Разработка научных основ и технологий восстановления приемистости нагнетательных скважин : на примере Туймазинской группы нефтяных месторождений

• Автор: Мингулов, Шамиль Григорьевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 200 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ОПЫТ ЗАВОДНЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НАГНЕТАТЕЛЬНОГО ФОНДА СКВАЖИН ТУЙМАЗИНСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1.1. Геолого-физическая характеристика основных объектов разработки месторождений
1.2. Краткая историческая справка об освоении залежей нефти..
1.3. Система поддержания пластового давления Туймазинской группы месторождений
1.4. Анализ причин загрязнения призабойной зоны пласта нагнетательных скважин
Выводы по главе
2. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ УХУДШЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
И ТЕХНОЛОГИИ ЕЁ ВОССТАНОВЛЕНИЯ
2.1. Классификация причин повышения фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта и факторы, влияющие
на них
2.2. Структура и состав кольматирующего материала призабойной зоны пласта
2.3. Технологии декольматации призабойной зоны пласта
2.3.1. Имплозионное воздействие
2.3.2. Гидроимпульсные технологии, применяемые в Западной
Сибири
Выводы по главе
3. АНАЛИЗ СОСТАВА СТОЧНЫХ ВОД, ЗАКАЧИВАЕМЫХ
В СИСТЕМУ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ,
И КАЧЕСТВА ИХ ПОДГОТОВКИ ПО СОДЕРЖАНИЮ ТВЕРДЫХ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
3.1. Состав, качество сточных вод и основные требования, предъявляемые к ним на промыслах
3.2. Причины появления нефтяной фазы в сточной воде
и корреляционная связь остаточного количества нефти и твердых взвешенных частиц в воде
3.3. Корреляционная зависимость соотношения нефтепродуктов
и твердых взвешенных частиц в сбрасываемой воде от средней
вязкости нефти на группе добывающих скважин
Выводы по главе

4. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ОТ ТВЕРДЫХ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ И СТОЧНОЙ ВОДЫ
4.1. Скважинный фильтр с промывкой фильтрующего элемента
без подъема насосного оборудования
4.2. Исследования и разработка конструкции фильтра на приеме насосов кустовых станций
Выводы по главе
5. КОЛТЮБИНГОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
5.1. Принцип выбора скважины для обработок с помощью колтюбинговой установки и агентов воздействия на призабойную
зону пласта нагнетательных скважин
5.2. Подготовка скважины, технических средств и проведение технологического процесса
5.3. Опытно-промышленные испытания технологии и анализ эффективности ее применения на нагнетательных скважинах
НГДУ «Туймазанефть»
5.4. Расчет дополнительной добычи нефти от применения колтюбинговой технологии
Выводы по главе
6. РАЗРАБОТКА И ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ИМПУЛЬСНО-ВОЛНОВОГО СПОСОБА ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
6.1. Принципиальные основы технологии
6.2. Теоретические основы импульсно-волнового воздействии
на пласт
6.3. Опытно-промышленные испытания технологии
6.4. Регрессионный анализ влияния основных факторов
на эффективность низкочастотного воздействия
Выводы по главе
7. ТЕПЛОВОЙ СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
7.1. Технология нагрева закачиваемой в пласт воды
7.2. Теоретические основы расчета нагрева призабойной зоны пласта
7.3. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии
Выводы по главе
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений связаны с ухудшением фильтрационных характеристик пород призабойной зоны пластов (ПЗП) как добывающих, так и нагнетательных скважин. К основной причине повышения фильтрационного сопротивления в этой зоне относится кольматация порового пространства асфальтосмолопарафиновыми веществами (АСПВ), солями и всевозможными механическими примесями.
Кольматация порового пространства призабойной зоны пласта снижает темпы и объемы закачки воды в пласты через нагнетательные скважины и приводит к недоборам нефти из добывающих скважин. Эффективность проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) по восстановлению приемистости нагнетательных скважин в период закачки неподготовленной сточной воды в значительной мере снижается, и возникает необходимость их повторного применения.
Попадание кольматанта в поровое пространство происходит как в период эксплуатации скважины, так и при ее ремонте. Кольматирующий материал может быть доставлен в ПЗП как из самого пласта вместе с фильтратом (кварцевым песком, глиной, другими минеральными частицами), так и с устья скважины вместе с закачиваемым агентом при проведении капитального или текущего ремонта скважины или вместе с подтоварной или иной водой, закачиваемой в нагнетательные скважины. В ряде случаев кольматант образуется в процессе химических реакций при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности скважин.
В настоящее время известно достаточно много технологий воздействия на призабойную зону пластов с целью извлечения кольматанта. К ним относят термические, основанные на плавлении тяжелых углеводородов, химические, основанные на растворении кольматанта, а также гидродинамические, позволяющие осуществлять депрессию на пласт и извлекать загрязнители из пласта.

Бобриковско-радаевский горизонт нижней каменноугольной системы Туймазинского месторождения характеризуется терригенным типом коллектора, начальным пластовым давлением 108 атм, проницаемостью коллектора в районе скважины № 2193 Туймазинского месторождения, равной 261 мД, и пористостью 22 %. Скважина № 2193 была переведена под нагнетание воды в пласт Сбоб+рад в 1981 г.
Таблица 1.1 - Показатели эксплуатации скважин по очагу Ардатовской
площади
Скв. №418 Скв. № 623 Скв. № 579 Скв. № 622 Скв. № 500 Итого
Месяц, год н ж н ж н ж н ж н ж н ж
12. 2011 6,7 12,5 7,4 12,3 1,9 11,0 9,5 21,0 5,0 12,5 69,3 30,
01. 2012 6,7 12,5 7,0 12,3 1,9 11,0 9,5 21,0 4,6 11,5 68,3 29,
02. 2012 6,7 12,5 7.0 12,3 1,9 11,0 9,5 21,2 4,6 10,3 67,3 29,
03.2012 7,2 14,0 7.4 13,1 1,9 11,0 11,9 26,3 5,0 10,9 75,3 33,
04. 2012 7,4 14,0 7,7 13,6 2,0 11,4 12,4 27,5 5,7 11,8 78,3 35,
05. 2012 7,5 14,1 8,2 14,6 2,2 12,2 12,4 27,5 5,9 12,9 81,3 36,
06. 2012 7,5 13,8 8,4 14,8 2,3 12,6 12,4 27,3 5,8 11,8 80,3 36,
07. 2012 7,4 13,8 8,3 14,8 2,3 12,6 12,3 27,3 5,7 8,8 77,3 36,
08. 2012 7,2 13,6 8,0 14,4 2,2 12,2 11,9 26,6 5,7 9,5 76,3 35,
09. 2012 7,2 13,4 7,9 14,3 2,1 12,0 11,5 26,2 5,5 8,4 74,3 34,
10. 2012 7,1 13,4 7,9 14,0 2,1 11,8 11,3 25,7 5,4 12,2 77,1 33,
11. 2012 6,9 12,8 7,7 13,7 2,0 11,5 11,1 25,0 5,3 11,9 74,9 33,
12. 2012 6,8 12,7 7,5 13,2 2,0 11,3 10,8 24,3 5,3 11,8 73,3 32,
01.2013 6,7 12,5 7,3 12,8 2,0 11,1 10,6 23.9 5,1 11,4 71,7 31,
02. 2013 6,7 12,5 7,1 12,5 2,0 11,0 10,3 23,2 4,9 11,2 70,4 31,
03.2013 7,0 13,2 7,8 13,7 2,2 12,1 11,3 25,4 5,5 12,3 76,7 33,
Примечание, н - дебит нефти, т/сут; ж - дебит жидкости, мУсут.
2-93%
>95 -44%

1-35%

2 44%
Рисунок 1.9- Выкопировка карты разработки Туймазинского
месторождения по пласту Сбоб+рад по состоянию на 01.06.2012 г.
2-96%
""^^2
2-73%