Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении

 

Неработающий фонд по состоянию на 01.01.07 г. представлен  в таблице 3.4.

Таблица 3.4.

Неработающий фонд скважин  Холмогорского месторождения

Структура фонда	01.01.06	01.01.07	01.01.06 – 01.01.07
			∆ (шт.)	∆ %
Эксплуатационный	327	315	- 12	- 4
Действующий	205	152	- 53	- 15
Дающий	199	140	- 59	- 29
Простаивающий	12	12	0	0
Бездействующий	118	163	45	+ 38
Консервация	506	506	0	0
Контрольные	2	2	0	0
Пьезометрические	46	46	0	0

 

 

 

4.  Контроль за разработкой Холмогорского месторождения

 

За период с 1973 по 2006 год на Холмогорском месторождении выполнен значительный объем ГДИ (гидодинамических исследований). Однако кондиционных исследований с записью кривых восстановления и падения давления (КВД, КПД), восстановления уровня (КВУ) и индикаторных диаграмм (ИД), по данным которых возможно определение гидродинамических параметров пластов, выполнено не так много. Из всего объема исследований для анализа отобрано 473 КВД и 717 ИД (табл. 3.5).

Таблица 3.5.

Количество исследованных  скважин по которым определены параметры пластов

 

Пласт	Метод ИД		Метод КВД
	количество скважин	количество исследований	количество скважин	количество исследований
БС10 БС11	16 303	35 682	17 242	24 449
Всего	319	717	259	473

 

При  вычислении среднеарифметических значений параметров пластов Холмогорского  месторождения взяты за основу результаты исследований в основном в безводный период эксплуатации (обводненность составляла 0-5%). В таблице 3.6. приведены результаты таких определений.

 

Таблица 3.6.

 

Пласт	Гидродинамические параметры  пластов
	Число замеров	Коэффицинт продуктивности, м³сут-атм	Удельная продуктивность, м³/сут-атм	Число замеров	Гидророводность, Д см/сП	Подвижность, Д/сП	Проницаемость, Д
БС10	19	3,40	0,54	9	28,91	0,033	0,040
БС11	474	3,03	0,56	276	46,93	0,070	0,074

                       

Как видно, средние значения характеристик продуктивности по пластам  БС₁₀ и БС₁₁ (при значительной разнице числа замеров) близки по величине. Проницаемость же пласта БС₁₀ составляет порядка 40 мД, что в два раза ниже проницаемости пласта БС₁₁ - 74 мД. Гидропроводность БС₁₀ также значительно ниже гидропроводности БС₁₀. Дебит скважины и ее продуктивность зависят от гидродинамических параметров пласта и размеров зоны дренирования, а также от эффективности гидродинамической связи скважины с пластом. Эффективность гидродинамической связи скважины с пластом связана в основном с первичным и вторичным вскрытием пласта.

В результате первичного и вторичного вскрытия пласта большинство скважин становятся несовершенными, фактическая продуктивность меньше потенциальной. Кроме того, в процессе эксплуатации скважин гидродинамические параметры призабойной зоны пласта (ПЗП) такие, как проницаемость и гидропроводность, постоянно изменяются, причем как показывает практика, чаще ухудшаются, хотя именно они определяют степень совершенства гидродинамической связи скважины с пластом, и, в конечном счете, - глубину и темп выработки коллектора.

 

Как известно, гидродинамическое совершенство скважин определяется:

• степенью вскрытия – С1, когда пласт вскрывают не на всю нефтенасыщенную толщину;
• характером вскрытия – С2, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы;
• характером движения жидкости в рабочей части интервала ствола – С3, вызываемое образованием пробок из песка и глины, формированием столба воды выше перфорированных каналов.       

В расчетах продуктивности и дебита учет влияния несовершенства скважин обычно ведется на основе приведенного радиуса скважины.

Как показывает анализ, первые два  вида несовершенства в данном случае не существенно влияют на продуктивность скважины, поскольку пласты вскрываются на всю продуктивную толщу при достаточно высокой плотности перфорации.

Гидродинамическое несовершенство, вызванное  изменением проницаемости призабойной зоны пласта - S - точнее всего определяется данным исследований скважин в открытом стволе с помощью испытателя пластов на трубах (ИПТ). Именно скин-эффект создает основное сопротивление потоку жидкости в призабойной зоне (ПЗП).

В приведенном анализе приняты  во внимание известные зависимости  для скин-эффекта:

                                                                                 (3.1)

                                    (3.2)        

где: К₂, К₁ - проницаемости призабойной зоны радиуса R₁ и удаленной

                     зоны, пласта;

PZ, - пъезопроводность;

t – время.

 

В 2005-2006 годах выполнено 20 замеров повышения уровней жидкости в затрубном пространстве после остановки 20 насосных скважин. Замеры проводились по принятой АО "Ноябрьскнефтегаз" технологии исследования скважин методом КВУ с регистрацией уровня в первые 3-5 часов его восстановления и, как правило, с фиксированием конечного установившегося (статистического) уровня через 24 часа после остановки скважины. В основном были исследованы высокообводненные скважины - с обводненностью более 50 % - 75 % скважин, более 80 % - 50 % скважин.

В данном анализе используются данные по дебитам и продуктивности скважин, а также пластовым давлениям, так как эти параметры не сильно зависят от выбираемых методов расчета характеристик пласта.

Несмотря на то, что  методом КВУ исследовано относительно небольшое число скважин, тем не менее в целом тенденция снижения продуктивности с повышением процента воды в продукции явно обнаруживается. В вышеприведенном анализе результатов определения параметров пласта на гораздо большей выработке, когда обводненность пластов не превышала 5%, продуктивность в среднем была равна 30-32 (м³/сут)/МПа. В данном же случае продуктивность составляет – 2,7-10,7 (м³/сут) МПа. Как видим, продуктивность снизилась более чем в три раза.

В 2003-2004 годах выполнено 55 замеров кривых снижения давления в нагнетательных скважинах со спуском манометров в скважину на глубину до 800-1600 метров. Замеры выполнены в 47 скважинах, причем в скважине № 812 выполнено 6 исследований методом КПД (замера кривой падения давления), в скважине № 3077 - 3 записи КПД, и еще в шести скважинах выполнено по два исследования. Повторные замеры, как правило, осуществлялись с целью определения изменения приемистости скважины после восстановления свойств пласта в ПЗП. Обработка кривых снижения давления велась аналогично принятой в гидродинамике методике обработки КВД - проведением касательной к последним точкам кривой давления. Анализ данных, полученных в результате выполненных исследований,  

показывает, что практически  во всех случаях в нагнетательных скважинах ПЗП очищена и имеет  повышенную проницаемость по сравнению с удаленной зоной пласта. Об этом свидетельствуют показатели скин-эффекта, который в основном принял отрицательные значения, в среднем составил  - 4,5, максимум - - 6,5. Только в одной скважине - № 577 - скин-эффект состаил +32,44. Значения приемистости нагнетательных скважин изменяются в интервале от 14,4 до 101,1 м³сут-МПа, составляя в среднем 44,9. Из-за малого объема выборки по отдельным участкам (блокам), обоснование параметров произведено в целом по пластам БС₁₀ и БС₁₁.

Более достоверно определены гидродинамические параметры по пласту БС₁₁. По пласту БС₁₀ количество и качество исследований для обоснования параметров пласта явно недостаточно.

Гидродинамические исследования скважин должны решить ряд основных задач:

• уточнить продуктивные и гидродинамические характеристики пласта;
• выявить действительную технологическую эффективность отдельных элементов принятой системы разработки - схемы расположения скважин, принятого способа вскрытия пласта, системы поддержания пластового давления, способов эксплуатации скважин и др.;
• выявить ход процессов выработки пласта по площади и разрезу;
• выявить эффективность мероприятий по повышению или восстановлению производительности скважин.

Информацию о технологических  параметрах скважин должны обеспечивать контрольно-измерительные приборы, устанавливаемые на устье добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин. Для решения задач, связанных с получением информации о динамике гидродинамических параметров по мере заводнения пластов рекомендуется проводить  

неоднократные исследования одних и тех же (опорных) скважин  через каждые 10% изменения доли воды в продукции.

Основными элементами системы  контроля являются:

• контроль технологических показателей работы скважины;
• контроль за энергетическим состоянием залежей нефти;
• контроль технического состояния и режима работы скважинного оборудования;
• контроль добывных возможностей скважин, фильтрационных параметров пласта и призабойной зоны скважин;
• контроль за изменением параметров пласта физико-химических свойств жидкостей и газов, а также скорости направления фильтрационных потоков.

При современном техническом  оснащении и возможностях исследовательских служб получение достаточной по объему синхронной и удовлетворительной по качеству информации по контролю за разработкой ограничено. В условиях для построения системы контроля на каждом объекте разработки должна создаваться опорная сеть скважин. Под опорной сетью скважин понимается та часть фонда, исследование которой позволяет получить необходимую и достаточную информацию, отражающую основные геологические особенности процесса разработки объекта.

К технологическим показателям  работы скважин относится:

• текущие дебиты жидкости, нефти,
• обводненность продукции скважин,
• газовый фактор,
• приемистость закачиваемого реагента,
• содержание мехпримесей и нефтепродуктов в закачиваемой жидкости,
• давление и температура на устье скважин.

 

Эти параметры могут  существенно изменятся во времени. Представительность и точность получения информации определяется периодичностью, выбором времени и длительностью производства замеров и точностью применяемых замерных устройств и приборов.

На Холмогорском месторождении, как и на других месторождениях в  ОАО «ННГ», система замера дебита жидкости осуществляется с помощью  групповых замерных установок (типа Спутник).

Недостатки этих установок  известны, а именно:

• недостаточная сепарационная способность газосепаратора и поэтому неточный замер дебита, особенно по скважинам с высоким газовым фактором;
• отсутствие в комплексе надёжных  газосчетчиков;
• отсутствие возможности определения обводненности продукции.

При существующей технике  отбора проб точность определения обводненности скважин понижается с увеличением содержания воды. Повысить точность замера обводненности продукции можно путем увеличение продолжительности измерения.

В таблице 3.7. приведены  рекомендуемые значения продолжительности времени замеров при  различной обводненности.

 

Таблица 3.7.

Таблица продолжительности замеров

Периодичность замера. сут.	Продолжительность замера в мин.  при обводнённости
	До 5 %	От 5% до 20%	От 20% до 50%	От 50% до 90%	Более 90%
3	-	1	1	2	4
7	1	2	6	12	20
10	1	4	10	25	40
15	2	10	25	60	90