| Рус Eng | |||||
| ||||||
| ||||||
Общество Инженеров-Нефтяников октябрь 2015г. Первый опыт применения технологии Плазменно-импульсного воздействия в Кувейтской Нефтяной Компании с целью повышения продуктивности скважин | ||||||
SPE-175264-MS
Суреш Кумар Челлаппан и Фатма Аль-Энези, Кувейтская Нефтяная Компания (Kuwait Oil Company) Настоящая статья была подготовлена для представления ее на Кувейтской Нефтегазовой Выставке и Конференции Общества Инженеров-Нефтяников, которая проводится с 11 по 14 октября 2015 года в районе Мишреф, Кувейт. Данная работа была отобрана организационным комитетом Общества Инженеров-Нефтяников (ОИН) после изучения информации, содержащейся в представленной автором(ами) аннотации. Содержание работы не проверялось ОИН, автором(ами) могут вноситься поправки. Содержание работы не отражает в обязательном порядке точку зрения ОИН, должностных лиц или членов Общества. Запрещается электронное воспроизведение, распространение или хранение любой части данной работы без письменного согласия ОИН. Разрешение на воспроизведение в печати ограничивается текстом в объеме не более 300 слов; иллюстрации копированию не подлежат. Данный текст должен содержать демонстративное признание авторских прав ОИН. Аннотация
Технологии интенсификации притока широко применяются в нефтяной промышленности для повышения продуктивности или приемистости скважин. Технология Плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) – это особый метод интенсификации притока, при котором повышение добычи нефти достигается без нарушения эксплуатационных качеств пласта и без использования химических агентов. Технология ПИВ основывается на научных исследованиях в области геологии, петрофизики, теории взрыва, акустики, волновой теории и резонансной теории. Скважина RA-000A была отобрана главным образом для обработки с помощью ПИВ очень плотного слоя SID2, которую иным способом трудно производить через обычную перфорацию, а также с целью достижения сопутствующего положительного воздействия на продуктивность соседней скважины RA-000B. Перед применением новой технологии была проведена перфорация трех интервалов; дебит до обработки – 196 баррелей нефти в сутки; обводненность – 90%; скважина была закрыта для повышения давления. Был проведен импульсно-нейтронный каротаж по сечению захвата, который показал, что из трех перфорированных интервалов, нижний слой пласта COAL2 UCH характеризуется очень высокой водонасыщенностью, верхний слой пласта COAL2 UCH – низкой водонасыщенностью, а COAL1 LCH почти сухой. Нижний слой пласта COAL2 UCH обладает очень хорошей проницаемостью и пористостью, тогда как порода COAL1 LCH среднего качества. Из-за очень высокой водонасыщенности пласта COAL 2 UCH, было принято решение его изолировать. Также было решено добавить слой SID, который характеризуется высокой плотностью, низкими пористостью и проницаемостью. Для оценки потенциального дебита скважины после изоляции обводненного пласта и добавления слоя SID был проведен узловой анализ. Согласно модели оценки продуктивности, было подсчитано, что выбранный интервал будет производить от 800 до 1000 баррелей жидкости в сутки с коэффициентом продуктивности (КП) от 1 до 1,5 барр./сутки/пси. После проведения успешной первой обработки скважины с помощью ПИВ в Кувейтской Нефтяной Компании, тест на газосодержание нефти, проведенный через месяц, показал устойчивый дебит в размере 1279 баррелей жидкости в сутки, 363 барреля нефти в сутки с КП 2,25 барр./сутки/пси, что в два раза больше прежнего КП. Благодаря ПИВ, добыча жидкости превысила предсказываемые объемы, прирост добычи нефти составил 167 баррелей в сутки, т.е. увеличение на 85% от начального дебита нефти. Помимо этого, сразу после обработки с помощью ПИВ давление на приеме в соседней скважине RA-000B, находящейся на расстоянии 400 метров от обрабатываемой скважины, увеличилось на 81 пси. Планируется проведение обработки методом ПИВ и на других скважинах, в том числе без использования буровой установки. ВведениеТехнологии интенсификации притока широко применяются в нефтяной промышленности для повышения продуктивности или приемистости скважин. Технология Плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) – это особый метод интенсификации притока, при котором повышение добычи нефти достигается без нарушения эксплуатационных качеств пласта и без использования химических агентов. Технология ПИВ основывается на научных исследованиях в области геологии, петрофизики, теории взрыва, акустики, волновой теории и резонансной теории. Технология Плазменно-импульсного воздействия кардинально отличается от традиционных методов воздействия на пласт и ГРП. Технология Плазменно-импульсного воздействия успешно применяется в Кувейтской Нефтяной Компании для интенсификации притока, повышения продуктивности и приемистости нефтяных и газовых скважин (Рис. 1). Оборудование ПИВ обладает следующими техническими характеристиками и возможностями: • Глубина скважины — до 13000 футов • Температура на забое — 200°F • Энергопотребление — 1,5 кДж • Внешний диаметр — 4,02 дюйма • Длина оборудования — 8,9 футов • Напряжение — 220 В / 50 Гц • Входная мощность — 500 ватт
Технология ПИВ применяется с целью: • повышения нефтеотдачи пластов; • запуска скважины на стадии разработки; • увеличения приемистости нагнетательных скважин; • восстановления дебита или реабилитации скважины после снижения эффекта от ГРП; • перераспределения профиля приемистости скважины. Технология Плазменно-импульсного воздействия (ПИВ)Оборудование ПИВ создает контролируемую плазменную дугу внутри пласта, при этом за долю секунды выделяется огромное количество тепла с последующей высокоскоростной гидравлической импульсной волной, силы которой достаточно, чтобы удалить отложения, закупоривающие зону перфорации, без вреда для стальных конструкций. Помимо этого, серия импульсных волн/колебаний проникает глубоко в пласт, вызывая образование микротрещин в породе, тем самым повышая проницаемость коллектора. Плазменно-импульсное воздействие является экологически безопасной технологией, позволяющей добиться устойчивого повышения продуктивности/приемистости добывающих/нагнетательных скважин. Генератор ПИВ очищает интервалы перфорации и изменяет эксплуатационные характеристики скважин, устраняя повреждения призабойной зоны пласта при одновременном повышении подвижности углеводородов в коллекторе. Эффект от очистки призабойной зоны, повышения относительной подвижности нефти, а также генерации упругих колебаний и их резонансного взаимодействия сохраняется и после проведения обработки скважины с помощью ПИВ, поддерживая тем самым повышенную продуктивность скважины на срок до двенадцати месяцев и более. Генерируемые внутри пласта резонансные колебания приводят к очистке существующих и созданию новых фильтрационных каналов на расстоянии более 1500 метров от точки инициирования Плазменно-импульсного воздействия. Помимо вышеназванного широкомасштабного действия, ПИВ также позволяет решить ряд локальных проблем, таких как недостаточное дренирование скважины, благодаря тому, что парафин, асфальтены, и прочие отложения удаляются под воздействием плазмы. Технология ПИВ может применяться в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах с использованием соответствующих способов транспортировки оборудования. Техника проведения ПИВ очень проста, обработка может быть проведена в короткие сроки: • Генератор ПИВ размещается напротив интервала перфорации; • Инициируется взрыв металлического проводника, происходит образование плазмы, сопровождаемое скачком уплотнения; • Возникшая ударная волна через перфорационные каналы проникает в область питания скважины и далее в пласт, стимулируя упругие колебания; • Охлаждение плазмы и чрезмерно высокое пластовое давление приводят к выносу кольматанта в зумпф скважины, а ударная волна переходит в объемные упругие колебания. Отбор скважин-кандидатов и проведение работСкважина RA-000A расположена в северо-восточной части месторождения в коллекторе Lower Burgan (LB) (Рис. 2). Структура Lower Burgan представляет собой антиклиналь с двойным погружением. В коллекторе Lower Burgan выделяются две части с различными режимами давления/потока, разделенные литостратиграфической единицей, LBLSID4. Нижняя часть называется Massive (Массивная/Цельная) или LBM, а вышележащая – Layered (Слоистая) или LBL. Массивная часть состоит из песчаника, от плотного среднезернистого до крупнозернистого хорошо отсортированного. Многослойная часть состоит из сравнительно низкого по качеству песка со сланцевыми пропластками.
Песчаниковая толща Слоистой части Lower Burgan характеризуется значительной неоднородностью по площади и по разрезу. Этот участок сменяется первым обширным боковым слоем из осадочных горных пород морского происхождения (LBL SID4), соединенным с подводными песчаниками. Этот слой обладает как проградационными, так и ретроградационными элементами. Морской залив перекрыт другой толщей, в которой преобладают канальные песчаные тела (LBL COAL 1&2). По мере напластования этой части сложилась эстуариевая система, подобная тем, что описаны выше. Оставшийся участок Lower Burgan (LBL SID1 2&3) представляет собой ретроградационную толщу подводных песчаников с единично сохранившимися небольшими канальными песчаниками, сформировавшимися в условиях относительного падения уровня моря. Данный участок сменяется толщей напластанных проградационных осадочных пород морского происхождения (Middle Burgan), (Рис. 3).
Изначально эксплуатация скважины RA-000A осуществлялась посредством перфорации высокопроницаемых пластов COAL 2UCH & LCH и COAL 1. Из-за минимальной разницы давления между пластами, была произведена перфорация всех трех пластов, и добыча велась из всех трех пластов одновременно. Суммарная добыча нефти из трех перфорированных интервалов составила примерно 2 млн. баррелей. Согласно последним данным перед проведением обработки с помощью ПИВ, скважина производила 196 баррелей нефти в сутки, при этом уровень обводненности составлял 90%, из-за чего скважина и была закрыта. Для определения нефте- и водонасыщенности каждого из пластов был проведен послойный импульсно-нейтронный каротаж по сечению захвата. Благодаря высокой минерализации пластовых вод (около 220000 промилле), импульсно-нейтронный каротаж является очень эффективным способом для определения флюидонасыщенности. Исследование показало, что из трех перфорированных интервалов, нижний слой пласта COAL2 UCH характеризуется очень высокой водонасыщенностью, верхний слой пласта COAL2 UCH – низкой водонасыщенностью, а COAL1 LCH почти сухой. Нижний слой пласта COAL2 UCH обладает очень хорошими проницаемостью и пористостью, тогда как порода COAL1 LCH среднего качества. Для повышения продуктивности скважины, в процессе капитального ремонта с использованием буровой установки было принято решение добавить слой LBL SID3 и затем провести обработку с помощью ПИВ. По сравнению с LBL COAL 1&2, LBL SID3 обладает очень высокой плотностью, низкой пористостью и низкой проницаемостью. Из-за разницы в давлении и проницаемости пластов COAL и SID они не были объединены. В данном случае было решено их объединить, обеспечив при этом снижение уровня воды в скважине с помощью УЭЦН (Установки электрического центробежного насоса). Из-за различий между слоями с точки зрения их петрофизических свойств, было решено проводить обработку с различной интенсивностью воздействия. Соответственно, была проведена высокоинтенсивная обработка плазменными импульсами слоя SID3, тогда как слои LBL были обработаны с относительно низкой интенсивностью. Основной целью было извлечение из плотного слоя SID нефти, которая не может быть добыта или которая является трудноизвлекаемой с помощью традиционных технологий, а также повышение продуктивности путем удаления отложений, при их наличии, в поверхностных слоях LBL COAL. Другая сопутствующая цель обработки заключалась в положительном воздействии на продуктивность соседней скважины RA-000B, которая находится всего в 400 метрах от обрабатываемой скважины. Модель оценки продуктивности – до и после ПИВМодель оценки продуктивности была построена с учетом объемов добычи из двух имеющихся и одного добавленного интервала SID. Контрольные испытания для определения эксплуатационных характеристик проводились на основе анализа флюида из скважины RA-000A. Для расчета коэффициента продуктивности (КП) скважины использовались измерения статического забойного давления перед проведением обработки с помощью ПИВ. Анализ чувствительности был выполнен с учетом различных фильтрационно-емкостных параметров. Согласно узловому анализу, производительность скважины варьировалась в пределах от 800 до 1000 баррелей жидкости в сутки с КП от 1 до 1,5 барр./сутки/пси (Рис. 4).
После успешного выполнения обработки, во время первоначального тестирования скважины было добыто 1408 баррелей жидкости в день, уровень обводненность составил 62%. Последующее тестирование скважины, проведенное по истечении месяца, показало, что дебит скважины стабилизировался на уровне 1279 баррелей жидкости в день, уровень обводненности составил 71%. Фактические объемы добычи жидкости и нефти, достигнутые после проведения обработки скважины с помощью ПИВ превысили значения, предсказываемые моделью оценки продуктивности. Фактический КП, достигнутый после проведения обработки, составил около 2,25 барр./день/пси, что практически вдвое больше прежних расчетных значений КП – от 1 до 1,5 барр./день/пси. Фактический уровень обводненности после проведения ПИВ оказался выше ожидаемых показателей. Поскольку в скважине с УЭЦН отсутствует компоновка труб для спуска в скважину каротажных приборов при спущенном ЭЦН, проведение геолого-технических мероприятий для определения источника воды не представляется возможным.
До обработки из скважины RA-000A добывалось около 196 баррелей нефти в сутки, после проведения ПИВ скважина стабильно производит около 363 баррелей нефти в сутки. Благодаря ПИВ прирост добычи нефти составил 167 баррелей в сутки, т.е. увеличение на 85% от начального дебита нефти. В приведенной ниже Таблице 1 показаны результаты теста на газосодержание нефти до и после выполнения обработки с помощью ПИВ.
| ||||||
|