Обработка призабойных зон скважин

В условиях пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения одной из важнейших задач при тепловом воздействии на пласт является обработка призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин. Цель обработок для нагнетательных скважин - увеличение приёмистости и регулирование продвижения теплового фронта; для добывающих - увеличение притока нефти и, ускорение реакции на площадную закачку пара.

5.1 Обработка призабойных зон нагнетательных скважин

Как показал опыт закачки горячей воды в нагнетательные скважины,величина удельной приемистости на единицу забойного давления изменяется в небольших пределах с 0,18 до 0,3 т/(сут.*МПа) и уменьшается по мере закачки. Одной из причин является уменьшение забойного давления при уменьшении уровня конденсации пара. При закачке горячей воды величина забойного давления в среднем составляла 17-18 МПа и благодаря этому выдерживался темп закачки 400 т/сут.

При закачке пара забойное давление практически равно устьевому. Для рассматриваемой залежи это будет около 15 МПа, что превышает пластовое давление на 1-1,5 МПа. Выдержать проектный темп нагнетания и увеличить забойное давление за счёт повышения давления на входе из парогенераторов (выше 16 МПа) не позволяет характеристика УПГ 60/160. Для увеличения приёмистости нагнетательных скважин, до перевода под нагнетание, необходимо их подвергать паро-циклическим обработкам (ПЦО). Кроме того, ПЦО будут способствовать выравниваю теплового фронта при площадной закачке пара.

На основании проведённого анализа существующих методов воздействия для условий пермо-карбоновой залежи могут быть рекомендованы к внедрению наиболее технологически и технически разработанные методы: циоинтервалъные обработки высококонцентрированной соляной кислотой, растворителями, термогазохимическое воздействие, которые рекомендуются, применять на скважинах с низкой приёмистостью до ввода их под закачку пара.

5.2 Обработка призабойных зон добывающих скважин

Известно, что состояние призабойных зон добывающих скважин определяет величину притока нефти, производительность скважин, конечную нефтеотдачу по залежи в целом, капитальные и эксплуатационные затраты и т.д. Как показал опыт разработки первоочередного участка ПТВ, перфорированные интервалы добывающих скважин работают неравномерно и не по всей толщине. Это может быть связано как с нарушением сложнонапряженного состояния коллектора в процессе бурения, проникновения в пласт воды, фильтрата бурового раствора и образования вследствие этого искусственных линз и водяных барьеров, отложения шлама и глинизации, так и отложением асфальтено-смолистых соединений в порах коллектора и др.

С целью снижения вязкости и увеличения подвижности нефти, восстановления и улучшения проницаемости коллектора, установления в забойных условиях термодинамического режима, направленного на снижение фильтрационных сопротивлений и препятствующего отложению асфальтено-смолистых веществ, предусматриваются паро-циклические обработки скважин. Кроме того, эффективными для данной залежи будут обработки растворителями, поинтервальные обработки высококонцентрированной соляной кислотой, термогазохимическое воздействие. Перечисленные методы должны применяться для обработки добывающих скважин, не предусмотренных для закачки пара и длительное время не реагирующих на закачку пара в пласт.

В качестве растворителя могут быть рекомендованы лёгкая нефть и конденсат. Технические параметры проведения обработок(время проведения обработки, температура, радиус обрабатываемой зоны, периодичность обработок и т.д.), применяемого эксплуатационного оборудования и др. с учётом интерференции скважин.

5.3 Расчёт показателей паро-циклических обработок (ПЦО) призабойных зон добывающих скважин.

На опытно-промышленном участке намечено проведение ПЦО всех добывающих скважин с последующим вводом их под площадную закачку пара.

Расчёт потерь тепла по стволу проводится по формуле:

(5.1)

где Тн – температура нагнетаемого пара,°С;

Q– постоянная температура земной поверхности,°С;

Г, – геотермические градиенты, °С /м;

Н – интервалы глубин соответствующие градиентам, м;

– коеффициент темлопроводности базальта,Вт/м°C;

–коеффициент темлопроводности базальта, Вт/м°C;

–коеффициент темлопроводности пласта, Вт/м°C;

–наружный радиус НКТ, м;

–наружный радиус обсадной колонны, м;

–радиус скважины, м;

–внутренний радиус обсадной колонны, м;

–коеффициент темлопроводности пласта, м²/с;

–время закачки пара, сут.

Потери тепла по стволу скважины до глубины 200 м:

(5.2)

Сухость пара на устье принято 0,7, а на забое рассчитана по формуле:

Qp/(qIi(i2-i1) (5.3)åX3=Xy-

где

Хз - сухость пара на забое, доли ед. X_y- сухость пара на устье, доли ед.Qp— потери тепла по стволу добывающей скважины, Дж;

q_II- темп закачки пара, кг/с;

i₂иi₁– энтальпия сухого пара и кипящей жидкости, соответственно,

При темпе нагнетания 400 т/сут сухость пара на забое составляет 0,65.

Радиус паровой зоны определён по формуле работы:

(5.4)

где ;

–скрытая теплота парообразования , Втс/кг;

–эффективная толщина, м;

–объемная теплоёмкость пласта, Втс/м³°С:

(5.5)

где – пористость пласта;

–плотность пара, кг/м²;

–удельная теплоемкость скелета пласта, Втс/м³°С;

–температура нагнетаемого пара, °C;

–начальная температура пласта, °C;

–плотность скелета пласта, кг/м².

Период пропитки после паротепловой обработки определяется, исходя из продолжительности фазовых превращений в призабойной зоне

(5.6)

lгде _P—коэффициент теплопроводности пласта, Вт/(м*° С);

k— весовое количество пара, содержащееся в единице веса сухого коллектора;

Тк — температура конденсации пара при пластовом давлении до начала обработок, С.

Результаты расчёта сведены в таблицу 5.1

Таблица 5.1

Темп нагнетания, т/сут.	Продолжительность обработки, сут.	Радиус паровой зоны,м	Количество на 1 метр толщины пласта, млн. кДж	Количество пара на 1 обработку, тыс .т	Период пропитки после обработки, сут
		6,9	256,7	6,0	2.0

Температура, с которой скважина вступает в эксплуатацию, принята в расчётах равной 320°С и соответствует началу конденсации пара при пластовом давлении близком к 13 МПа.

Кратность начального увеличения дебита в результате обработки определена по формуле:

Q_km= (₀m/₁)lg(r_d/r_c)/(lg(r_P/r_cm)+(₀m/₁) lg(r_d/r_P)), (5.7)

где r_d— радиус контура дренирования, м;

r_c— радиус скважины, м

mПри высоких значениях соотношений вязкости ₀m/₁формула упрощается:

Q_k= lg(r_d/r_c)/lg(r_d/r_P) (5.8)

Динамика радиуса прогретой зоны в зависимости от температуры определена по формуле:

r=r_c*e^k((T/Tц)-1), (5.9)

где Т—текущая температура скважины, °С;

Тц — температура в конце цикла эксплуатации, °С.

Исходные данные

1) Находим потери тепла по стволу скважины:

2) Потери тепла по стволу до глубины 200 м:

( )

3) Сухость пара равна:

4) Найдем теплоемкости:

Вт*с/кг

(Втс/м³°С)

5) Радиусы паровых зон определяются:

6.9 (М)

6) Период пропитки после паротеплой обработки определяется исходя из продолжительности фазовых превращений в пизабойной зоне и расчитывается по формуле:

(сут)

m7) При высоких значениях соотношений вязкости ₀m/₁формула упрощается:

Q_k=lg(100/0.345)/lg(100/6.9)

В результате расчётов получено значение Q_k = 2,3. Продолжительность эффекта определена исходя из продолжительности периода, при котором вязкость нефти снижается до 90 мПа*с, что соответствует температуре 100 °С, и составляет 270 суток.

Основные технологические показатели ПЦО одной скважины приведены в таблице 5.3.

Паро-циклические обработки проводятся в течение первых 6 лет разработки участка с последующим переходом к площадному нагнетанию.

При подсчёте показателей ПЦО учитывалось, что кратность обработок добывающих скважин - 3. По одной скважине в год, в среднем, проводится 2-3 обработки.

Проведённые расчёты являются приближёнными, так как не учитывают неоднородность коллектора залежи. В процессе разбуривания участков будет уточняться расчётная модель пласта, параметры ПЦО, методика расчёта с учётом слоистой неоднородности пласта.

Таблица 5.3

№ п/п	Показатели обработки одной скважины	Объект разработки средний
9 10	Темп нагнетания т/сут Продолжительность нагнетания за обработку, сут Количество закачиваемого пара за обработку, тыс-т Продолжительность периода пропитки за обработку, сут Кратность увеличения дебита после обработки Продолжительность эффекта за обработку, сут Общая продолжительность одного цикла обработки, сут Кратность обработок добывающих скважин; Базовой дебит, т/сут Средний дебит скважины после обработки, т/сут Дополнительная добыча нефти за одну обработку, тыс.т Удельный расход пара на одну тонну прироста добычи нефти, т/т	400 15 2,3 270 288 3 10 19,9 1,324,6

Основные показатели ПЦО добывающих скважин по участку приведены в таблице 5.4

Таблица 5.4-Основные показатели паро-циклических обработок добывающих скважинопытно-промышленного участка.

Годы	Количество добывающих скважин, подвергаемых ПЦО	Расход пара, тыс.т	Добыча нефти	Удельный расход пара на 1 тонну дополнительной нефти, т/т
общая	в т.ч. дополн-я
2 3 4 5 6	8 18	128 116	64,5 103,8 146,7 135,9 116,1	15,9 25.5 33.3 28,4 24,4	4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6
Итого			667,2	163,6	4,6

За 6 лет по участку проводится обработка 49 добывающих скважин из 54. За этот период проводится 147 ПЦО. Закачка пара составляет за 6 лет 582 тыс.т.

Общая добыча за этот период составляет 667,2 тыс.т, в т.ч. за счет ПЦО 163,6 тыс.т. Удельный расход пара 1 тонны дополнительно добытой нефти 4,6.

Средний дебит в целом по участку 13,1 т/сут.

5.4 Выводы и рекомендации

Крупная пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения характеризуется аномально высокой вязкостью нефти и крайней степени неоднородности карбонатного коллектора.

Участок характеризуется падающей добычей нефти на естественном режиме разработки, ежегодный процент падения добычи нефти 20%.

В условиях пермо-карбоновой залежи одной из важнейших задач при тепловом воздействии на пласт является обработка призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин. Цель обработок для нагнетательных скважин – увеличение приемистости и регулирование подвижности теплового фронта; для добывающих скважин – увеличение притока нефти и ускорение реакции на закачку пара.

Состояние призабойной зоны скважины определяет величину притока нефти, производительность скважин, конечную нефтеотдачу по залежи в целом, капитальные и эксплуатационные затраты и т.д. С целью снижения вязкости и увеличения подвижности нефти, восстановления и улучшения проницаемости коллектора, установление забойных условий термодинамического режима, направленного на снижение фильтрационных сопротивлений и препятствующего отложению асфальтеносмолистых веществ предусматриваются паро-циклические обработки скважин с последующим вводом их под площадную закачку пара.

Для проведения оценочных расчетов основных технологических показателей была построена усредненная геологическая расчетная модель залежи с учетом результатов исследования скважин на участках ПТВ.

Паро-циклические обработки рекомендуется проводить в течение первых 6 лет разработки участка с последующим переходом к площадному нагнетанию.

Приведенные расчеты являются приближенными, т.к. не учитывают неоднородность коллектора залежи. В процессе разбуривания участков будет уточняться расчетная модель пласта, параметры ПЦО, методика расчета с учетом слоистой неоднородности пласта.

6. Технико-экономическое обоснование рекомендаций

Паро-циклические обработки проводятся с целью снижения вязкости и увеличения подвижности нефти, установления в забойных условиях термодинамического режима, направленного на снижение фильтрационных сопротивлений и препятствующего отложения асфальтеносмолистых веществ.

Одной из главных технических проблем, связанных с реализацией технологии паротеплового воздействия, является закачка пара высоких параметров (давление до 16 МПа, температура до 340 ⁰С) в пласт, залегающего на глубине свыше 1000 м. Необходимо иметь следующие технические средства: в качестве источника пара используются парогенераторы США «Термотикс», фирмыITSпроизводительностью 20 т/час, на давление до 16 МПа, в количестве 5 шт; устье нагнетательных скважин оборудуется арматурой «Ингрем Кактус» - 11 комплектов (в том числе 9 для нагнетательных скважин, 2 для проведения ПЦО по добывающим скважинам); для подачи пара в забой скважины используют термоизолированные трубы «Термокейс – 750» - 11 комплектов; для герметизации межтрубного пространства – термостойкий пакер в количестве 11 комплектов.

Для расчета экономического эффекта мероприятия необходимо иметь следующие данные: объем дополнительно добытой из объекта нефти после проведения обработки за полный период эксплуатации скважин на повышенном дебите; дополнительные капитальные вложения, связанные с проведением обработки; себестоимость нефти дополнительно добытой без проведения обработки.

Основные показатели ПЦО приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1-Показатели экономической эффективности мероприятия

Показатели	Базовый вариант	Вариант с ПЦО
1. Добыча нефти, т
2. Прирост добычи нефти, т
3. Выручка от реализации, тыс. руб.
4. НДС, тыс. руб.
5. Акцизный сбор, тыс. руб.
6. Прибыль к налогообложению, тыс. руб.
7. Чистая прибыль от реализации, тыс. руб.
8. Прирост чистой прибыли, тыс. руб.
9. Налог на прибыль, тыс. руб.
10. Удельный прирост чистой прибыли на 1 т прироста добычи нефти, руб./т

Заключение

В разрезе Усинского месторождения установлена промышленная нефтеносность пермо-карбоновых и фаменских карбонатных отложений, а также терригенных пород живетского яруса среднего девона. Нефти в породах живетского яруса характеризуются как легкие и маловязкие. Нефти пермо-карбоновой залежи - высоковязкие.Лицензиями на право пользования недрами пермо – карбоновой залежи Усинского месторождения владеет ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Всего на 01.01.06 из залежи добыто 50,2 млн. т нефти, 142,9 млн. т жидкости, закачано 38,7 млн. т теплоносителя (в т. ч. 17,1 млн. т пара). Текущая нефтеотдача составила 6,8 %, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой – 27 %. Основное количество нефти за весь период разработки залежи отобрано на участках ПТВ-1 и ПТВ-3.

В последние годы отбор воды из залежи резко возрос. Наибольший рост отборов воды наблюдался в 2001 г. – на 14 % по сравнению с 2000 г. В 2004 г. отбор воды увеличился на 11 % по сравнению с 2003 г. В 2005 г. обводненность добываемой продукции по сравнению с 2004 г. практически не изменилась. В целом наиболее обводненным остается нижний объект (85,7 %), наименее обводнен верхний объект (75,3 %).

В данном проекте приведены расчеты показателей паро-циклических обработок призабойных зон добывающих скважин. Продолжительность эффекта определена, исходя из продолжительности периода, при котором вязкость нефти снижается до 90 мПа*с, что соответствует температуре 100⁰С, и составляет 270 суток. В общей сложности на пермо – карбоновой залежи с 1993 по 2005 гг. было проведено 279 ПЦО по 178 скважинам. Общий расход пара на ПЦО составил 1187,6 тыс.т. Общая дополнительная добыча нефти оценивается в 1375,9 тыс.т.

Библиографический список

1. Авторский надзор за разработкой пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Руководитель Л.М. Рузин.

2. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений – М.: Недра, 1990.-429c.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений - М.: Недра, 1998.- 334c.

4. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией Ш.К. Гиматудинова – М.: Недра, 1974.- 584c.