Разработка и исследование технологий и технических средств для интенсификации притока пластового флюида и снижения обводненности скважинной продукции (стр. 6 )

ΔРс, ΔРр – перепад давлений соответственно на входе и выкиде струйного насоса, на входе и приемной камере струйного насоса, МПа;

ΔР*,ΔР** – потери давления при движении рабочей жидкости соответственно от насосного агрегата к рабочему соплу струйного аппарата и от него к устью скважины, МПа.

Установлено, что для успешной реализации предлагаемого метода интенсификации притока скважина должна находится в работающем режиме и иметь дебит от 2 до 50 т/сут. При притоке большем чем 50 т/сут, не имеется возможность регулируемого отбора и не обеспечиваются режимы воздействия на приствольную зону, необходимые для преодоления «стойкой» блокады проницаемости.

Полученный приток должен быть проверен с результатами испытания скважин, поскольку после каждого этапа интенсификации еще не все возможности увеличения притока могли быть реализованы. Проверку завершенности можно осуществить по двум показателям: по соответствию фактического дебита ожидаемому и стабильности работы установки. Если результаты отвечают только одному из них, возможности интенсификации притока еще не реализованы.

Промышленная апробация разработанных конструкций струйных насосов подтвердили изложенные предпосылки, их работоспособность и эффективность. Частично результаты представлены в таблице 5. Основным недостатком предлагаемой технологии является наличие пакерного оборудования.

Таблица 5 – Результаты изменения уровня и забойного давления в эксплуатационных скважинах №№ 000, 3142

Время, мин	Уровень, м	Темп изменения	Время, мин	Уровень, м	Темп изменения
Нуровня, м/t	Рзабойное, МПа/t	Нуровня, м/t	Рзабойное, МПа/t
1	2	3	4	5	6	7	8
Скважина-1515 «НАБОР»	Скважина-3142 «НАБОР»
0	1953	-	5,9	0	1863		6,7
20	1915	38	6,4	20	1800	63	7,2
40	1862	53	6,9	40	1725	75	7,6
60	1821	41	7,1	60	1673	52	7,9
80	1788	33	7,3	80	1631	42	8,1
100	1763	25	7,4	100	1598	33	8,35
120	1744	19	7,55	120	1574	24	8,5
140	1729	15	7,6	140	1555	19	8,6
160	1720	9	7,7	160	1543	12	8,7
180	1715	5	7,8	180	1535	8	8,75
200	1712	3	7,85	200	1528	7	9,0
220	1708	4	7,9	220	1523	5	9,2
240	1704	4	7,9	240	1519	4	9,2
«СБРОС»	260	1515	4	9,25
«СБРОС»
0	1704	-	7,9	0	1515	-	9,25
20	1766	62	7,4	20	1574	59	8,9
40	1839	73	7,2	40	1651	77	8,1
60	1905	66	6,8	60	1722	71	7,2
80	1936	31	6,4	80	1785	63	6,9
100	1946	10	5,85	100	1824	39	6,85
120	1951	5	5,75	120	1845	21	6,8
140	1954	3	5,7	140	1854	9	6,75
160	1958	4	5,7	160	1858	4	6,7
1	2	3	4	5	6	7	8
«НАБОР»	180	1862	4	6.7
«НАБОР»
0	1958	-	5,7	0	1862	-	6,7
20	1918	40	6,1	20	1795	67	7,3

Продолжение таблицы 5

1	2	3	4	5	6	7	8
40	1867	51	6,5	40	1722	73	7,87
60	1824	43	6,8	60	1666	56	8,45
80	1729	35	7,0	80	1626	40	8,63
100	1766	23	7,3	100	1594	32	8,78
120	3749	17	7,55	120	1572	22	8,9
140	1738	11	7,6	140	1554	18	8,95
160	1730	8	7,7	160	1544	10	9,05
180	1724	6	7,75	180	1537	7	9,10
200	1721	3	7,8	200	1532	5	9,15
220	1718	3	7,8	220	1528	4	9,2
240	1715	3	7,85	240	1524	4	9,25
«СБРОС»	260	1520	4	9,26
«СБРОС»
0	1715	-	7,85	0	1520	-	9,26
20	1768	53	7,3	20	1581	61	8,7
40	1836	68	7,15	40	1656	75	7,85
60	1886	50	6,7	60	1725	69	7,05
80	1922	36	6,35	80	1789	64	6,95
100	1936	14	6,0	100	1830	41	6,9
120	1942	6	5,85	120	1853	23	6,85
140	1946	4	5,74	140	1861	8	6,76
160	1949	3	5,75	160	1865	4	6,7
180	1951	3	5,8	180	1869	4	6,7

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.  Для нефтегазового комплекса Западной Сибири на примере Вачимского месторождения, открытого в 1969 году, (находящегося в промышленной эксплуатации с 1987 года и остающегося перспективным в отношении продолжения его освоения) показано, что основными проблемами его разработки являются снижение притока пластового флюида в скважину, повышенная обводненность добываемой продукции, прорыв газа на залежах с газовой шапкой.

2.  В целях обеспечения снижение темпов обводнения скважинной продукции наиболее эффективным технологическим приёмом является кольматация водонасыщенных интервалов изоляционными материалами селективного действия на полимерной основе. Последние обладают достаточно высокой прочностью к воздействию потока движущегося пластового флюида, высокой водовытесняющей способностью, устойчивостью во времени, регулируемостью процессов полимеризации.

3.  Рекомендовано применение полимеров, сшиваемых поверхностноактивными веществами (анионоактивными совместно с неионогенными) приготовленных на минерализованном растворителе. Предложено: в качестве полимера – полиакриламид (1 % по массе); в качестве анионоактивного ПАВ – сульфанол (50 % водный раствор алкилбензосульфат); неионогенного ПАВ – неонол. Соотношение последних – 4 : 1 (0,8 % по массе сульфанола и 0,2 % по массе неонола).

4.  В целях обеспечения эффективности вытеснения пластового флюида и повышения устойчивости полимергелеевой композиции предлагается в состав последней ввод дисперсной фазы в пределах от 0,5 до 10 %, для ускорения процесса полимеризации реагентов – сшивателей, в частности возможно использование хромкалиевых квасцов.

5.  Установлено, что создаваемые в поровой структуре коллектора изоляционные экраны при применении химических методов интенсификации притока пластового флюида в скважину разрушаются.

Подтверждена эффективность и перспективность метода депрессионных воздействий на приствольный участок продуктивного пласта для интенсификации притока пластового флюида в скважину.

6.  Проанализированы конструктивные особенности существующих скважинных генераторов импульсов давлений на принципе работы струйного насоса. Рекомендованы конструктивные изменения, позволившие расширить их функциональные возможности: осуществление прямой и обратной промывок при одном спуске и одном технологическом процессе без глушения скважины.

7.  Разработана технологическая схема установки струйных насосов при автоматической эксплуатации скважины за счет пластовой энергии. Обоснованы условия их работы и предложена методика расчета технологических параметров воздействия на пласт.

8.  Предложенные технические и технологические решения апробированы на 13 скважинах. Их внедрение обеспечило повышение объема добычи жидкости из скважины в среднем на 15 – 26 %, снижение обводненности на 22 %. Экономический эффект от дополнительно добытой нефти составил порядка 16 млн. руб.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1.  Орлов испытания экспериментальных образцов компоновок гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Саматлорском месторождении / , , // Нефтепромысловое дело. – 2003. - № 11. – С. 45 – 47.

2.  Киреев аспекты выбора объектов для гидромеханического воздействия / , , // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. регион. науч.- практ. конф., посвящ. 5-летию Института Нефти и Газа. – Тюмень: Издательско – полиграф. центр «Экспресс», 2005. – С. 165 – 175.

3.  К вопросу о селективной изоляции водоносных пластов/ , , // Там же. – С. 231 – 234.

4.  Киреев изменения забойных давлений в режиме «набор - сброс» при испытании анизотропных коллекторов / , , // Сб. тр. Института Нефти и Газа, нефтегазовое направление. – Тюмень: Изд-во Вектор-Бук. – 2004. – С. 244 – 256.

5.  Трофимова применения гидроструйных (ГСН) и гидропоршневых насосов на пласте ЮВ1 самотлореного месторождения / , , // Сб. науч. тр. Института Нефти и Газа, посвященный 50 – летию ТюмГНГУ. – Тюмень: Изд-во Нефтегазовый университет, 2006. – С. 109 – 115.

6.  Дунаев эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, путем снижения вибрации / , , // Там же. – С. 137 – 139.

Соискатель