Диссертация (1172986), страница 8
Текст из файла (страница 8)
По всем группам скважин среднее снижение дебита нефти после 6 месяцевэксплуатации составляет от 2,8 до 1,5 раз, что подтверждает возможнуюкольматацию ПЗС при освоении;2. Обводненность добываемой продукции скважин после 6 месяцевэксплуатации остается на уровне начальных значений после запуска, чтосвидетельствует об отсутствии влияния системы ППД на процесс обводненияскважин;3. Максимальные средние показатели дебитов нефти достигаются в группе 1скважин, минимальные в группе 3, что подтверждает правильность критериевранжировки групп скважин.72Таблица 3.3 – Перечень опорных скважин группы 1 с указанием основных геолого-физических характеристик73Таблица 3.4 – Перечень опорных скважин группы 2 с указанием основных геолого-физических характеристик74Таблица 3.5 – Перечень опорных скважин группы 3 с указанием основных геолого-физических характеристик75Таблица 3.6 – Параметры работы опорных скважин группы 176Таблица 3.7 – Параметры работы опорных скважин группы 277Таблица 3.8 – Параметры работы опорных скважин группы 378Определение скважин-кандидатов на проведение обработокПосле определения опорных скважин подбираются скважины-кандидаты дляпроведения обработки ГФС из числа скважин, находящихся в освоении послебурения.
Основные критерии отбора скважин-кандидатов:1.Геолого-физическаяхарактеристикавскрытогопластаЮС2/1соответствует ближайшей опорной скважине;2. Герметичность эксплуатационной колонны;3. Отсутствие заколонных перетоков из водонасыщенных коллекторов вышеи ниже интервала перфорации;4. Пластовое давление соответствует первоначальному;5. Профиль ствола скважины наклонно-направленный;6. Интенсификация притока при освоении скважины методом ГРП.На основании данных критериев определен перечень 19 скважин-кандидатовдля проведения обработки.
Основные геолого-физические характеристикискважин-кандидатов представлены в Таблицах 3.10-3.12.Аналогично с опорными скважинами 19 скважин-кандидатов отранжированына 3 группы по значениям геолого-физических характеристик коллектора. Средниезначения геолого-физических характеристик коллектора скважин-кандидатов, атакже опорных скважин приведены в Таблице 3.9.Таблица 3.9 – Средние геолого-физические характеристики опорныхскважин и скважин-кандидатов79Анализ данных Таблицы 3.9 показывает, что скважины-кандидаты всоответствии с группами полностью аналогичны опорным скважинам, чтопозволяет проводить опытно-промышленные работы в скважинах кандидатах суверенностьюполучениярезультатов,разработки изучаемого объекта.реальноотражающихособенности80Таблица 3.10 – Основные геолого-физические характеристики группы 1 скважин-кандидатов81Таблица 3.11 – Основные геолого-физические характеристики группы 2 скважин-кандидатов82Таблица 3.12 – Основные геолого-физические характеристики группы 3 скважин-кандидатов833.2.
Подготовка к проведению технологического процесса закачкигидрофобизирующего составаТехнологический процесс проведения обработки скважин регламентировандокументом ТР 15-2016 [26]. Перед началом проведения работ по обработке ГФСскважина-кандидат должна быть подготовлена следующим образом:1. После проведения ГРП скважина должна быть отработана, извлечен объемжидкости разрыва и объем жидкости глушения в объеме равном объему стволаскважины с целью максимального снижения количества технологическойжидкости и продуктов распада геля в ПЗС;2.
Проведены промыслово-геофизические исследования с выделениемработающихинтерваловперфорированнойчастипластаиопределенапродуктивность скважины (Рисунок 3.6);3. Текущий забой скважины должен составлять не менее 5 м ниже нижнейграницы интервала перфорации;4.
Ствол скважины заполнен «чистым» техническим раствором;5.Вкачествеподземногооборудованияспущенлифтизнасосно-компрессорных труб до глубины не ниже 5-10 м от верхнихперфорационных отверстий.До начала проведения работ составляется план-работ с расчетом объемазакачки композиции, объема жидкости для доводки композиции до интервалаперфорации и объема продавки композиции в скважину, для чего скважинаобвязывается по схеме, представленной на Рисунке 3.7.После доводки композиции до интервала перфорации перед продавкой впласт необходимо закрыть затрубное пространство скважины и прямой закачкойпродавить в пласт композицию.Время реагирования составляет 3-4 часа. Далее необходимо провестиследующие операции:1.
Промывка забоя скважины от продуктов реакции раствора кислоты«чистым» техническим раствором в объеме 1,5-2 объема ствола скважины;2. Произвести подъем лифта НКТ;843. Спустить лифт НКТ с пусковыми муфтами, установленными на глубине нениже допустимой депрессии;4. Произвести 1-2 цикла освоения путем снижения уровня в затрубномпространстве скважины со снятием кривой восстановления уровня;5. Произвести глушение скважины и спуск подземного оборудования дляэксплуатации скважины.85Рисунок 3.6 – Диаграмма ГИС по определению интервалов притока и источника обводнения86Рисунок 3.7 – Схема обвязки оборудования при проведении обработки кислотным гидрофобизирующим составом873.3.
Подготовка материалов для обработки призабойной зоны скважиныгидрофобизирующим составомОсновным критерием по определению объема закачки композиции в пластявляется объем порового пространства породы пласта-коллектора, на которыйпланируется произвести воздействие; для определения этого объема существуетнесколько условий [26]:1. Объем композиции определяется, исходя из высоты интервалаперфорации, напрямую зависит от эффективной нефтенасыщенной толщиныпласта.2. Глубина проникновения композиции должна обеспечить очистку ПЗС, накоторую оказали влияние различные кольматирущие среды. Так как скважинаотработана в процессе освоения, продукты распада геля и жидкость разрываудалены из отдаленных частей трещины ГРП, поэтому можно ограничить зонупроникновения кольматантов глубиной проникновения перфорационных зарядов вПЗС.Существующие нормы по объемам химических композиций, применяемыхдля обработки добывающих скважин, определены в пределах 0,8-1,2 м3композиции на 1 м перфорированной толщины.ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3На основании анализа геолого-физических характеристик пласта ЮС2/1,параметров работы скважин пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторожденияв данной главе обоснованы и определены:1.
Критерии отбора участков месторождения для проведения ОПР пообработке кислотным ГФС;2. Участки проведения ОПР;3.Критерииотбораопорныхскважин,необходимыедляоценкиэффективности проведения ОПР;4. Перечень опорных скважин;5. Основные критерии подбора скважин-кандидатов для эффективнойобработки гидрофобизирующим составом;886.
Перечень скважин-кандидатов для проведения ОПР;7. Технология проведения работ по обработке скважин;8. Критерии определения необходимого объема материалов для проведенияОПР.В следующей главе представлены материалы по ОПР, опробования ГФС навыбранных скважинах-кандидатах пласта ЮС2/1.894.
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОФОБИЗИРУЮЩЕГО СОСТАВАНА СКВАЖИНАХ ПЛАСТА ЮС2/1 ВОСТОЧНО-СУРГУТСКОГОМЕСТОРОЖДЕНИЯПосле обработки скважин-кандидатов ГФС в течение полугода проводилсямониторинг и анализ параметров их работы. Анализ параметров разделен на двечасти:Первая – при работе скважин на стационарном режиме работы после ихзапуска, что представлено в Таблицах 4.1-4.3;Вторая – после шести месяцев работы на стационарном режиме (Таблицы4.4-4.6), а также на Рисунках 4.2-4.7.
Результаты проведенного мониторинга будутподробно изложены ниже.Сначала остановимся на изложении методологии расчета комплексныххарактеристик скважин, к которым относятся величина забойного давления, атакже коэффициент пропорциональности скважин, по изменению которых вовремени можно судить об изменении процесса выработки запасов и о влиянии наэтот процесс обводнения продукции скважин [27, 46].4.1. Методология и алгоритм расчета комплексных характеристик скважин(забойного давления и коэффициента пропорциональности)Практическийинтереспредставляетсопоставлениетакихважныхкомплексных характеристик опорных скважин и скважин-кандидатов, какзабойное давление и коэффициент пропорциональности, которые могут бытьвычислены по следующим зависимостям:- забойное давление (Рзаб) (для схемы скважины, представленной на Рисунке4.1) рассчитывается так:,обозначения параметров в зависимости (4.1) даны в подрисуночной подписи.(4.1)90Рисунок 4.1 – Схема добывающей скважины, используемая в качестве опорнойскважины и скважины-кандидата:Нскв – глубина скважины (вертикальная проекция длины скважины), м;Нсп – глубина спуска НКТ, м;Ндин – динамический уровень, м;– плотность газа в затрубном пространстве (в интервале 0-Ндин), кг/м3;– плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве(в интервале Нсп-Ндин), кг/м3;– плотность продукции скважины в интервале Нскв-Нсп, кг/м3;Рзатр, Ру, Рг, Рзаб, Рпл – соответственно давление затрубное на устье, на устье вНКТ, давление столба газа, забойное и пластовое давление, МПа.91В предположении линейного притока продукции в скважину (это допущениесправедливо,таккакрассматриваютсяскважиныснизкопроницаемымколлектором, эксплуатируемые с забойными давлениями)коэффициент пропорциональности Кпр записывается в виде:,(4.2)где Qж(н) – дебит скважины по жидкости (нефти), м3(т)/сут;Рпл – пластовое давление, МПа;Рзаб – забойное давление, МПа.Для сопоставительных оценок можно без большой погрешности рассчитатьзабойное давление по зависимости:,где(4.3)– плотность продукции скважины (жидкости) с учетом обводненности,кг/м3.,где(4.4)- средняя плотность нефти, рассчитываемая так:,где,(4.5)- соответственно плотность пластовой и дегазированной нефти,кг/м3;В – обводненность продукции скважины, д.е;- плотность добываемой вместе с нефтью водыПокажемалгоритмрасчетазабойного=1000 кг/м3.давленияикоэффициентапропорциональности на примере двух скважин: опорной скважины №6593 искважины-кандидата №6514 первой группы скважин (Таблица 4.1).В Таблицах 4.5- 4.10 колонки 1-13 отражают параметры работы опорныхскважин и скважин-кандидатов, обработанных ГФС, после запуска и вывода их настационарный режим;В Таблицах 4.11-4.16 приведены параметры работы соответствующихскважин на стационарном режиме в течение 6 месяцев после запуска.92Таблица 4.1 – Исходные данные для расчетов по скважинам №6593, №6514Опорная скважина №6593Скважина-кандидат №6514Qж=43 м3/сутQж=45 м3/сутQн=24,4 т/сутQн=35 т/сутВ=0,34В=0,1Ндин=1857 мНдин=1842 мДля сопоставительных расчетов по скважинам принимаем исходные данныепо Восточно-Сургутскому месторождению, пласт ЮС2/1, которые приведеныниже:- глубина скважины Нскв ≈ 2860 м;- начальное пластовое давление Рпл=28,4 МПа;- давление насыщения Рнас=11,5 МПа;- плотность пластовой нефти=790 кг/м3;- плотность дегазированной нефти=861 кг/м3 (0,861 т/м3).Средняя плотность нефти:кг/м3.Дебит скважины по нефти в м3/сут:- т/м3),(при(4.6)Дебит скважины по воде в м3/сут:,(4.7)Обводненность продукции:,(4.8)Опорная скважина №6593Расчет забойного давления по зависимости (4.3):предварительно рассчитываем плотность жидкости по (4.4)кг/м3,МПа.93Коэффициент пропорциональности по жидкости по (4.2),По нефти,.Оценим снижение коэффициента пропорциональности по нефтизасчет обводненности продукции, которая составляет В=0,34:,то есть снижение коэффициента пропорциональности составляет 34%, чтосовпадает с обводненностью продукции.Скважина-кандидат №6514Плотность жидкостикг/м3,Забойное давлениеМПа.Коэффициент пропорциональности по жидкости:,По нефти:,.Снижение коэффициента пропорциональности по нефтиза счетобводненности продукции:,то есть снижение коэффициента пропорциональности составляет 9,3%, чтосовпадает с обводненностью продукции.Такимобразом,покомплекснойхарактеристике(коэффициенту94пропорциональности по жидкости, равному 2,2 и 2,7 ()) опорнаяскважина и скважина-кандидат подобны.Рациональное забойное давление в скважинах анализируемого объектасоставляет:МПа.4.2.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
