Введение. 
Перевод фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации на месторождении Жанажол

Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол находится на второй стадии разработки, которая характеризуется стабилизацией добычи нефти, при этом месторождение полностью оконтурено, но продолжаются работы по укрупнению сетки скважин внутри контура месторождения. При этом возможен некоторый прирост добычи нефти за счет ввода новых скважин и проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов (перевод скважин на газлифт, ШГН и т. д.).

Значительная часть скважин с увеличившимся газовым фактором прекратили фонтанировать из-за обводнения — происходит процесс «самоглушения».

Мировая и отечественная практика показывает, что стабилизация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи можно добиться применением различных, интенсивных технологий воздействия на пласт, основанных на использовании гидродинамических, физических, физико-химических и химических методов увеличения нефтеотдачи.

Для снижения многих негативных последствий заводнения продуктивных пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов. Применяют разнообразные физико-химические технологии воздействия на пласт, направленные на изменение направления фильтрационных потоков закачиваемой воды, изоляцию ее притока, выравнивание профиля и увеличения приемистости нагнетательных скважин.

Коллекторские свойства нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол характеризуются неоднородностью по проницаемости, продукция высокопарафинистая, с содержанием сероводорода, углекислого газа, воды, с высоким давлением насыщения и газовым фактором.

При снижении давления на забое ниже давления насыщения нефти газом, закачке воды с содержанием сероводорода, кислорода, железа традиционными методами обработки призабойной зоны сделало невозможным обеспечить высокую эффективность.

Продукты коррозии, образование в пласте неорганических солей снижают приемистость скважины. Кислотные обработки не всегда являются эффективными по следующим причинам:

• — возможность образования гидрооксидов железа и аллюминия,
• — высокая степень насыщения раствора соляной кислоты соединениями железа при транспортировании в емкостях и доставке по НКТ до 4000 м в обрабатываемый пласт,
• — невозможность перевода отложений парафина в мелкодисперсную форму, препятствующую его отложению в ПЗП,
• — наличие в растворе соляной кислоты вредных примесей, фтористого водорода, фосфорносерной кислоты.

Ниже в работе подробно описаны основные, возможные причины снижения приемистости нагнетательных скважин и эффективности проведения СКО, которые подтверждают необходимость применять новые методы интенсификации добычи нефти в плотных карбонатных неоднородных коллекторах.

Предлагаем некоторые технологии повышения дебитов скважин в карбонатных коллекторах применяемые В ОАО «Удмуртнефть»:

• — «Кислотная обработка призабойной зоны в динамическом режиме». Механизм взаимодействия кислотного раствора значительно отличается от такого при обычных кислотных обработках. Если при обычных обработках на границе раздела твердой и жидкой фаз образуется поверхностный слой насыщенного раствора карбоната и нерастворимых в кислоте продуктов, которые препятствуют продвижению свежих порций кислоты, то динамический режим растворения карбонатных пород предотвращает это за счет ступенчатого изменения давления на забое скважин с общей тенденцией к снижению его во времени.
• — «Технология обработки призабойной зоны пласта углеводородными растворами». Технология обработки призабойной зоны пласта кислотно-углеводородным составом не отличается от технологии проведения обычных соляно-кислотных обработок и реализуется согласно действующей схемы. Комплектность решения поставленной проблемы обуславливается способностью углеводородного растворителя-диспергатора отложений парафина растворяться в водных растворах кислот.
• — «Технология обработки призабойной зоны пласта путем увеличения диаметра скважин в зоне продуктивного пласта». Технология в отличии от известных методов кавернообразования путем создания многократных кислотных ванн осуществляется в динамике и является управляемым процессом, способным создать каверну заданных размера диаметра. Осуществляется с применением пакера, прокачкой кислоты через породу в НКТ. В надпакерную зону и из затрубного пространства через породу в НКТ. Технологические операции прокачки кислоты повторяются. Число замен раствора кислоты определяется поставленной задачей, т. е. диаметром скважины, который необходимо получить в зоне действия кислоты.
• — «Метод щелевой разгрузки пласта». Во время первичного вскрытия пласта изменяется напряженное состояние горных пород в призабойной зоне скважины. Под их действием гидропроводимость существенно снижается в результате не только смыкания микротрещин в коллекторе, но и защемление в них кольматирующего материала бурового раствора. Метод основан на разгрузке напряженного состояния пород ПЗП путем создания двух вертикальных, диаметрально расположенных щелей в продуктивной зоне пласта. Щели создаются с помощью специально разработанного гидропескоструйного перфоратора. После щелевой разгрузки скважина подвергается соляно-кислотной обработке.
• — «Технология по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин высоковязкой нефтью». Технология предназначена для увеличения охвата пласта вытеснением путем использования термогидродинамических свойств нефтей с целью снижения фазовой проницаемости пласта для закачиваемой воды. Эффект достигается в результате того, что в высокопроницаемые интервалы пласта нагнетательной скважины закачивается вязкая дегазированная нефть. Для выполнения — внедрения указанной технологии в условиях Жанажола в роли тампонирующего материала высокопроницаемых интервалов предлагаем использовать высоковязкую Кенкиякскую нефть. При этом вероятность прорыва воды в добывающие скважины снижается и вводятся в разработку низкопроницаемые пропластки.

В разделе: «Научно-исследовательские работы по обработке ПЗП добывающих и нагнетательных скважин» предложены технологии с учетом анализа причин снижения приемистости нагнетательных скважин и эффективности проведения СКО:

• — Технология воздействия на призабойную зону скважин месторождения Жанажол эмульсиями комплексного действия.
• — Метод восстановления приемистости нагнетательных скважин месторождения Жанажол.
• — Технология проведения пенокислотной обработки на месторождении Жанажол.
• — Технология восстановления производительности скважин нагнетанием в пласт сухого газа с выдержкой под давлением.
• — Технология соляно-кислотной обработки нефтяных скважин месторождения Жанажол в динамическом режиме.
• — Технология увеличения приемистости нагнетательных скважин периодическим повышением закачки воды или растворов.

Для повышения эффективности кислотных обработок необходимо добавлять не менее 5% уксусной кислоты для удержания в растворенном виде соединений железа и алюминия, 0,2% извести для предотвращения набухания глин и снижения скорости коррозии металла труб, 1%хлористого кальция для предотвращения набухания глин при обработке соляной кислотой разбавленной пресной или маломинерализованной водой. Обработку нагнетательных скважин производить теплым (35−40 С) раствором состоящим из соляной кислоты 12−15% концентрации и хлористого натрия 17% концентрации для растворения и предотвращения отложений неорганических солей.

При явной работе (притоке, приемистости) единичных пропластков пласта, перед кислотной обработкой закачивать 2−5 м3 высоковязкой Кенкиякской нефти для изоляции высокопроницаемых пропластков, включенных в разработку неработающих нефтенасыщенных зон и снижения скорости коррозии металла труб (объем уточняется по данным исследования скважин). Для исключения контакта соляной кислоты со стенками НКТ достаточно перед закачкой раствора кислоты закачать в скважины КТ — 1 — 300 литров, а скважины КТ-2 — 400 литров высоковязкой Кенкиякской нефти, и соответственно, увеличения эффективности, т.к. будет меньше железистых соединений, которые осаждаясь в пласте снижают проницаемость пород продуктивного пласта.

За 2000 год по нагнетательным скважинам выполнено 71 солянокислотная обработка, дополнительная закачка составила 431 497 м3 воды. Среднесуточная дополнительная закачка по обработанным скважинам составила:

431 497 / (71×180) = 33,8 м³ / сут Для сравнения эффективность выполнения мероприятий введем расчетный показатель — среднесуточная дополнительная добыча нефти, закачки воды, определяемая по формуле:

Дд (Зд) = годовая дополнительная добыча или закачка воды / (п х 180).

П — количество выполненных мероприятий.

180 — среднее расчетное количество отработанных дней.

По добывающим скважинам выполнено соляно-кислотных обработок на 45 скважинах. В основном они приурочены к переводу скважин на ШГН, дополнительной перфорации, изоляции, вибровоздействию, соответственно дополнительная добыча учитывалась по основному мероприятию. Учтена дополнительная добыча от проведения СКО только 675 т. нефти. Количество выполненных мероприятий (кроме ввода новых скважин) 114, дополнительная добыча составила 86 517 т нефти.

При этом среднесуточная добыча будет равна:

86 517 / (114×180) = 4,2 т нефти / сутки.

Среднесуточная дополнительная добыча нефти:

• — от перевода на непрерывнодискретный газлифт
• 12 946 / (3×180) = 23,97 т/ сут.
• — от ввода новых скважин
• 34 722 / (9×180) = 21,43 т/ сут.
• — от ввода скважин из бейздействия
• 5158 / (2×180) = 14,32 т/ сут.
• — от дополнительной перфорации
• 49 149 / (32×180) = 8,53 т/ сут.

от перевода скважин на ШГН.

• 10 454 / (12×180) = 4,84 т/ сут.
• — от виброволнового воздействия
• 5562 / (3×180) = 10,3 т/ сут.
• — от изоляционных работ
• 1853 / (15×180) = 0,67 т/ сут.

от кислотных обработок.

657 / (3×180) = 0,08 т/ сут.

Кислотные обработки явно способствовали получению дополнительной добычи нефти от выполнения перечисленных мероприятий. Но отдельные кислотные обработки малоэффективные, причины снижения кислотных обработок обоснованы в научно-исследовательской работе по данному вопросу.