации добычи нефти, основанная на химическом, гидроволновом воздействиях на пласт, имплозионной очистке и освоении циклическими депрессиями.

Практическая ценность и реализация работы на производстве.

Разработанные автором технологии ОПЗ внедрены и продолжают внедряться на Хохряковском, Кошильском, Пермяковском, Ван-Еганском и Самотлорском месторождениях, разрабатываемых ОАО «ТНК», и на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь».

В результате реализации результатов диссертационных исследований обеспечена дополнительная добыча нефти, на Хохряковской группе месторождений - 8,1, Самотлорском - 6, Ван-Еганском - 17,6 тыс.т., на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь» - 2 тыс. т.

На 01.01.03 г. дополнительная добыча нефти составила 50 тыс. т. и экономический эффект 13 млн. рублей.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на заседаниях технического совета НГДУ «Нижневартовскнефть», СП «Ваньеганнефть», 11111 «Когалымнефтегаз», НГДУ «Самотлорнефть», региональной научно-технической конференции передовых методов интенсификации, г. Нижневартовск, 1998-99 гт; научно-технических конференциях ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», 1999-2001 г.г.; ОАО «Самотлорское нефтегазодобывающее предприятие», 2000 г, на научно-техническом совете в «НижневартовскНИПИнефтъ», 2003 г.; на техническом совещании ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», 2004 г.

Публикации результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 15 работ, в том числе 7 статей, 4 тезиса докладов на региональных конференциях, 2 патента на изобретение и два свидетельства на полезную модель.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и списка использованной литературы Работа изложена на 147 страницах машинописного текста, включая: 49 рисунков и 4 таблиц, 85 библиографических ссылок

Автор выражает благодарность научному руководителю д. т.н., профессору Уметбаеву В.Г., д.т.н. Леонову В.А., к.тн. Канзафарову Ф.Я., работникам ОАО «ННП», «НижневартовскНИПИнефтъ» и ОАО НПФ «Геофизика» за помощь в подготовке диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность.

В первой главе даны геолого-физические особенности и состояние разработки месторождений Нижневартовского района Западной Сибири Определены условия применения методов интенсификации добычи нефти.

Нефтяные месторождения Нижневартовского района многопластовые, сложнопостроенные, с полимиктовыми глинистыми коллекторами Глиносодержащие коллекторы нефти и газа - сложные природные системы, составные части которых представлены породообразующими и акцессорными минералами, органическим веществом и поровыми водами К глинистым породам относятся коллекторы, содержащие более 5% глинистого материала Необходимо отметить, что с увеличением глубины залегания глинистых пород уменьшается пористость, пластичность, набухаемость, возрастают плотность и способность к растрескиванию, при содержании глины более 15-20% порода-коллектор становится практически непроницаемой Таким образом, наибольшее значение, с точки зрения разработки, имеют пласты с содержанием глины не более 20%. По предложению А Я. Хавкина, такие коллекторы получили название глиносодержащие.

Продуктивные пласты исследуемых месторождений сложены чередованием глинистых, алевролитовых, мелкозернистых песчаных прослоев с низким содержанием карбонатных пород. Песчано-алевритовые прослои не выдержаны по простиранию, замещаются глинами или переходят из одной разности песчано-алевролитовых осадков в другую. Обломки песчано-алевролитовых пород до 70% представлены зернами кварца и полевого шпата, цемент коллекторов пленочно-поровый, карбонатно-глинистого состава, а глинистый материал цемента коллекторов представлен каолинитом и хлоритом По Хохряковской группе месторождений содержание глинистого материала составляет 5-12%, по Ван-Еганскому многопластовому месторождению изменяется от 5 до 20% Пористость коллекторов изменяется в пределах 10-30% и определяется литологическим типом пород и глубиной их залегания. Проницаемость коллекторов колеблется в пределах 0,0025-0,028 мкм2.

По состоянию разработки на 01.01.04 г. в Хохряковской группе месторождений основной объем добычи нефти осуществляется электроцентробежными (ЭЦН) насосами, что составляет 60-77%

эксплуатационного фонда, на долю ШГН приходится до 38% фонда. Обводненность добываемой продукции достигает 45%. На Ван-Еганском месторождении основной эксплуатационный фонд составляет ЭЦН - до 85% при обводненности добываемой продукции до 73%. В Хохряковской группе месторождений находится в бездействии от 19 до 47%, на Ван-Еганском месторождении - до 45% эксплуатационного фонда.

Одной из основных причин этого является уменьшение дебита скважин ниже рентабельного уровня эксплуатации, несмотря на проведение геолого-технологических мероприятий Промысловые данные показывают снижение продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. Структура фонда скважин и его состояние во многих случаях обусловливают необходимость оптимизации их работы путем совмещения операций ОПЗ, изоляционных работ и регулирования закачки со стороны нагнетательных скважин. Для восстановления работоспособности скважин необходимо проведение работ по воздействию на ПЗП с применением высокоэффективных технологий ОПЗ с учетом геолого-физических условий конкретных объектов.

Во второй главе проведен анализ применяемых методов интенсификации добычи нефти в скважинах Хохряковской группы месторождений.

Применяемые в 1989-2001 г г методы интенсификации добычи нефти на перечисленных выше месторождениях нами классифицированы на химический, физико-химический и механически-химический.

Химические методы реализованы через 4 технологии ОПЗ на основе ппшокислоты и растворителей, очистки забоя и ПЗП путем свабирования в 18 скважинах с эффективностью 38%.

Физико-химические методы осуществлялись с применением 6 технологий на основе соляной и глинокислоты, разглинизатора - кальцинированной соды, органического растворителя - бутилцеллозольва, воздействия гидроволновым декольмататором, очистки забоя и ПЗП имплозионными установками, свабированием в 18 скважинах с эффективностью 55%.

Механически-химические методы включают в себя 9 технологий, основанных на перестреле пласта, закачке соляной и глинокислоты, фосфорной кислоты, растворителя нефрас и очистке забоя и ПЗП, в основном, свабированием, компрессированием в 20 скважинах с эффективностью 68%

Установлены основные причины низкой эффективности различных методов интенсификации добычи нефти:

химических методов - недостаточная растворяющая способность реагентов и низкое значение их удельных расходов (менее 0,5 м*/ы перфорированной толщины пласта);

физико-химических методов - низкое пластовое давление (20-30% по отношению к первоначальному), увеличение обводненности продукции как следствие влияния знакопеременных нагрузок на цементное кольцо, неотработанность технологии ОПЗ в горизонтальных скважинах;

механически-химических методов - низкое пластовое давление, увеличение обводненности после освоения УГИС, не оптимальная рецептура кислотных и других растворов, их недостаточный удельный расход, проведение работ после ГРП в условиях интенсивных поглощений, недостаточная степень очистки забоя и ПЗП после ОПЗ

По Хохряковскому месторождению проанализированы данные эффективности ГРП в 70 скважинах, проведенных в 2002 г, за период работы до 01.06 04 г. В 2002 г за счет ГРП добыто 254,6 тыс. т дополнительной нефти, что составляет 7,8% ее годовой добычи. Накопленная дополнительная добыча нефти составила 739255

Первоначальный средний прирост дебита нефти после ГРП составил 30,5 т/сут при успешности 96%; на 1.06 04 г прирост составляет 23 т/сут.

Анализом выявлены следующие эффективные геолого-технологические параметры, оптимальные для этой группы скважин'

полудлина трещины в пределах 60 м, ее ширина - около 7 мм, степепь снижения величины пластового давления по отношению к первоначальному не

и

при планировании ГРП необходимо учитывать наличие естественных разрывных нарушений и каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями и тенденцию увеличения обводненности продукции скважин в зависимости от направления трещины по отношению к фронту нагнетания воды (параллельно - обводненность замедляется, ортогонально увеличивается);

болынеобъемные ГРП, наряду с увеличением дебита жидкости, приводят к значительному увеличению обводненности.

Установлены основные причины снижения дебитов после ГРП:

- вынос мехпримесей с большим содержанием железистых осадков, остатков геля, АСПО, продуктов бурения, проппанга из-за слабого закрепления его в трещине по причине низкой прочности;

- пониженное пластовое давление (ниже 18 МПа), высокая депрессия на пласт.

Для выявления основных факторов, влияющих на эффективность ГРП, проведен статистический анализ, выявлена зависимость эффективности от геологических и технологических параметров. В качестве показателей эффективности ГРП использована накопленная и среднесуточная дополнительная добыча нефти. Получена корреляционная связь между среднесуточной дополнительной добычей нефти и объемом закачанного жидкости-геля, количеством проппанга, закачанного в пласт, с коэффициентами корреляции от 0,50-0,56.

Для практического применения при проектировании и оценки эффективности гидроразрыва выведено уравнение, описывающее линейную зависимость в виде:

Опр=23,3 + 0,36 (Ог-100,5) + 0,19 (Оп-25,3), (1) гДе Опр — прогнозный удельный среднесуточный дебит после ГРП, т/сут; 23,3 - значение фактического удельного дебита по выборке скважин;

0,36 - коэффициент линейной регрессии для объема закачанного жидкости-геля;

От - прогнозный объем жидкости-геля, м3;

Оп - прогнозное количество проплата в пласте, т;

100,5 - средний коэффициент погрешности;

0,19 - коэффициент линейной регрессии дня количества проплата в пласте; 25,3 - среднее количество проппанта в пласте, т.

Статистический анализ проведен с разбивкой по группам скважин: с дополнительной добычей нефти менее 10 тыс т, от 10 тыс.т до 20 тыс т, более 20 тыс т. В группе скважин с дополнительной добычей менее 10 тыст нефти наиболее значимыми являются следующие параметры: объем закачанного жидкости-геля, проводимость трещины, количество проплата в пласте и давление разрыва пласта. Коэффициент корреляционной связи между эффективностью ГРП и указанными параметрами изменяется от 0,56 до 0,65. В группе с дополнительной добычей нефти от 10 до 20 тыс.т высокая корреляционная связь наблюдается между эффективностью ГРП и проводимостью трещины, объемом жидкости-геля, количеством проплата в пласте, полудлиной трещины, коэффициентом проницаемости и количество ремонтов скважин. В группе скважин с дополнительной добычей нефти более 20 тыс.т наиболее значимым является количество жидкости-геля (коэффициент корреляции - 0,87).

Проведен анализ данных ГРП с использованием геля на нефтяной и водной основах, средний удельный дебит которых составил 25,3 т/сут и 19,8 т/сут Основным фактором, влияющим отрицательно на эффективность ГРП, является количество ремонтов.

Таким образом, результаты статистического анализа данных ГРП на Хохряковском месторождении сводятся к следующему Во всех анализируемых группах скважин прослеживается тесная корреляционная связь между эффективностью ГРП, проводимостью трещины, объемом жидкости-геля,

количеством проплата в пласте, коэффициентом проницаемости, полудтиной трещины и количеством ремонтов скважин.

Анализ промысловых данных и исследований показывает, что проведение массовых ГРП не исключает снижения продуктивности скважин. Последнему в заглинизированных коллекторах способствует и большая гидрофильность пород Основной же причиной его является снижение проницаемости призабойной зоны пласта уже в процессе освоения и эксплуатации скважин из-за снижения пластового и забойного давлений и, как следствие, выделения растворенного газа, выпадения в ПЗП твердых карбонатных частиц, окислов и гидроокислов железа и АСПО и т. д.

В целом при существующих условиях добычи нефти создается необходимость в разработке и внедрении комплексных эффективных технологий по воздействию на ПЗП.

В третьей главе приведены результаты лабораторных исследований по совершенствованию технологий ОПЗ в скважинах месторождений с полимиктовыми глинистыми коллекторами.

С целью восстановления проницаемости ПЗП известно применение различных декольматирующих составов в глиносодержащих коллекторах. Одни из них направлены на растворение составляющих глины, другие - на разрушение глины и перевод их в коллоидный раствор, легко выносимый затем из ПЗП. Это послужило основанием для поиска декольматирующего состава на основе щелочных реагентов и ПАВ. Выбор был остановлен на карбонате калия (поташ), который первоначально институтом ВНИИКРнефть и Нижневартовским нефтедобывающим предприятием предлагался для глушения скважин. Лабораторными исследованиями было показано, что растворы поташа (10%) с добавками шприлометилфосфоновой кислоты (НТФ) в количестве 2% восстанавливают проницаемость керна до 98%, не коррозионно-акгавны, имеют температуру замерзания от -19°С до -33°С в зависимости от концентрации компонентов, максимальную плотность 1560 кг/м3.

Испытание растворов на основе поташа и НТФ проводились при вторичном вскрытии пласта перфорацией (после бурения) в скв. 717, 716, 517 и 224 и в процессе капитального ремонта скважин 189, 263, 261 Хохряковского месторождения. В первом случае успешность работ составила 100%, среднесуточный дебит - 53 т/суг, продолжительность эффекта 6,5 мес.; во втором случае достигнут прирост дебита нефти 6,6 т/сут с продолжительностью эффекта 3 мес.

Преобладающим в скважинах Хохряковской группы месторождений остаются методы ОГО с применением различных модификаций кислотных обработок. Но их эффективность имеет тенденцию к снижению. Повышение эффективности воздействия на ПЗП кислотными составами возможно путем совершенствования его технологии, а также - применения новых композиций в соответствии с характеристиками кольматантов. Для выявления состава и характера отложений, кольматирующих ПЗП и забой скважин, проанализирован большой объем промыслового материала по Хохряковской группе месторождений и Ван-Еганскому месторождению, извлеченных при различных технологических операциях. Лабораторными исследованиями установлены основные минералогические и гранулометрические составы, характер отложений и выявлены причины, способствующие снижению фильтрационных характеристик пласта (таблица 1, рисунок 1). Впоследствии образцы проб проверялись на растворимость в кислотных и щелочных растворах в условиях, приближенных к пластовым.

Таблица 1 - Минералогический состав осадков, извлеченных из скважин

Минералогический состав Процентное содержание

Кварц 35

Минерал карбонатного состава (ожелезненный) 29

Глинистая примесь 20

Гидроокислы железа 10

Углистое вещество 3

Плагиоклаз 2

Калишпат 1

Рисунок 1 - Гистограмма гранулометрического состава осадка После обработки образцов проб (осадка) выявлено отсутствие гидроокислов железа, глинистых примесей и части минералов карбонатного состава. Влияния химической композиции на кварц, полевые шпаты и углистое вещество не обнаружено.

На основании лабораторных исследований и из опыта промысловой практики, где известны многочисленные способы обработки скважин с использованием гидросульфата натрия (Т^аНБО^, этот состав растворителя железистых осадков применялся нами самостоятельно или в качестве добавки в соляную кислоту. Гидросульфат натрия (ЫаЩ04) по ТУ 2141-012-057623062001 представляет собой кристаллическое вещество, хорошо растворяется в воде, подвергается сильнокислому гидролизу по следующей химической реакции:

2 N311804 ц N32504 + Н2504 (2)

Промежуточный продукт - гидролизная серная кислота является сильным окислителем и активно реагирует с оксидами металлов - ржавчиной и железистыми включениями глиносодержащих пород. В лабораторных условиях нами было установлено, что мехпримеси, содержащие железо, полностью растворяются в течение 0,5-2,0 ч в водном растворе N811504 5-10%-ной концентрации. При взаимодействии его с карбонатами щелочных металлов (например, с кальцинированной содой N82003) протекает химическая реакция нейтрализации с обильным выделением углекислого газа. В лаборатории также

проверено влияние раствора N311804 на растворимость глинистых фракций Результаты опытов приведены в таблице 2

Таблица 2 - Растворимость глинистого материала в гидросульфате натрия

№ Концентрация Время разрушения Степень разрушения

п/п NaHSO„, % глины, ч-мин глины, %

1 2 2-00 13,6

2 4 0-50 14,9

3 5 0-45 15,1

4 7 0-25 15,6

5 10 0-20 16,0

6 15 0-15 16,0

Как видно из таблицы 2, растворяющая (разрушающая) способность ЫаН504 увеличивается в диапазоне концентраций 2-10%. По результатам исследований нами обоснована и предложена для промысловых испытаний и внедрения технология химического воздействия на ПЗП, включающая в себя закачку в скважину поэтапно 6-12%-ного раствора ЫаН804 с добавлением ПАВ - неонола до 0,1%, кислотного состава из 6-12%-ной (вес.) соляной кислоты, глино-кислотного раствора 6-12%-ной концентрации, а затем -щелочного состава на основе карбоната натрия или калия (КагСОз шш К2С03) с добавлением ПАВ до 1,0%. Закачанные растворы выдерживаются на забое до 25 ч, затем производится очистка забоя и ПЗП с помощью имплозионной установки и свабированием. Разработанная технология испытана и внедрена в 7 скважинах Хохряковского и в 2 скважинах Пермяковского месторождений, в том числе с использованием К2С03 в 4 и Ка2С03 - в 5 скважинах. Успешность работ составила 100%, прирост добычи нефти от 4,5 т/сут (для Ыа2СОэ) до 9,4 т/сут (для К2С03), продолжительность эффекта соответственно 4 и 5,8 мес. Применение комплексной технологии воздействия на ПЗП в 9 скважинах обеспечило дополнительную добычу 9,4 тыст нефти. На основании опытно-промысловых испытаний в 16 скважинах Хохряковской группы месторождений рекомендовано применение комплексной технологии с удельным расходом кислотного и щелочного составов по 0,8 м3 на 1,0 м перфорированной толщины пласта и с выдержкой на реагирование скважины от 2 до 3 ч.

Полное удаление продуктов кольматация из ПЗП после обычной кислотной и щелочной обработки достаточно сложно Для проведения эффективной очистки ПЗП и забоя скважин нами разработаны имгогозионные устройства (патенты РФ №2160825, 2141558). Устройство может выполняться по трем вариантам: с пакером с очистным клапаном, с очистным клапаном в виде полого цилиндра и с очистным клапаном и фиксатором (рисунки 2, 3, 4)

) -НКТслжером 2-переодН« 3 - уплотжгеяыме элементы 4-труба

5 - кожух с лоаушюй

6 - муфта совдвюия

7 - резиновое упгхтюде

8-оЮфМыюе устройство

9-осевой канал

10-сквозной юная

11 -пфеходемс

12 - основной привод очистного клапана ¡3 - кожух тммоулоаитсль 14-«бравый юшян

15 - пгреводемс

16 - фильтр

17 - сетка

18 - цирку.гои*к»»»1Й клапан 19-НКТ

20 - переводи*

21 - оперетт

22-НКТ

23 депрессионкм камер»

24 - перевод»«

25-втж1»«*1Яра

26-кожух

27-опифш Я-гшыйдоидо 29 - схвозные отверстия ЭО-упяошаче

31 -гробю

32 - обратшй клапан

33 - упяотначе

Рисунок 2 - Имплозионное

устройство первого варианта

Рисунок 3 - Имплозионное устройство второго варианта с очистным клапаном в виде полого цилиндра

34-лераопгак

35 - цнркул*днонкы£

Рисунок 4-Имппозионное устройство третьего варианта с очистным клапаном и фиксатором

Разработан способ многофункционального воздействия и очистки призабойной зоны скважины с использованием комплексного устройства (свидетельство на полезную модель №2001116052/20(0175594). Его сущность заключается в том, что в скважину спускается до интервала перфорации пласта собранная на поверхности компоновка на НКТ по трем схемам в зависимости от особенностей

36 — обретай длинен 37-стсиюр 38 • фиксатор 39-сегмент

40 - запорный шар

41 - упор 42-корпус

43 — срезкой штифт

44- седю

45-пружина

46 — поджимны гвйжа

47 - уплотнение 43 -ршггочю

СХЕМА 1 срабатывание нмплозионной установки

СХЕМА 2 поинтервальная обработка пласта

гвд

СХЕМА 3 освоение струйным насосом

Рисунок 5 - Комплексная компоновка по обработке пласта и последовательность технологии проведения ОПЗ

планируемых технологических операций при одном спуске инструмента Компоновка состоит (рисунок 5) из хвостовика-фильтра 3, обратного клапана 4, гидравлического декольмотатора б, механического пакера7, имплозиопного устройства 9 с перепускным клапаном 8, струйного насоса 10, сквозной пробки 11 иНКТ 12

В комплексной компоновке используется имплозионное устройство, отличающееся от ранее разработанного нами (патент РФ №2141558) наличием специального перепускного клапана, позволяющего свободою производить закачку рабочей жидкости в трубное и затрубное пространство Поэтому его можно применять для механической очистки скважины без проведения спуско-подьемных операций В результате можно производить неоднократно очистку ПЗП методом переменных депрессий с промежуточной обратной промывкой скважины Все известные конструкции имплозионных устройств сложны по конструкции и не позволяют комплексно совмещать перечисленные технологические операции При необходимости вместо струйного насоса можно производить освоение свабированием.

Разработан и испытан способ усовершенствованного химического комплексного воздействия на пласт при спущенном насосном оборудовании без привлечения ремонтных бригад.

В четвертой главе приведены результаты внедрения комплексных технологий ОПЗ В период 1999-2003 гг. комплексные технологии испытывались и внедрялись на Самотлорском, Хохряковском, Кошильском, Нивагальском, Ван-Еганском и других месторождениях Нижневартовского района В начальный период применения указанная технология включала поэтапное кислотно-щелочное воздействие на ПЗП, имплозионную очистку ее и освоение методом свабирования Далее технология была усовершенствована применением при освоении струйного насоса, гидроволнового воздействия на пласт. Технологический процесс сопровождается и заканчивается гидродинамическими исследованиями.

Комплексная технология ОПЗ не имеет аналога Все работы проводятся за один спуск-подьем компоновки в скважину, благодаря чему почти в 3 раза сокращается время ОГО.

На Самотлорском месторождении в 1998-1999 г.г. комплексная технология внедрена в 12 скважинах Средний прирост дебита нефти на одну скважину составил 7,5 т/сут, причем в пяти из них ОПЗ проведены в условиях пониженного пластового давления, носле ранее проведенных ГРП

В целом по Самотлорскому месторождению за 1998-1999 г г дополнительная добыча нефти составила 5,964 тыс.т, экономический эффект -7,953 млн. руб.

Использование комплексной технологии в 9 скважинах Хохряковского месторождения обеспечило 85%-ную успешность ОПЗ. Прирост дебита нефти в среднем на одну скважину составил 7,5 т/сут, а с учетом неуспешных операций - 4,5 т/сут Всего дополнительно добыто 8,1 тыс.т нефти, экономический эффект - 3,5 млн. руб.

Комплексная технология в 1999 г. применялась в 5 скважинах Ван-Еганского месторождения В результате ОПЗ был получен прирост добычи нефти на одну скважину 8 т/сут В 2002 г с применением указанной технологии ОПЗ проведены еще в 4 скважинах, продолжительность эффекта 9 мес Из 9 скважин суммарно дополнительно добыто 17,645 тыст нефти, получен экономический эффект в размере 1,387 млн. руб. На Ван-Еганском месторождении в 2003 г. комплексная технология внедрена еще в 16 добывающих и 2 нагнетательных скважинах. Прирост дебита нефти изменялся от 5,3 до 8,4 т/сут, а общий прирост дебита нефти по всем 16 скважинам составил 82 т/сут В двух нагнетательных скважинах после ОПЗ приемистость увеличилась в среднем от 50 до 400 м3/сут В 6 скважинах этого же месторождения, эксплуатирующихся ЭЦН, были проведены ОПЗ в 2004 г с закачкой щелочно-кислагно-углеводородных композиций без привлечения ремонтных бригад. Суточный прирост дебита нефти по 5 скважинам

(успешность 83%) составил 85 т/сут. В 2004 г комплексная технология внедрена во время ПРС в 4 скважинах Ван-Еганского месторождения Суточный прирост нефти составил 45 т/сут по всем 4 скважинам. Проведена также ОПЗ без привлечения ремонтной бригады в скв 3359Г- приемистость увеличилась с 50 м3/сут при Р=7,6 МПа до 220 м3/сут при том же давлении закачки воды

Комплексная технология применялась на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь» Так, например, в скв 3174 (куст 264, пласт АВ^) Вать-Егапского месторождения обработка пласта по нашей технологии привело к увеличению дебита нефти с 5,5 до 10,7 т/сут при небольшом увеличении дебита жидкости с 12 до 14,5 м3/сут за счет снижения обводненности продукции с 49 до 26% Аяалогичпые работы были проведены в отдельных скважинах Южно-Югунского, Нивагальского и Тевлино-Русского месторождений

Таким образом, результаты диссертационных исследований автора испытаны и внедрены на 8 месторождениях Нижневартовского района Средняя эффективность ОПЗ составила более 80%, в целом дополнительно добыто на 01 01.03 г. 50 тыс. т нефти, экономический эффект составил 13 млн. рублей.

Основные выводы

1 Проведен анализ особенностей геологического строения и состояния разработки Хохряковской группы месторождений и показано, что:

продуктивные пласты юрского возраста (ЮВ) характеризуются как пшносодержащие (5-12%), низкопористые (15-16%), слабопроницаемые (0,0040,030 мкм2), невысокой нефтенасьпценности (0,57-0,64 в чисто нефтяных и 0,48-0,58 в водонефтяньгх зонах);

в бездействии находится 240 нефтяных и 45 нагнетательных скважин по причине снижения продуктивности;

в период 1995-2003 г г на месторождениях осуществлено 496 ГРП на добывающем фонде скважин, в 2002 г добыча нефти за счет ГРП достигла 7,8% общей добычи нефти.

2 На основании анализа применяемых методов интенсификации добычи нефти в скважинах Хохряковской группы месторождений за 1989-2001 г.г. проведена их классификация на химические, физико-химические, комбинированные. Показано, что перечисленные методы реализуются соответственно через 4, 6 и 9 технологий ОПЗ и их эффективность составляет 38, 55 и 68%. Выявлены причины низкой эффективности различных методов ОПЗ:

недостаточная растворяющая способность кислотных композиций и их удельный расход менее 0,5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта;

низкое пластовое давление, недостаточная степень очистки ПЗП.

3 Путем анализа данных о технологиях и эффективности ГРП в 70 скважинах установлены оптимальные размеры трещины (полудлина 60 м, ширина около 7 мм), количество закрепляющего агента (25-30 т на одну скважину), степень снижения пластового давления по отношению к первоначальному не более 25%, максимальная депрессия на пласт после ГРП не более 60% величины текущего пластового давления. Проведен статистический анализ и выявлены основные факторы, влияющие на эффективность ГРП, получено уравнение линейной регрессии для определения прогнозного удельного дебита нефти после ГРП.

4. В результате лабораторных исследований, проведенных автором и при его участии, обоснована возможность применения в качестве разглинизатора -карбоната калия или натрия и растворяющего железосодержащие соединения -шдросульфата натрия.

5 Созданы комплексные технологии ОПЗ пласта, основанные на применении химических реагентов и имплозионной установки (патенты РФ №2160825, №2141558), гидроволнового декольмотатора и освоения скважин

струйным насосом или свабированием (свидетельство на полезную модель 2001116052/20(0175594) Технологии внедрены в 42 скважинах месторождений Нижневартовского района с эффективностью 80-100%.

6 Внедрение результатов диссертационных исследований обеспечило дополнительную добычу 50 тыс т нефти и экономическую эффективность в сумме 13 млн. руб.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах:

1 Пат 2160825 Российская Федерация, Е 21 В 37/00 Имплозионное устройство для очистки скважин (три варианта) [Текст] / Юсин Н.А, Апасов ТК, заявитель и патентообладатель ООО «Сайма» - № 98101986/03; заявл. 03.02.98; опубл. 20.12.00, Бюл № 35.-20 е.- ил.

2. Пат. 2141558 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 37/00. Комплексное устройство для очистки призабойной зоны скважин [Текст] / Апасов Т.К., Пазин А.Н., Ткачев А Е , Каримов Ф.С ; заявитель и патентообладатель Апасов Т.К., Пазин А.Н.- № 99101588; заявл. 26 01.99; опубл. 20.11 99, Бюл. № 32. - 12 е.: ил.

3. Свидетельство на полезную модель МПК7 Е21В37/00, № 2001116052/202001 г Комплексное устройство для очистки и воздействия на призабойную зону скважин с ГВД и струйным насосом [Текст]./ / Т.К.Апасов, Р К Ушияров, О В Шкуров, ОА. Гуркин, №2001116052/20(017594); Заявлено 15 06 2001. -С.10. ил.

4. Свидетельство на полетную модель 2004116889/20(018201) Российская Федерация. Способ обработки призабойной зоны скважины [Текст]/ Апасов Т.К.; заявитель Апасов Т.К заявл 03.06.2004.

5. Апасов Т.К О результатах применения нестационарного заводнения на Мыхпайоком месторождении [Текст]: Сб науч тр / Т.К Апасов, А И. Грубов, И.Х. 3шитов, В Б Найданов // Геология и разработка нефтяных месторождений

Нижневартовского района - М ■ ВНИИОЭНГ, 1990,- 87 с. - 330 экз. - ISSN 0234-1344.

6. Апасов Т.К. Методы интенсификации добычи нефти и очистки призабойных зон скважин с использованием комплексных технологий на месторождениях Нижневартовского региона // Сборник научных докладов на региональной научной конференции, Нижневартовск, 2001. - С.40.

7 Апасов Т К Исследования эффективности кислотного состава для физико-химического воздействия на призабойную зону скважин Хохряковского месторождения [Текст] / Т.К. Апасов, В А. Иванов, Р.Т. Апасов, ДГ Габдрафиков // Сб науч. тр. / Эксплуатация нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки - Вып 112 - Уфа: Башнипинефть, 2003,- 259 с. -250 экз - ISBN 5-87439-066-9.

8 Апасов Т К Аналич результатов эффективности гидравлического разрыва пласта на горских отложениях (на примере Хохряковской группы месторождений) [Текст] / Т К Апасов, A.C. Трофимов, Р Т. Апасов, А.Н. Пазин //Известия вузов Нефть и газ 2003.-№ 6.-С 22-29,- Библиогр • с 29

9 Апасов Т.К Анализ проведения гидравлического разрыва пласта на примере юрских пластов [Текст] / Т.К. Апасов, В.Г Уметбаев, А С. Трофимов, РТ. Апасов, А.Н. Пазин // Нефть и газ Западной Сибири. Материалы международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТГНГУ Том 1 - Тюмень- ТюмГНГУ. - 2003. - С 98,- 400 экз - ISBN 5-88465482-0.

10. Апасов Т.К. Определение влияния гидросульфата натрия на растворимость глинистых кольмотирующих образований. [Текст] / Т.К Апасов С.И. Грачев, Р.Т Апасов, И.Д. Галимьянов // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе. Труды Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТГНГУ. Том П. 2003.- Тюмень, 2003. -С.223.

11 Апасов Т К Результаты исследований физико-химического воздействия воднош раствора поташа в низкопроницаемых глиносодержащих коллекторах [Текс-i J / ТК. Апасов, С.И. Грачев, Р.Т Аиасов, И.Д Галимьянов // Труды Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТГНГУ. Том 2 Тюмень. ТюмГНГУ. - 2003. - С. 197-205.- Библиогр с. 204-205.

12 Апасов Т.К. Опытно-промышленные испытания раствора поташа при освоении и глушении скважин [Текст] / Т.К. Апасов Т.К., В.Г. Уметбаев , A.C. Трофимов, Р.Т. Апасов, А.Е. Ткачев А.Е. // Материалы международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири»: Т.Ш. - Тюмень, ТюмГНГУ, вып. 400, 2003. - С.100

13 Апасов Т.К. Применение кислотной композиции гидросульфата натрия для ОПЗ скважин [Текст] / ТК Апасов, В Г. Уметбаев, Р.Т. Апасов, А.Е. Ткачев И Нефть и газ Западной Сибири Материалы международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТГНГУ. Том 1 - Тюмень: ТюмГНГУ. - 2003. - С. 96-97.- 400 экз - ISBN 5-88465-482-0.

14 Апасов Т.К. Исследования и применение кислотной композиции для ОПЗ скважин юрских пластов[Текст] / Т К. Апасов, В Г. Уметбаев, Р.Т. Апасов , А Е Ткачев // Известия высших учебных заведений. Сер Нефть и газ. - 2004, вып.300, № 1 - Тюмень, ТюмГНГУ, - С.34.

15 Апасов Т.К. Применение жидкости на водной основе при освоении и глушении скважин с низкими коллекторскими свойствами юрских пластов [Текст] / Т.К. Апасов, В.Г. Уметбаев, А С. Трофимов, Р.Т. Апасов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2004. - № 2. - С. 28-33.- Библиогр.: с. 33.

Соискатель

Апасов Т.К.

Издательская лицензия Б848184 от 21.04.99 г. Подписано в печать 30.09.2004. Бумага офсетная. Формат 60х84'/|6. Гарнитура «Тайме». Уел печ л. 1,22. Печать методом ризографии Тираж 100 экз. Заказ 20-04

Отпечатано в типографии ГУЛ «НИИБЖД РБ» 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8 Марта, 12/1.

/

i

í

*

I

!

i

I

i

щ

»

i I

)

f

/ ¡

í

»

»1 834 1

РНБ Русский фонд

2005-4 13173

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Апасов, Тимергалей Кабирович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Геологические особенности Хохряковской группы месторождений и состояние их разработки.

1.1. Хохряковское месторождение.

1.1.1. Состояние разработки и эксплуатации Хохряковского месторождения

1.2. Кошильское месторождение.

1.2.1. Состояние разработки и эксплуатации Кошильского месторождения

1.3. Пермяковское месторождение.

1.3.1. Состояние разработки и эксплуатации Пермяковского месторождения

1.4. Ван-Еганское месторождение.

1.4.1. Состояние разработки и эксплуатации Ван-Еганского месторождения 3 О

1.5. Анализ данных о трещиноватости Хохряковской группы ф месторождений.

Выводы по главе

Глава 2. Анализ применяемых методов и технологий интенсификации добычи нефти на месторождениях Нижневартовского района Западной Сибири.

2.1. Анализ применяемых методов и технологий интенсификации добычи и их эффективности.

2.2. Анализ применения гидравлического разрыва пласта.

2.2.1. Статистический анализ данных ГРП.

2.2.2. Осложнения в эксплуатации скважин, связанные с проведением ГРП.

Выводы по главе 2.

Глава 3. Совершенствование технологий ОПЗ скважин Хохряковской группы месторождений с полимиктовыми глинистыми коллекторами

3.1. Совершенствование технологий ОПЗ с использованием щелочных растворов.

3.2. Совершенствование технологий ОПЗ с использованием кислот и растворителей.

3.3. Совершенствование комплексных технологий ОПЗ.

Выводы по главе 3.

Глава 4. Обобщение результатов применения комплексных технологий ОПЗ пласта на промыслах.

4.1. Анализ данных применения комплексной технологии ОПЗ пласта на Самотлорском месторождении.

4.2. Анализ данных применения комплексной технологии ОПЗ пласта на Хохряковской группе и Ван-Еганском месторождениях в 1999-2000 гг.

4.3. Анализ данных применения комплексной технологии ОПЗ пласта с применением химических составов, гидроволнового воздействия с последующей очисткой ПЗП имплозионной установкой и освоением с помощью струйного насоса.

4.3.1. Анализ данных применения комплексной технологии ОПЗ пласта в скважинах месторождений ООО «Лукойл-Западная Сибирь» в 2001 г.

• Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и совершенствование технологий интенсификации добычи нефти на месторождениях с полимиктовыми глинистыми коллекторами"

Актуальность темы. Нижневартовский нефтегазоносный регион является одним из самых богатых в мире по запасам нефти и масштабам ее добычи. Актуальными задачами в нефтяной промышленности региона являются разработка и внедрение новых методов интенсификации процессов нефтегазодобычи. Это обусловлено ухудшением структуры запасов разрабатываемых месторождений по причине увеличения доли сложнопостроенных месторождений и трудноизвлекаемых запасов нефти в полимиктовых коллекторах с повышенным содержанием глин, а также увеличением доли нефти, характеризующейся повышенной вязкостью и с большим содержанием АСПО.

Литературный обзор исследований в области интенсификации добычи нефти показывает, что решению этой важной задачи посвящено немало научных разработок. Каждое направление имеет свои преимущества и недостатки. К последним можно отнести: сложность практической реализации предлагаемых решений и технологий, риск вызвать необратимые изменения в пласте и в окружающей среде, дефицит или высокую стоимость химических реагентов, экологическую опасность.

Разработка и эксплуатация месторождений Нижневартовского региона имеет свои особенности из-за пониженной нефтенасыщенности порового пространства, повышенного содержания глинистого материала в цементе, повышенной гидрофильности пород и содержания в составе нефтей значительного количества парафина и асфальтосмолистых веществ.

Практический опыт показывает, что в перечисленных выше условиях использование традиционных методов воздействия на пласт часто не дают ожидаемых результатов. Анализ промысловых данных, результаты геофизических и гидродинамических исследований показывают, что продуктивность скважин в процессе эксплуатации снижается, несмотря на проведение различных геолого-техно логических мероприятий. Например, многократные кислотные обработки одних и тех же интервалов пласта с высокой неоднородностью практически не эффективны. Пласт после таких обработок становится еще более неоднородным по проницаемости, в целом снижается его выработка. Поэтому уменьшаются объемы кислотных обработок, несмотря на меньшую трудоемкость по сравнению с гидроразрывом пласта (ГРП). Последний является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности скважин, вскрывших низкопроницаемые и слабодренируемые коллекторы. В настоящее время усовершенствованы технологии ГРП и его успешность доведена до 96%. При этом дебит скважин увеличивается от 2 до 10 раз. Создается возможность использование ГРП не только как метода увеличения нефтеотдачи и интенсификации, но и как способа разработки месторождения. В то же время не редки случаи достаточно быстрого снижения эффективности ГРП в процессе эксплуатации скважин. Практика показывает, что успешность повторных ГРП снижается и после них создаются определенные осложнения при эксплуатации скважин. Для восстановления продуктивности скважин вновь необходимо проведение работ по обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ).

В перечисленных условиях эксплуатации месторождений Западной Сибири и, прежде всего, Нижневартовского района, наиболее перспективным являются разработка и внедрение комплексных, комбинированных методов и технологий, сочетающих в себе физико-химическое, механически-химическое и гидро-механическое воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). Данной теме и посвящены диссертационные исследования.

Цель работы. Разработка и совершенствование технологий интенсификации добычи нефти в полимиктовых коллекторах с повышенным содержанием глин.

Основные задачи исследований:

1. Анализ применяемых методов интенсификации добычи нефти на месторождениях Нижневартовского района на примере Хохряковской группы, эксплуатирующих юрские пласты.

2. Установление факторов, снижающих продуктивность пластов с повышенным содержанием глин.

3. Обоснование методов и технологий воздействия на призабойную зону пласта для более полной разглинизации, очистки и максимального извлечения продуктов реакции.

4. Развитие комплексной технологии интенсификации добычи нефти с использованием многофункциональной забойной компоновки.

5. Анализ результатов ГРП в скважинах с юрскими пластами на Хохряковском месторождении. Испытание и внедрение комплексных технологий в скважинах, снизивших продуктивность пласта в процессе эксплуатации после ГРП.

Методы исследования. Поставленные задачи решались путем проведения лабораторных, экспериментальных исследований, анализа и обобщения известных исследований физико-химических процессов, происходящих в нефтеносном пласте, факторов, влияющих на проницаемость призабойной зоны пласта, анализа обширных промысловых данных в области интенсификации добычи нефти.

Основные результаты диссертационных исследований подтверждены практикой внедрения их на месторождениях Нижневартовского района.

Научная новизна работы.

1. Анализом промысловых данных установлены основные причины низкой эффективности различных методов и технологий интенсификации добычи нефти в скважинах Хохряковской группы месторождений. Установлены основные факторы, влияющие на эффективность ГРП и причины снижения дебита в процессе эксплуатации. Цроведен статистический анализ, установлены корреляционные связи между геолого-технологическими параметрами и эффективностью ГРП. Получено уравнение линейной регрессии для определения прогнозного удельного дебита после ГРП.

2. Проведены лабораторные исследования характера и состава осадков, извлеченных с забоев скважин. Химическим анализом установлены минералогический и гранулометрический составы, растворимость их в кислотных и щелочных растворах. На основе проведенных экспериментов обосновано применение химических составов и разработаны эффективные технологии воздействия на ПЗП.

3. Разработана и обоснована технология интенсификации добычи нефти на основе комплексного воздействия на призабойную зону пласта.

Защищаемые положения.

1. Основные факторы, влияющие на результаты применения различных методов интенсификации. Технология восстановления продуктивности при ее снижении в процессе эксплуатации скважин.

2. Результаты промысловых и лабораторных исследований отложений на забое скважин, в призабойной зоне, растворимость их химическими составами. Основные причины снижения продуктивности юрских пластов на месторождениях Нижневартовского района.

3. Обоснование применения химических составов и технология проведения ОПЗ для восстановления продуктивности юрских пластов.

4. Комплексная многофункциональная технология интенсификации добычи нефти, основанная на химическом, гидроволновом воздействиях на пласт, имплозионной очистке и освоении циклическими депрессиями.

Практическая ценность и реализация работы на производстве.

Разработанные автором технологии ОПЗ внедрены и продолжают внедряться на Хохряковском, Кошильском, Пермяковском, Ван-Еганском и Самотлорском месторождениях, разрабатываемых ОАО «ТНК», и на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь».

В результате реализации результатов диссертационных исследований обеспечена дополнительная добыча нефти: на Хохряковской группе месторождений - 8,1; Самотлорском - 6; Ван-Еганском - 17,6 тыс.т.; на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь» - 2 тыс. т.

На 01.01.03 г. дополнительная добыча нефти составила 50 тыс. т. и экономический эффект 13 млн. рублей.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на заседаниях технического совета НГДУ «Нижневартовскнефть», СП «Ваньеганнефть», ТПП «Когалымнефтегаз», НГДУ «Самотлорнефть», региональной научно-технической конференции передовых методов интенсификации, г. Нижневартовск, 1998-99 гг.; научно-технических конференциях ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», 1999-2001 г.г.; ОАО «Самотлорское нефтегазодобывающее предприятие», 2000 г.; на научно-техническом совете в «НижневартовскНИПИнефть», 2003 г.; на техническом совещании ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», 2004 г.

Публикации результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 15 работ, в том числе 7 статей, 4 тезиса докладов на региональных конференциях, 2 патента на изобретение и два свидетельства на полезную модель.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и списка использованной литературы. Работа изложена на 147 страницах машинописного текста, включая 49 рисунков и 4 таблиц, 85 библиографических ссылок.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Апасов, Тимергалей Кабирович

Основные выводы

1. Проведен анализ особенностей геологического строения и состояния разработки Хохряковской группы месторождений и показано, что: продуктивные пласты юрского возраста (ЮВ) характеризуются как глиносодержащие (5-12%), низкопористые (15-16%), слабопроницаемые (0,0040,030 мкм2), невысокой нефтенасыщенности (0,57-0,64 в чисто нефтяных и 0,48-0,58 в водонефтяных зонах); в бездействии находится 240 нефтяных и 45 нагнетательных скважин по причине снижения продуктивности; в период 1995-2003 г.г. на месторождениях осуществлено 496 ГРП на добывающем фонде скважин, в 2002 г. добыча нефти за счет ГРП достигла 7,8% общей добычи нефти.

2. На основании анализа применяемых методов интенсификации добычи нефти в скважинах Хохряковской группы месторождений за 1989-2001 г.г. проведена их классификация на химические, физико-химические, комбинированные. Показано, что перечисленные методы реализуются соответственно через 4, 6 и 9 технологий ОПЗ и их эффективность составляет 38, 55 и 68%. Выявлены причины низкой эффективности различных методов ОПЗ: недостаточная растворяющая способность кислотных композиций и их удельный расход менее 0,5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта; низкое пластовое давление, недостаточная степень очистки ПЗП.

3. Путем анализа данных о технологиях и эффективности ГРП в 70 скважинах установлены оптимальные размеры трещины (полудлина 60 м, ширина около 7 мм), количество закрепляющего агента (25-30 т на одну скважину), степень снижения пластового давления по отношению к первоначальному не более 25%, максимальная депрессия на пласт после ГРП не более 60% величины текущего пластового давления. Проведен статистический анализ и выявлены основные факторы, влияющие на эффективность ГРП, получено уравнение линейной регрессии для определения прогнозного удельного дебита нефти после ГРП.

4. В результате лабораторных исследований, проведенных автором и при его участии, обоснована возможность применения в качестве разглинизатора -карбоната калия или натрия и растворяющего железосодержащие соединения -гидросульфата натрия.

5. Созданы комплексные технологии ОПЗ пласта, основанные на применении химических реагентов и имплозионной установки (патенты РФ №2160825, №2141558), гидроволнового декольмотатора и освоения скважин струйным насосом или свабированием (свидетельство на полезную модель 2001116052/20(0175594). Технологии внедрены в 42 скважинах месторождений Нижневартовского района с эффективностью 80-100%.

6. Внедрение результатов диссертационных исследований обеспечило дополнительную добычу 50 тыс. т нефти и экономическую эффективность в сумме 13 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Апасов, Тимергалей Кабирович, Уфа

1. Абдулин, Ф.С. Повышение производительности скважин Текст. / Ф.С. Абдулин.- М.: Недра, 1975, С. 264.: ил.

2. Абдулин, Ф.С. Влияние воды с различными добавками на набухание глинистых частиц низкопроницаемых коллекторов Текст. / Ф.С. Абдулин, М.Н. Лебедева // Газовая промышленность. 1965. - №9. - С. 11-14.

3. Авчян, Г.М. Физические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах Текст. / Г.М.Авчян.- М.: Недра, 1972. С. 144.

4. Амиян, В.А. Возможность образования эмульсии в призабойной зоне: Новости нефтяной техники Текст. / В.А. Амиян // Нефтепромысловое дело. -М.: ГОСИНТИ, 1959.-№ П.-С. 18-21.

5. Амиян, В.А. Вскрытие пласта и освоение скважин Текст. / В.А. Амиян, Н.П. Васильева. М.: Недра 1972. - С. 336.: ил; - 2000 экз.

6. Апасов, Т.К. Применение кислотной композиции гидросульфата натрия для ОПЗ скважин Текст. / Т.К. Апасов, В.Г. Уметбаев, Р.Т. Апасов, А.Е.

7. Ткачев // Нефть и газ Западной Сибири. Материалы международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТГНГУ. Том 1. Тюмень: ТюмГНГУ. - 2003. - С. 96-97.- 400 экз.- ISBN 5-88465-482-0.

8. Бабалян, Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи Текст. / Г.А. Бабалян-Баку: Азнефтеиздат, 1956, С. 232.

9. Бернштейн, М.А. О результатах работ по интенсификации добычи газа в Коми АССР Текст. / М.А. Бернштейн, В.И. Белов // НТС Газовое дело. М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1967.- № 1. - С. 16-20.: ил.

10. Блажевич, Б.А. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин Текст. / Б.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. М.: Недра, 1985. - С. 208.: ил.

11. Блажевич, В.А. Опыт промышленных испытаний гидравлического разрыва пласта в нагнетательных скважинах в Башкирии Текст. / В.А. Блажевич, Б.Г. Логинов, П.Г. Малышев // Нефтяное хозяйство. 1955. - № 6-С. 24-27.

12. Браун, Т. Химия в центре наук. Том 2 Текст.: в 2 ч. / Т. Браун, Г.Ю. Лемей. - М.: Мир, 1983. - С. 346-358.: ил. - 40000 экз.

13. Вердеревский, Ю.Л. Новая технология обработки призабойной зоны скважин в заглинизированных коллекторах Текст. / Ю.Л. Вердеревский, Ю.Н. Арефьев, Н.И. Гайнуллин, Л.А. Шешукова, С.Н. Головко, Р.Х. Муслимов // Нефтяное хозяйство. 2000. - №11. - С. 29.

14. Выгодский, Е.М. О проникновении глинистых частиц бурового раствора в поры породы Текст. / Е.М. Выгодский, В.А. Стриженев // Тр. УНИ. Уфа, 1974, Вып. 17.-С. 29-35.

15. Гаврилко, В.М., Алексеев, B.C. Фильтры буровых скважин Текст. / В.М. Гаврилко, B.C. Алексеев. 3-е изд. - М.: Недра, 1985. - 334 е.: ил.; Библиогр.: с. 330-331. - 3950 экз.

16. Глинка, Н.Л. Общая химия Текст.: учеб. пособие для вузов/ Н.Л. Глинка; под ред. В.А. Рабиновича. 26-е изд. - Л.: Химия, 1987. - 704 е.: ил.; Библиогр.: 683-684. -Предм. указ.: с. 685-702. - 60000 экз.

17. Глушенко, В.Н. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин Текст. / В.Н. Глушенко, О.В. Поздеев. М.: ВНИИОЭНГ, 1992.- 52 е.: ил.; Библиогр. с. 48-51. - 450 экз.

18. Дияшев, Р.Н. Обоснование нагнетания воды в малопродуктивные пласты Текст. / Р.Н. Дияшев // Нефтяное хозяйство. 1988. - №5.

19. Добрынин, В.М. Необратимое снижение проницаемости полимиктовых песчаников Самотлорского месторождения Текст. / В.М. Добрынин, В.Б. Мулин, Б.Н. Куликов // Нефтяное хозяйство. 1973. - №10. - С. 34-37.

20. Дорогиницкая, В.М. Деформация полимиктовых песчано-алевритовых коллекторов Среднего Приобья в зависимости от продолжительности нагрузки Текст. / В.М. Дорогиницкая, А.С. Сахибгареев, Л.Б. Свиридова // Геология нефти и газа. 1977. - №5. - С. 41-46.: ил.

21. Дж. Экономид, М. Воздействие на нефтяные и газовые пласты. 1 часть, глава 8-9, Краснодар Текст. / Дж. Экономид М., Кеннет Г. Нольте; под ред. А.И. Булатова. 1992, С. 426-447.: ил.

22. Дж. Экономид, М. Воздействие на нефтяные и газовые пласты. 1 часть, глава 8-9, Краснодар Текст. / Дж. Экономид М., Кеннет Г. Нольте; под ред. А.И. Булатова. 1992, С. 454-459.: ил.

23. Дж. Экономид, М. Воздействие на нефтяные и газовые пласты. 2 часть, глава 12-14, Краснодар Текст. / Дж. Экономид М., Кеннет Г. Нольте; под ред. А.И. Булатова. 1992, С. 151-153.: ил.

24. Ибрагимов, JI.X. Интенсификация добычи нефти: Монография Текст. / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко.- М.: Нефть и газ, 1996 478 е.: ил.; Библиогр.: с. 448-473. - 500 экз.- ISBN 5-7246-0032-3.

25. Иванов, П.С. Геологическая модель пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения Текст. / П.С. Иванов // Геология нефти и газа. 1989. - №3. -С. 47-50.: ил.

26. Инструкция по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов Текст.: РД 39-2-1306-85: СКТБ «Недра», ИФИНГ, 1985. С. 32: ил.

27. Карапетьянц, М.Х. Общая и неорганическая химия Текст.: учеб. пособие для вузов/ М.Х. Карапетьянц, С.И. Дракин. М.: Химия, 1981. - 632 е.: ил.- Предм. указ.: 611-632. - 77000 экз.

28. Кац, P.M. Методическое руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений с применением гидроразрыва пластов (ГРП) на основе современных компьютерных технологий Текст. / P.M. Кац, Р.Д. Каневская. РД 153-39.2-032-098

29. Каневская, Р.Д. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи Текст. / Р.Д. Каневская, И.Р. Дияшев, Ю.В. Некипелов // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 5.

30. Каневская, Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта Текст. М.: ВНИИОЭНГ, 1998, 40 с.

31. Каневская, Р.Д. Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах его заводнения Текст. / Р.Д. Каневская, P.M. Кац // Нефтяное хозяйство. 1998.- № 6.- С. 34-37.

32. Кокорин, А.А. Особенности разработки юрских залежей нефти Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта Текст. / А.А. Кокорин, А.Р. Заболотнов // Нефтяное хозяйство. -1997.- № 10. С. 54-57,- 4500 экз.

33. Котяхов, Ф.И. Влияние воды на приток нефти при вскрытии пласта Текст. М.: Гостоптехиздат, 1949. - С. 72.: ил.

34. Козодой, А.К. Промывка скважин при бурении Текст. / А.К. Козодой, А.В. Зубарев, B.C. Федоров. М.: Гостоптехиздат, 1963. - С. 172.: ил.

35. Крупен, С.А. Обработка призабойных зон скважин методом имплозии Текст. / С.А. Крупей, З.С. Полихат // Нефтяное хозяйство. 1965.- № 2 - С. 4145.

36. Лейбсон, В.Г. Текст. / В.Г. Лейбсон, Г.Б. Выжигин // РНТС. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - №1- С. 5-9.

37. Мамлеев, Р.Ш. Экологически чистый способ обработки призабойной зоны добывающей скважины Текст. / Р.Ш. Мамлеев, И.И. Лаптев, А.А. Ли // Нефтяное хозяйство. 1993. - №12 - С.50.

38. Методы интенсификации добычи нефти, применяемые на месторождениях США (обзор зарубежной литературы) Текст. М.: ВНИИОЭНГ, 1967.- 76 е.: ил.; Библиогр. с. 75. - 1450 экз.

39. Мирчинк, И.М. О необратимости снижения проницаемости песчано-алевритовых коллекторов в условиях падения пластового давления Текст. / И.М. Мирчинк, В.П. Сонич, В.М. Ильин // Геология нефти и газа. 1975. - № 3. -С. 32-36.

40. Маскет, М. Физические основы технологии добычи нефти Текст. / Моррис Маскет, [пер. с англ.] М.А. Геймана М.: Гостоптехиздат, 1953. - 606 с. Библиогр.: с. 616-623. - 3000 экз.

41. Овнатанов, Г.Т. Вскрытие и освоение скважин Текст. М.:Недра, 1970.-С. 310.: ил.

42. Попов, А.А. Имплозия в процессах нефтедобычи Текст. / А.А. Попов. -М.: Недра, 1996.- 192 е.: ил.; Библиогр.: с. 129-136. 1500 экз.- ISBN 5-24703495-3.

43. Пирвердян, A.M. Об определении гидродинамического давления на забое скважины при спускоподъемных операциях Текст. / A.M. Пирвердян, Н.А. Гукасов // Нефтяное хозяйство. 1959.- №8 - С. 25-28.

44. Попов, А. А. Разработка имплозионных методов воздействия на призабойную зону нефтяных скважин Текст.: дис. канд. техн. наук. М., 1983. - 264 с.

45. Попов, А.А. Имплозионные методы обработки скважин Текст. / А.А. Попов, А.И. Шнирельман, О.А. Попов // Экспресс-информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - С. 12-18.

46. Рабинович, В.А. Краткий химический справочник. Изд. 2-е, исп. и доп. Текст. / В.А. Рабинович, З.Я. Хавин. М.:«Химия», 1978.: ил; - 230000 экз.

47. Сидоровский, В.А. Состояние призабойной зоны пласта при бурении скважин Текст. / В.А. Сидоровский // Нефтяное хозяйство. 1968.- № 4. - С. 19-22.

48. Сонич, В.П. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород Текст. / В.П. Сонич, Н.А. Черемисин, Ю.Е. Батурин // Нефтяное хозяйство. 1997.- № 9.- С. 52-57.

49. Соколовский, Э.В. Применение изотопов на нефтяных промыслах Текст. / Э.В. Соколовский, В.М. Зайцев. М.: Недра, 1971.

50. Солдатов, A.M. Интенсификация добычи нефти Текст. / A.M. Солдатов, А.И. Тимофеев, П,В. Спирин. Куйбышевское кн. изд-во, 1968. - С. 27.

51. Сукуренко, Е.И. Определение величины гидравлического давления при спуко-подъемных операциях с помощью глубинных манометров Текст. / Е.И. Сукуренко, В.И. Бондарев // Т. КФ ВНИИ. Вып. 18.- М.: 1967.- С. 326-330.

52. Сургучева, М.С. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов Текст. М.: Недра, 1985.

53. Сургучев, M.JI. Методы извлечения остаточной нефти Текст. / M.JI. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин. М.: Недра, 1991. - 347 е.: ил.; Библиогр. с. 341-344. - 1040 экз.- ISBN 5-247-00959-2.

54. Сукуренко, Е.И. Определение величины гидродинамических давлений, возникающих при спуске колонны бурильных труб в скважину Текст. / Е.И. Сукуренко, Н.А. Сидоров, В.И. Бондарев // НТС ВНИИОЭНГ. Сер.Бурение. -М.: 1968. -№3.-С. 53-56.

55. Токунов, В.И. Влияние гидродинамического давления при спускоподъемных операциях на степень осолонения глинистых растворов Текст. / В.И. Токунов, С.З. Зарипов // Новости нефтяной и газовой техники. -М.: изд. ГОСИНТИ, 1962.-№ 11.-С. 6-8.

56. Уметбаев, В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин Текст.: справ, рабочего / В.Г. Уметбаев. М.: Недра, 1989.- 215 е.: ил.; Библиогр.: с. 212-213. - 6270 экз.- ISBN 5-247-00703-4.

57. Фахретдинов, Р.И. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче Текст. / Р.И. Фахретдинов, Р.Ф. Нигматуллина. Уфа: Гилем, 1996. - С. 191.

58. Хавкин, А.Я. Экспериментальные исследования эффективности разглинизации призабойных зон скважин Текст. / А.Я. Хавкин, В.В. Балакин, Л.С. Табакаева // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - № 7-8. -С. 7-8.

59. Шпуров, И.В. Влияние геодинамических условий разработки на фильтрационно-емкостные свойства пород горизонта ЮВ| Хохряковского месторождения Текст. / И.В. Шпуров, М.Д. Смышляева, С.В. Иванов // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. №3. - С. 27-32.

60. Шустеф, И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений Текст. / И.Н. Шустеф. М.: Недра, 1988.- 199 е.: ил.; Библиогр.: с. 195-197. - 1690 экз.- ISBN 5-247-00283-0.

61. А.с. 160131 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/18. Устройство для обработки призабойной зоны скважин методом имплозии Текст. / Ю.Д. Качмар, Я.Н. Калинчук. -№ 800897/22-3; заявл. 02.11.62; опубл. 16.01.64, Бюл. №3. 3 с.:ил.

62. А.с. 156127 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/18. Сосуд для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии Текст. /С.И. Севостьянов,

63. П.А. Радкевич, И.М. Павленков. № 801759/22-3; заявл. 09.11.62; опубл. в 1963, Бюл. №15.-2 е.: ил.

64. А.с. 721524 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/26. Устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии Текст. /К.С. Фазлутдинов, P.P. Мухаметгалеев. № 2504912/22-03; заявл. 04.07.77; опубл. 15.03.80, Бюл. №10. - 3 с.: ил.

65. Заявка 2004116889/20(018201) Российская Федерация. Способ обработки призабойной зоны скважины Текст./ Апасов Т.К.; заявитель Апасов Т.К. заявл. 03.06.2004.

66. Заявка МПК7 Е21В37/00, 2001116052/20-2001 г. Российская

67. Федерация. Комплексное устройство для очистки и воздействия на призабойную зону скважин с ГВД и струйным насосом. Текст.:/ Апасов Т.К., Ушияров Р.К., Шкуров О.В., Гуркин О.А. №2001116052/20(017594); заявл. 15.06.2001.-С.10. ил.