Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
●
Физика
—
математика
�
ылымдары
�
а
з
�
ТУ хабаршысы
№
4
20
1
4
441
УДК 622.276.6 (574)
Э.Ж.
Куанышбаева,
М.А.
Баймухамето
в,
А.Е
.
Казангапов
(
КазНТУ им К.И. Сатпаева, Алматы, Республики Казахстан
)
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ
СРЕДСТВ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
Аннотация.
Продуктивность добывающих нефтяных скв
ажин, как правило, снижается в процессе их
промышленной эксплуатации вследствие роста обводненности добываемой жидкости, кол
ь
матации продуктами
асфальтосмолопарафиновыми отложениями, бурового раствора призабойной зоны пласта. Главное причины
образования от
ложений в ПЗП
–
высокое содержание в нефти асфальтосмолистых веществ и парафинов
(АСПО), снижение давление и температуры на забоя скважин в процессе эксплуатации, закачка холодной м
о
ской воды, ухудшающий температурный режим нефт
я
ного пласта и образующий пр
и смешении с пластовой
водой нерастворимые осадки, и другие факторы. Современные методы интенсификации нефтедобычи и увел
и-
чения отдачи пластов дорогостоящи и не всегда эффективны. Требуется применение новых, более эффекти
в-
ных, экологически чистых и эк
о
номи
чески рентабельных технологий увеличения нефтеотдачи.
Ключевые слова:
Д
обыча
нефти, эксплуатация,
методы увеличения нефтеотдачи
, ПЗП.
и-
жении продуктивности добывающих ск
важин вследствие закупорки и призабойной зоны пласта
(ПЗП)
различными отложениями из добываемой продукции. В основном этому подвержены малод
е-
битный фонд скважин, эксплуатирующий надсолевые горизонты Северного Прикаспия, а также ю
р-
ские горизонты месторожден
ий Узень, Карамандыбас,и др. Поскольку на этих месторождениях д
о-
бывается значительное количество нефти, обеспечение высокой пропускной способности ПЗП скв
а-
жин является важной задачей для поддержания объема добыча нефти в республике. Главное причины
образов
–
высокое содержание в нефти асфальтосмолистых веществ и параф
и-
нов (АСПО), снижение давление и температуры на забоя скважин в процессе эксплуатации, закачка
холодной морской воды, ухудшающий температурный режим нефтяного пласта и образу
ю
щий при
смешении с пластовой водой нерастворимые осадки, и другие факторы.
Для борьбы с этим применяются различные методы обработки призабойной зоны скважин
–
горячими теплоносителями АСПО, кислотами, ПАВ, ингибиторами, горюче
–
окислительными с
о-
ставами и
др. Каждый метод эффективен в определенном диапазоне геолого
технических у
с
ловий. В
условиях же разнообразия причин снижения производительности скважин, трудности их диагностики
в Западном Казахстане зачастую от используемого метода трудно добиться высок
ой эффе
к
тивности и
успешности работ[1].
Сравнительно новые внедряемые в мире методы увеличения нефтеотдачи
в
основном можно
отнести[2]:
Гидравлический разрыв пласта
Закачка сшитых полимерных систем
Обработка скважин полимерно
–
гелевым составом Темпоскрин
Термобарохимическая обработка (ТБХО)
Электорвоздействие
В настоящее время по различным причинам в Западном Казахстане простаивает большое кол
и-
чество скважин. Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтегазоотдачи пл
а
стов на
разных этапах разраб
отки месторождений углеводородов широко применяются различные по эффе
к-
тивности технологии и методы воздействия.
Достаточно эффективным стало применение гидроразрыв пласта (ГРП) для создания в них гл
у-
боких дополнительных каналов. Блогодария этому воздейств
ь-
ко ПЗП, но и с самого пласта, за счет этого соседние скважины интенсифицируют свой режим раб
о-
ты. Технология ГРП требует значительных затрат, сложного компрессорного оборудования, и при
воздействия в зонах вблизи водонефт
яного контакта (ВНК) чаще всего в результате гидроразрыв пл
а-
ста вместо нефти получают воду. Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС
жидкости, которая заполняет микротрещины и расклинивает их, а также формирует новые трещ
и-
ны. Если при эт
ом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий материал
●
Физико
—
математические науки
№
4
20
1
4
Вестник КазНТУ
442
(например, песок), то после снятия давления трещины не смыкаются[3].
Применение полимерного заводнения на нефтяных месторождениях позволяет уменьшить темп
снижения коэффициента нефт
еизвлечения. Этот процесс достигается вследствие возникновения на
фронте вытеснения между растворами полимера и вытесняемой нефтью дополнительной силы.
Главные критерии применения рассматриваемого метода следующие:
Вязкость нефти в пластовых условиях 3
-
25
мПа·с;
Коллектор должен быть карбонатным, с проницаемостью от 0,02 до 2,3мкм
2
;
Температура пласта 60
-
90
0
С;
Вода для приготовления раствора полимера должна быть пресной и слабоминерализованной,
соли в растворе не более 10
-
20г/л;
Объем оторочки раствора по
лимера 7
-
33% от объема пор дренируемой части пласта.
Полимиктовые коллекторы продуктивных пластов месторождения Каламкасвысоконеодн
о
родные
по проницаемости. Пор данным исследований керна проницаемость изменяется 0,011 до 9,0 мкм
2
.
Целью осуществления поли
мерного воздействия на опытных участках месторождения Кала
м-
кас является повышение конечного коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата пластов
процессом заводнения. В ходе опытно
–
промышленных работ на выбранном участке месторождения
должно быть
разработана и испытана технология применения сшитых полимерных систем для сп
е-
цифических условий месторождения Каламкас.
При закачке полимерной системы наблюдался дилатантый характер течения. В указанном ди
а-
пазоне скоростей фильтрации фактор сопротивления в
среднем изменялся от 5 до 25. Всего в пр
о-
м
ы
словом эксперименте в 2002
-
2003 гг соответственно 11 нагнетательных, 68 добывающих и 5
нагн
е
тательных, 39 добывающих скважин. Обводненность продукции в среднем составляла 80
-
90%.
Все добывающие и нагнетательные
скважины эксплуатировались на горизонтах Ю
-
С
1
, Ю
-
С
2
, Ю
-
С
5
,
Ю
-
І, ІІ, ІІІ, І
V
. В среднем на одну нагнетательную скважину приходится семь добывающих. Для
оценки технологической эффективности закачки сшитой полимерной системы (СПС) в нагнетател
ь-
ные скважины
были использованы два варианта расчетов.
В первом варианте дополнительная добыча нефти определялась только по тем скважинам, где
текущий дебит нефти был выше среднего значения за 3 месяца до закачки, а обводненность ниже или
равна среднему значению за это
т же период. Второй вариант рассматривает те же показатели и опр
е-
деляет их средние значения, что и в первом варианте. В подсчете дополнительной добычи нефти уч
и-
тывается скважины, имеющие текущий дебит нефти, как больший, так и меньший относительно
средней
величины за 3 месяца до закачки. Эффективность оценивалась до конца года с начала зака
ч-
ки СПС. Результаты расчетов представлены в табл.1.2 [4]
Таблица 1.
Дополнительная добыча нефти поопытным участком СПС месторождения
Каламкас.
№ скв
гор
и
зонт
Кол
-
во до
б.скв
Доп. добыча после закачки СПС
І вар(+)
ІІвар (+)
2002
г
1001
С
-
5
7
761,3
488,3
1005
С
-
5
9
-
-
Итого
761,3
488,3
1135
Ю
-
1
5
2908,0
2135,4
1125
Ю
-
1
7
-
-
3045
Ю
-
1
9
-
-
Итого
2908,0
2135,4
568
Ю
-
3
6
-
-
3078
Ю
-
3
4
3108
Ю
-
3
9
Ито
го
1436,4
1157,2
638
Ю
-
4
5
-
-
4059
Ю
-
4
6
-
-
4065
Ю
-
4
3
-
-
Итого
-
-
Всего
68
5105,7
3780,9
●
Физика
—
математика
�
ылымдары
�
а
з
�
ТУ хабаршысы
№
4
20
1
4
443
2003
4041
Ю
-
1,2
11
-
-
1107
С
-
2
9
-
-
3113
Ю
-
3
8
1570,7
1189,4
3082
Ю
-
3
6
-
-
Итого
14
1570,7
1189,4
2640
С
-
1
5
314,3
149,0
Всего
39
1885,0
13
38,4
Таблица 2.
Обводненность по ячейкам
№ скв
Горизонт
До закачки СПС сред.за 3
мес.,%
После закачки СПС%
2002
1001
С
-
5
94
93,4
1005
С
-
5
93,5
94,5
1135
Ю
-
1
82,1
82,6
1125
Ю
-
1
79,8
81,4
3045
Ю
-
1
84,6
85,6
568
Ю
-
3
82,4
86,4
3078
Ю
-
3
90,8
87,9
3108
Ю
-
3
88,1
90,3
638
Ю
-
4
80,7
87,4
4059
Ю
-
4
85,4
88,4
4065
Ю
-
4
91,7
93,0
2003
4041
Ю
-
1,2
88,2
89,8
1107
С
-
2
85,2
89,2
3113
Ю
-
3
85,7
84,9
3082
Ю
-
3
82,5
84,5
2640
С
-
1
92,7
90,8
От многих видов полимерных и полимерно
-
гелевых технологий, применяем
ых в настоящее
время, технология Темпоскрин отличается тем, что реагент Темпоскрин однокомпонен
т
ный, при
смешивании с водой образует гидрогели с практически другой природой сшивки и вследствие эт
о-
го другой пространственной структурой гидрогелей. Посл
едние обладают высокими вязкоупругими и
пластичными свойствами и практически не деструктурируют в пластовых условиях. При этом как
показали исследования, проведенные в России и за рубежом, вязкость и пластичность раствора пра
к-
тически сохраняются с одноврем
енным увеличением показателей упругих и эластичных свойств п
о-
лимерно
-
гелевой системы, что обеспечивает получение лучших технологических и экономических
результатов.
Новая технология физико
-
химического воздействия полимерно
-
гелевых систем (ПГС) Темп
о-
скрин
, являющаяся технологией нового поколения, практически лишена этих недостатков и предн
а-
значена для применения на месторождениях сложного геологического строения с неоднородными
песчано
-
глинистыми коллекторами, эксплуатируемых с применением заводнения и вы
ст
у
пивших в
позднюю стадию разработки с высокой обводненностью добываемой продукции (от 60 до 98%).
Особенность технологии Темпоскрин заключается в сочетании двух способов введения гелей в
пласт: 1) синтеза гелей в пласте; 2) непосредственной закачки ге
лей в пласт. Благодаря дисперстной
структуре геля Темпоскрин, состоящего из множества мелких гелевых частиц размером 0,2
-
4 мм, он
обладает высокими подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам крупным
порам. Однако гель не проникает н
изкопроницаемые и гидрофобные участки пласта всле
д
ствие того, что
размеры гелевых частиц больше, чем размеры пор таких пород. Вытесняющая способность отор
о
чек из
ПГС Темпоскрин в лабораторных условиях на моделях пласта дост
и
гает 85
-
95%.
Технология испы
тана на 32 нефтяных месторождениях России, Казахстана и Азербайджана. В
настоящее время выполнено более 800 сважино
-
операций. Месторождения, на которых прох
о
дили
●
Физико
—
математические науки
№
4
20
1
4
Вестник КазНТУ
444
опытно
-
промышленные испытания и внедрения технологии, можно отнести к группе средне
–
и выс
о-
коп
родуктивных, характеризующихся высокими обводненностью и степенью выработки запасов. С
точки зрения широкомасштабного применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) с помощью
технологии Темпоскрин можно выделить три региона : 1) Западную Сибирь; 2) Евр
опейскую часть
России (в первую очередь месторождения Татарии); 3)Казахстан (многопластовое месторождение
Узень, нефтяные месторождения Атырауской области, находящиеся на поздней стадии разработки).
Технология Темпоскрин применима на нефтяных месторожден
иях со следующими параметрами:
толщина пласта 3
-
100 м; проницаемость 0,1
-
5 мкм
2
; пористость более 16%; температура пл
а
ста до
85
0
С; обводненность 40
-
98%.
Промысловые испытания ПГС Темпоскрин были проведены на нефтяном месторождении
Узень
–
одном из крупн
ейших месторождении в юго
-
западной части Казахстана, открытом в 1961 г.
Месторождение разрабатывается с 1965 г., оснавными объектами являются породы средней юры и
отложения верхней юры
–
келловейский ярус. Свод структуры ослажнен тремя куполами. Продукти
в-
ны
е отложения нижнемелового и юрского возрастов достигают общей толщины 1500 м и содержит
до 26 песчано
–
алевритовых горизонтов, условно разделяемых на три этажа нефтегазоносности. В
качестве объектов проведения опытных работ по закачке в пласт ПГС Темпоскр
ин рассматрив
а-
лись нефтеносные горизонты среднего этажа разработки. Залежи нефти горизонтов
XIII
-
XVIII
отн
о-
сятся к пластовым, сводовым, ограниченным краевой водой[5].
Разнообразие методов можно свести к трем видом воздействия
–
тепловому, гидромеханич
е-
ском
у и химическому, т.етермобарохимической обработке скважины (ТБХО). Наиболее апробир
о-
ванным в Казахстане и эффективным комплексным методом с тепловым воздействием является м
е-
тод термогазохимического воздействия с использованием пороховых зарядов АДС.
Особе
нности метода ТБХО с использованием пороховых изделий следующие:
1.
Отсутствует неконтролируемое ударное механическое воздействие на пласт, поскольку и
с-
пользуется топливо АДС
-
5 с замедлителем горения. Например, сборка из поровых шашек дл
и
ной 4,5
м при давлен
ии на забое скважины 14 МПа и температурае 65
0
С сгорает в течение 7,5 мин.
2.
Исключается опасность фонтанирования скважины (выброса жидкости) при горении заряда.
Это достигается установкой вместо перфораторной задвижки малогабаритного превентора с плашк
а-
ми
под геофизический кабель, герметично закрывающего устье скважины.
3.
Полный долив жидкости в скважину позволяет создать противодавление на пласт при гор
е-
нии заряда, продавку в пласт горячей газожидкостной смеси и тем самым обеспечить более глубокий
пр
о
грев п
ризабойной зоны пласта.
4.
Термогазовое воздействие при ТБХО усилено химическим воздействием химреагента, доставл
я-
емого в одном контейнера с топливом, нагреваемого и вытесняемого в пласт при горении зар
я
да.
5.
Исключается опасность забивания клапанов и выхода из
строя глубинно
–
насосного обор
у-
дования после проведения ТБХО. Это достигается соответствующим выбором химреагентов, которые
исключают повторное затвердевание АСПО, извлеченных из пласта и оставшихся в стволе скважины.
В 2001
-
206 гг. в АО Разведка
–
Доб
ыча КазМунайГаз НК КазМунайГаз методом ТБХО
обработано около 100 скважин. Результаты по первым 38 скважинам Узенского месторождения
(ПФУзенмунайгаз) таковы:
Прирост дебита по нефти 3,57 т/сут при среднем дебите до ОПЗ 4,53 т/сут;
Дополнительная добы
ча на одну скважину за год 1286 т нефти
Результаты ТБХО по скважинам ПФ Эмбамунайгаз несколько ниже, но достаточно рент
а-
бельны для малодебитного фонда скважин региона. По 16 скважинам месторождений Алтыколь, Б
о-
тахан (2004
-
2005 гг) в среднем дополнительна
я добыча на одну скважину за год составила 1128 т
нефти. По скважинам месторождений Алтыколь, Карсак, обработанным в 2006 г., в среднем допо
л-
нительная добыча на одну скважину за четыре месяца после ТБХО составила 2198 нефти. Длител
ь-
ность эффекта более одно
го года[1].
ЛИТЕРАТУРА
1.
Аглиуллин М.М., Абдуллин В.М., Шайхулов А.М. и др. Термобарохимический метод обработки пр
и-
забойной зоны нефтяных скважин и его перспективы для нефтяных месторождений Западного Казахст
а-
на//Нефть и газ. 2009. №2 стр59
-
66.
2.
Ибрагимов
Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти.
–
М.:нефть и газ, 1996.
-
477с
3.
Джумашев Р.Т. Повышение нефтеотдачи обводненных пластов методом электродинамического во
з-
действия// Нефть и газ. 2010. №1 стр 54
-
60
4.
Айткулов А.У., Жолбасарова А.Т., Сабырбаева Г.С
., Айткулова А.А., Бисембаева К.Т. Оценка эффекти
в-
●
Физика
—
математика
�
ылымдары
�
а
з
�
ТУ хабаршысы
№
4
20
1
4
445
ности применения сшитой полимерной системы на месторождении Каламкас// нефть и газ. 2006. №2 стр 46
-
50
5.
Каушанский Д.А. Технология воздействия на продуктивные пласты полимерно
-
гелевой системой
Темпоскрин//
Нефтяное хозяйство. 2005. №12 стр 48
-
52
REFERENCES
1. Agliullin M.M., Abdullin B.M., Shaikhulov A.M. i dr Tarmobarokhimicheskii metod obrabotki prizabo
inoi
zony neftyanykh skvazhin I ego perspektivy dlya neftyanykh mestorozhdenii Zapadnogo K
a
zakhstana//Ne
ft i gas. 2009.
№ 2 str 59
-
66.
2. Ibragimov L.KH., Mishenko I.T., Intensificatsia dobychi nefti.
-
M:neft i gas,1996.
-
477s
3.Dzhumashev R.T., Povyshenie nefteotdachi obvodnennykh plastov metodom elektrodinamicheskogo vozd
e-
is
t
viya//neft i gas. 2010. №1 str 54
-
60
4. Aitkulov A.U., ZHolbarysova A.T., Sabyrvaeva G.S., Aitkulova A.A.,Bisembaeva K.T. Otsenka e
f
fektivnosti
primeneniya sshitoi polimernoi sistemy na mestorozhdenii Kalamkas//neft i gas.2006. №2 str 46
-
50
5. Kaushanskii D.A Tekhnologiya vozdeistviya na
produktivnye plasty polimerno
-
gelevoi sistemoi Te
m-
p
o
skrin//neftyanoe khozyaistvo. 2005. №12 str 48
-
52
Қ
уанышбаева
Э.Ж., Байм
ұ
хаметов
М.
Ә., Қ
азан
ғ
апов
Ә.
Е
Ұңғ
ыма
ө
німділігін арттыру
ү
шін жа
ң
а технологияларды пайдаланып
ө
ндіруші
ұңғ
ыманы
ң
тиімділігін ба
ғ
а
лау
Т
ү
йіндеме.
Б
ұ
л ма
қ
алада
ө
ндіруші м
ұ
най
ұңғ
ымаларыны
ң ө
німділігін арттыру ма
қ
сатында
ә
рт
ү
рлі
ә
дістер мен зерттеу н
ә
тижелері
қ
арастырыл
ғ
ан
Негізгі с
ө
здер:
М
ұ
най
ө
ндіру, м
ұ
най бергіштікті арттыру
ә
дісі,
ұңғ
ыма, тиімділік.
Куанышбаева
Э.Ж., Баймухаметов
М.А., Казангапов А.Е
О
ценка эффективности эксплуатации добывающих скважин в условиях применения новых
технических средств подъема продукции скважин
Резюме.
В статье рассмотрена
методы увелечение нефтеотдачи добывающих скважин и приведены
результаты иссл
едования
Ключевые слова:
добыча нефти, метод увелечение нефтеотдачи, эффективность, скважина
Kuanyshbaeva
E.Zh., Baimukhametov M.A., Kazangapov
A.E
Evaluating the effectiveness of
operation of producing
wells in the conditions
of application of new
tec
h-
n
ical means
lifting
production
wells
Summary.
The article describes the
methods of
enhanced oil
production wells
and
the results of r
e
search
.
Key
words:
Oil production, methods of increase in oil recovery, efficiency, well
УДК 539.3
1
К.Б. Амиртаев,
2
Л.К.
Найзабаева,
3
М. Имаков
(
1
МКТУ им.Х.А Ясави
,
2
ИИВТ МОН РК
,
3
КазНУ им аль
-
Фараби
)
ОБ ОДНОЙ ЗАДАЧЕ УДЛИНЕНИЯ СТЕРЖНЯ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ ТЕМПЕРАТУРЫ,
ТЕПЛОВОГО ПОТОКА И ТЕПЛООБМЕНА
Рассмотрим стержень ограниченной длины
см
L
,
. Площадь попере
чного сечения
2
,
c
м
F
постоянна по длине. Боковая поверхность стержня частично
-
теплоизолирована. В точке
0
=
x
задана
температура
1
)
0
(
T
x
T
=
=
, на боковую поверхность участка
L
x
x
x
x
<
2
2
1
,
подведен
теплов
ой поток
.
Через боковой поверхность участка
L
x
x
x
x
<
4
4
3
,
происходит теплообмен с
окружающей средой. Здесь коэффициент теплообмена
С
см
Вт
h
о
2
1
/
,
, а температура окружающей
среды левого конца боковой поверхности
C
T
o
OC
1
.
Т
акже через площадь поперечного сечения точки
L
x
=
происходит теплообмен с окружающей
средой и здесь коэффициент теплообмена
С
см
Вт
h
о
2
2
/
,
, а температура окружающей среды будет
C
T
o
OC
2
.
При
0
=
x
конец стержня жестко защемлен, а на
L
x
=
конце приложена осевая
растягивающая сила
кГ
Р
,
(рисунок 1).
Надо исследовать удлинения стержня за
счет разного рода тепловых источников и
T(x=0)=T
1
х
Приложенные файлы
