При лабораторных исследованиях при прокачке реагентов через модель пласта наблюдается снижение расхода жидкости. То же самое происходит, как правило, при закачке реагентов в скважины, что свидетельствует о том, что закачиваемые реагенты или имеют повышенную вязкость, или происходит кольматация пласта.
Поэтому закачка реагентов в нагнетательные скважины производится при повышенных давлениях. При этом может происходить раскрытие трещин или расслоения пласта. После закачки реагентов нагнетательные скважины подключаются к действующей системе ППД, где поддерживается то же давление, что и до закачки реагентов.
Спрашивается, почему до закачки реагентов низкопроницаемые пласты не принимали воду, а после закачки реагента начали принимать при тех же давлениях закачки?
Оценка фактического прироста коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения МУН
Одним из самых важных моментов является оценка фактического прироста коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения МУН.
В начале проведения промысловых испытаний оценку прироста коэффициента нефтеотдачи пытались осуществить путем сравнения технологических показателей разработки опытных и контрольных участков. При этом контрольный участок должен быть идентичен опытному, как по геолого-физическим свойствам, так и по условиям разработки. Выдержать же идентичность опытного и контрольного участков по всем показателям не удается практически никогда.
В связи с этим для оценки технологической эффективности используют статистические методы прогнозирования показателей разработки и конечной нефтеотдачи. В качестве статистических методов используются характеристики вытеснения, представляющие эмпирические зависимости между значениями отбора нефти, воды и жидкости. По полученным зависимостям производится прогноз добычи нефти, жидкости и воды по базовому варианту, т.е. без применения МУН.
В соответствии с « Методическим руководством по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи» (С.А.Жданов, А. Т. Горбунов и др. «РД 153—39.1–004–96.» М.:РМНТК Нефтеотдача,1996. — 87 с.) за прирост коэффициента нефтеотдачи принимается дополнительная добыча нефти, получаемая как разность между фактической добычей нефти и прогнозной (расчетной), определяемой по характеристикам вытеснения.
Точность оценки технологической эффективности по характеристикам вытеснения зависит от соблюдения технологии разработки объекта после применения метода, которая должна быть такой же, как и до применения, а также от длительности периода, на который проводится экстраполяция (М.Л.Сургучев, стр.140). Также на точность определения дополнительной добычи нефти влияет точность замера дебита жидкости скважин и определения обводненности их продукции.
Точность замер дебита жидкости на групповых замерных устройствах (ГЗУ)
В настоящее время. Если ГЗУ оснащен турбинным объемным счетчиком,
то на его показания влияют наличие жидкой фазы по всему сечению
потока, величина вязкости, качество сепарации газа, наличие пенной структуры
в измеряемой продукции, что связано с инерционностью турбинки.
К тому же турбинный расходомер имеет высокую погрешность измерения
при колебании в процессе измерения вязкости и плотности жидкости. Чем
ниже дебит скважины, тем меньше точность измерения. Нижний предел измерения
дебита — не менее 5 м3/сут.
Если измерительный узел представлен тахометрическим массовым счетчиком
камерного типа, то погрешность измерения составляет
от 7 до 23%, в среднем порядка 18%. Кроме того, выявлено,
что
- счетчик неработоспособен при наличии АСПО и взвешенных механических частиц в замеряемой жидкости;
- отсутствие замеров при 100% обводненности или близкой к 100%;
- отсутствие замеров на скважинах с высоковязкой жидкостью.
Оценка обводненности
Обводненность продукции скважин определяется в лаборатории по пробам жидкости, отбираемых с устья скважин. Точность определения ±2%. Кроме того, известно, что поступление воды и нефти на устье скважин носит пульсирующий характер, в связи с чем наблюдаются колебания в значениях обводненности в течение короткого периода времени.
В статье Н. В. Егоровой и А.М.Болонкива
(«О точности определения обводненности продукции скважин
на месторождении Узень», НТС «Разработка нефтяных и газовых
месторождений» Казахский ГНИПИ. Изд. ВНИИОЭНГ, вып. 3, 1993) отмечается,
что для обеспечения среднемесячной обводненности скважин
с погрешностью ±2% необходимо отобрать 15 проб из скважин,
эксплуатируемых ШГН, и 234 — из газлифтных скважин.
Согласно же РД 153—39.0–109–01 «Методические указания
по комплексированию и этапности выполнения геофизических,
гидродинамических и геохимических исследований нефтяных
и нефтегазовых месторождений» для определения средней обводненности
за месяц следует отбирать одну пробу в неделю или
4 -5 пробы в месяц.
Усреднение значений водосодержания проб продукции на промыслах производится по разному.
Известно, что добыча нефти за месяц, определенная на основе замеров дебитов жидкости по скважинам и обводненности их продукции, отличается от объема нефти, находящихся в товарных парках. В связи с этим вносятся уточнения в показатели добычи нефти по скважинам, которые отражаются в эксплуатационных карточках. При этом общепринятая методика уточнения добычи нефти по скважинам, которая выдерживалась бы из месяца в месяц, отсутствует.
Таким образом, точность определения дебита жидкости и обводненности продукции скважин в принципе неизвестна.
Оценка дополнительной добычи нефти
Из литературных источников (например, М. М. Хасанов, Т. А. Исмагилов, В. П. Мангазеев, А. Е. Растрогин, И. С. Кольчугин, И. С. Тян (ОАО «ЮКОС», ЮганскНИПИнефть) «Применение сшитых полимерно-гелевых составов для повы шения нефтеотдачи пластов». Доклад на всероссийском совещании в апреле 2000 г.) известно, что при применении потокотклоняющих технологий или выравнивания профиля приемистости на некоторых участках с большим числом нагнетательных скважин (10 и более) наблюдалось снижение обводненности до 15%, что вообще значительно.
Однако в опубликованных статьях приводится динамика закачки воды и отбора жидкости в целом по участку, а не по скважинам. Скорее всего, произошло перераспределение закачки воды по скважинам, что ведет к гидродинамическому эффекту, которого можно добиться за счет нестационарного заводнения. Тоже происходит и при закачке реагентов в отдельные очаговые нагнетательные скважины, на работу которых влияют соседние участки.
В целом по подавляющему числу участков текущее снижение обводненности после применения метода составляет не более 1- 2% (например, И. Н. Файзуллин, С. А. Яковлев, В. Т. Владимиров,И.В.Владимиров, М. Ш. Каюмов «Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов на залежи горизонта Д1 Абдрахмановской площади». НТЖ «Нефтепромысловое дело», М., ОАО «ВНИИОНГ»).
Также дополнительная добыча возрастает, если происходит отключение отдельных наиболее обводненных скважин. В таком случае определять дополнительную добычу нефти по характеристике вытеснения в дальнейшем нельзя, так как статистические зависимости предполагают сохранение режима эксплуатации, в том числе и количества скважин.
В действительности же дополнительная добыча нефти продолжает считаться, иногда с принятием новой характеристике вытеснения, что предполагает во многих случаях высокую эффективность. Использовать статистические зависимости можно только в течение максимум одного года.
Рассматривая динамику дополнительной добычи нефти, можно отметить, что по большому числу участков дополнительная добыча по месяцам значительно колеблется, вплоть до отрицательных значений. При этом отрицательные значения принимаются за нулевую дополнительную добычу. То есть дополнительная добыча завышается.
Ни один метод не имеет сто процентную успешность. По неуспешным воздействиям дополнительная добыча принимается равной нулю, хотя в действительности по большинству из них имеет место отрицательная добыча нефти. Поэтому в целом по всем методам эффективность завышена.
Далее, из всех публикаций и обсуждений на семинарах,
совещаниях и конференциях по применению МУН отмечается, что дополнительная
добыча нефти имеет место в течение только определенного срока, что, вообще
говоря, непонятно.
Не понятно, как определяется срок действия метода?
После окончания срока действия метода добыча нефти продолжается. Тогда следует
продолжать следить за базовой добычей нефти, ведь может случиться так, что
после окончания действия метода текущая фактическая добыча нефти может
оказаться ниже базовой, а, следовательно, после какого-то времени
фактическая накопленная добыча нефти и базовая накопленная добыча нефти
сравняются. В этом случае никакого прироста коэффициента нефтеотдачи
не будет.
Таким образом, оценка эффективности МУН только по характеристикам вытеснения недостаточна надежна. В связи с этим Л. Е. Ленченкова отмечает, что «…использование характеристик вытеснения из продуктивных пластов для прогнозирования показателей разработки без МУН следует считать мерой вынужденной.»
Выводы
На основании изложенного можно сделать следующие выводы:
- теоретические предпосылки применения химических методов не полностью учитывают свойства неоднородных пластов;
- точность промысловой информации такова, что не позволяет однозначно оценить эффективность применения химических методов;
- все анализы эффективности применения химических методов осуществляют авторы технологий с участием тех, кто внедряет эти методы. Не уделяется достаточно внимание соблюдению условий проведения эксперимента.
- для повышения надежности оценки эффективности применения химических методов необходимо расширить объемы их применения с соблюдением условий проведения эксперимента, повысить точность определения дебита скважин по жидкости содержания воды в продукции.
- для оценки эффективности применения химических МУН следует привлекать независимых экспертов.
Список использованной литературы.
1. Юрчук А. М. Истомин А.3. Расчеты в добыче нефти. Москва. Недра, 1979 г.
2. Середа Н.Г. Сахаров В. А. Спутник нефтяника и газовика. Москва. Недра, 1986г.
3. Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Москва. Недра, 1989г.
4. Бухаленко Е.И. Справочник нефтепромыслового оборудования. Москва. Недра, 1992г.
5. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Москва. Недра, 1983г.
6. Шматов В.Р. и др. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Москва. Недра, 1989г
7. Методические указания. Тюм.ГНГУ. 1999г
Страницы: 1, 2
