4.Технико-эксплуатационная характеристика фонда нагнетательных скважин

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по Акташской площади Ново-Елховского нефтяного месторождения по состоянию на 01.01.2013г. составил 548 скважин, из них по девону - 401 скважина, по карбонатным отложениям -147 скважин.

Действующий фонд нагнетательных скважин по Акташской площади по состоянию на 01.01.2013г. составил 459 скважин, из них по девону - 324 скважины, по карбонатным отложениям -135 скважин.

В бездействии находятся 89 скважин, из них в глубоком бездействии - 27 скважин, 62 скважины - в текущем.

В ограничении по закачке находится одна скважина; циклическая закачка ведется по 99 скважинам.

За последние годы по Акташской площади наблюдается тенденция к сокращению действующего фонда нагнетательных скважин по различным причинам (осложнения с НКТ, выявления негерметичности эксплуатационных колонн, наличия затрубной циркуляции, снижения приемистости и др.).

Для продления срока службы нагнетательных скважин внедряется комплексная защита их по методике «ТатНИПИнефть, а именно:

- применение катодной защиты от наружной коррозии обсадных колонн;

- применение НКТ с внутренним полимерным покрытием;

- применение пакеров;

- заполнение межтрубного пространства всех нагнетательных скважин над пакером антикоррозионной жидкостью (АКЖ на нефтяной основе);

- герметизация резьбовых соединений НКТ герметизирующими составами.

За отчетный, 2012 год, объем годовой закачки воды по Акташской площади составил 6 829 978 м³, из них:

- по девону - 6 122 059 м³;

- по карбону – 707919 м³.

Данные о приемистости нагнетательных скважин приводится в нижеследующей таблице 4.1:

Таблица 4.1

Приемистость, м3 /сут	Количество девонских нагнетательных скважин	Количество нагнетательных скважин по карбону
0-50	143	55
51-100	78	24
101-150	84	13
151-200	55	7
201-250	20	-
251-300	10	-
301-350	2	-
351-400	2	-
Более 400	5	-

Как видно из таблицы, приемистость девонских нагнетательных скважин, в основном, составляет 50 м³ /сут и варьируется до 400 м³ /сут, фонд девонских нагнетательных скважин с приемистостью от 200 до 400 м³ /сут незначителен.

Приемистость нагнетательных скважин по карбону, в основном, до 50 м³ /сут (почти по половине фонда), и варьирует до 200 м³ /сут (по остальной части фонда).

С каждым годом растет фонд скважин с приемистостью менее 50 м³ /сут

(за последний год рост составляет 24 скважины – т.е. 44.4 % от девонского фонда).

Среднее давление закачки на блок-гребенке (БГ) по Акташской площади составляет - 12,2МПа, на выкиде насосной - 15,5МПа, среднее давление на устье нагнетательных скважин составляет 8МПа.

Нагнетательные скважины различны по своей конструкции: как по диаметру и толщине стенок, так и по глубинам (по различным объектам разработки). В нагнетательных скважинах одним из основных элементов являются насосно-компрессорные трубы (НКТ). В нагнетательных скважинах, в целях поддержания пластового давления, через НКТ закачивается вода и различные реагенты с целью обработки призабойной зоны скважины (ПЗС), которые в свою очередь вызывают коррозию внутренней части труб. А это, в свою очередь, приводит к выпадению продуктов коррозии в ПЗС, снижая проницаемость пласта. С целью решения этой проблемы трубы применяют с различными полимерными покрытиями (такие как стеклопластиковые, футерованные и др.).

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, применяются НКТ с диаметром: 3″, 2,5″ , 2″. Для нагнетательных скважин применяют НКТ с большей толщиной, чем для добывающих, из-за большей скорости коррозии и высоких давлений.

Таблица 12.1 - Конструкция скважин на Акташской площади

Кол-во скв.	Диаметр эксплуатационной колонны, мм	Тип устьевой арматуры	Тип пакера
3	168	АН-65-21	М1-Х-5,3/4
61	168	АН-65-210
8	168	АУН-65-210
10	168	АНКШ1Ш-65-21К
16	168	АНКШ-65-21
6	168	АНКШ-65-21 К1-0
28	168	АФК 2 65-210
2	168	АФК1 65-350
8	168	2АНК-40/21 К1
1	168	АФК 3 -65Х350
6	168	ИМПОРТНАЯ
4	168	АН-65-210	ПРО-ЯДЖ-О
1	168	АУН-65-210
4	168	АФК 2 65-210
2	168	АНК 1-65-210
1	168	АУН-210-50М
16	168	АН-65-210	ПГД-ГРИ-12
2	168	АНКШ-65-21 К1-0
5	168	АФК 2 65-210
1	168	АНКШ-65-21	ПГД-ГРИ-14
2	168	АНК 1 Ш - 65-21	М1-Х-6,5/8
2	168	АУН-65-210
2	168	АФК 1-65х21К
1	168	АН-65-210
1	168	АФК 2 65-210	ПУЗ-118
1	168	АН-65-21
1	168	АН-65-210	ПРО-ЯМО2-Я
1	168	АФК 2 65-210
8	168	АН-65-210	Упорный -12
1	168	АН-65-21
1	168	АНКШ-65-21 К1-0
2	168	АН-65-210	Упорный -14
1	168	АФК 2 65-210	Б76-2
1	168	АН-65-210	ПД ЯМВЭ-12
1	168	АНКШ-65-21	2ПВМ-122

Из таблицы 12.1 видно, что с пакерами работает 221 нагнетательная скважина Акташской площади, что составляет более 40% от эксплуатационного нагнетательного фонда и более 48% действующего нагнетательного фонда. Наибольшее количество скважин работают с устьевой арматурой типа АН-65-210 (93 скважины) и пакером типа М1-Х-5,3/4 (149 скважин); на втором месте скважины, работающие с устьевой арматурой типа АФК2 65-210 и пакером типа ПГД-ГРИ-12; на третьем месте скважины с устьевой арматурой типа АНКШ-65-21и пакером типа ПРО-ЯДЖ-О. Все скважины оборудованы эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, в целях возможности спуска дополнительной колонны при негерметичности. Во всех без исключения нагнетательных скважинах применяется антикоррозионная жидкость на нефтяной основе.

5. Причины снижения приемистости нагнетательных скважин. Анализ динамики приемистости и давления закачки до и после ОПЗ

Основными причинами снижения приемистости нагнетательных скважин являются:

-набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;

-смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную;

-кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других работ;

-повышенная остаточная нефтенасыщенность призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание работали как добывающие.

На большинстве месторождений, разрабатываемых в Татарстане, так и на Ромашкинском месторождении, и, в частности, на Ново-Елховском месторождении, причинами снижения приемистости нагнетательных скважин является засорение пористой среды ПЗП, что происходит вследствие отложения в ПЗ глины, солей, продуктов коррозии, эмульсии при закачке воды, отложения продуктов реакции после проведения обработок химреагентами, по причине набухания пластовой глины из-за закачки пресной воды.

С целью компенсации отборов пластовой жидкости и для поддержания пластового давления, наряду с закачкой сточной воды используют пресную воду. По минеральному составу и химическим свойствам пресная вода сильно отличается от пластовой жидкости. Соответственно, при закачке ее в пласт, происходит изменение структуры пород (разбухание глин). Поэтому со временем пласты с большим содержанием глинистых частиц под воздействием пресной закачки не только кольматируются привнесенными механическими частицами, но начинается их «разбухание», что приводит к уменьшению приемистости. Эти пласты – потенциальные «клиенты» КРС для проведения ОПЗ.

В результате смешения пластовых вод залежей девона и нижнего карбона, которые относятся к водам хлоркальциевого типа, с пластовыми водами залежей среднего и верхнего карбона, водами сульфатно-натриевого типа, происходит нарушение сульфатного равновесия что приводит к выпадению в осадок сульфата кальция и сульфида железа. Вода становится перенасыщенной карбонатами, часть которых в пласте выпадает в осадок, образуя кольматирующий слой в ПЗП. Сточные воды, не обработанные ингибиторами-бактерицидами могут быть заражены сульфат-восстанавливающими бактериями (СВБ), которые также способствуют выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа в пласте.

Механические примеси, присутствующие в сточных водах, имеют различное происхождение. Часть их выносится из продуктивных горизонтов вмести с добываемой жидкостью. Основная часть механических примесей образуется в результате нарушения солевого равновесия, коррозии металлов, окисления закисного железа или вносится с пресной технической водой.

Минералогический анализ механических примесей в сточных водах, где преобладают железосодержащие пластовые воды (из отложения девона), показывает, что они состоят из глинистых частиц (20-40%), карбонатов (10-20%), окиси и гидроокиси железа (40-70%). Механические примеси содержат в своем составе также органические вещества: парафины, асфальтены, смолы.

Нефть в сточных водах в основном находится в эмульгированном состоянии. Содержание нефтяных эмульсий в ПЗП также в значительной степени снижает приемистость нагнетательных скважин.

Приемистость нагнетательных скважин также снижается, если набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде превышает значения их набухаемости в своей пластовой воде конкретного месторождения.

Следовательно, основной причиной снижения приёмистости нагнетательных скважин является закачка некачественно подготовленных

сточных, пластовых и пресных технических вод с высоким содержанием механических примесей, без учёта совместимости химического состава вод различного типа.

Анализ динамики приемистости и давления закачки до и после проведения методов ОПЗ.

Таблица 5.1 – Динамика технологических параметров работы нагнетательной скважины № 1422 за 2012 - 2013 годы.

2012г.			2013г.
Месяц	Приемистость м3/сут	Р, атм	Месяц	Приемистость м3/сут	Р, атм
06	35	130	01	125	112
07	27	122	02	131	108
08	31	125	03	132,5	103
09	33	118	04	118	112
10	28	124	05	123	84
11	35	132	06	113	83
12	78	122	07	115	83

Анализируя рисунок 5.1-5.2, можно сказать, что приемистость нагнетательной скважины до мероприятия в 2012 году была низкой, после обработки призабойной зоны по методу КПАС, по динамике работы 2013 года видно, что приемистость заметно увеличилась, при этом значения давлений закачки в 2012 году выше, чем в 2013 году.

Рисунок 5.1 - Динамика приемистости нагнетательной скважины № 1422 до и после проведения КПАС

Рисунок 5.2 - Динамика давления закачки нагнетательной скважины № 1422 до и после проведения КПАС

Таблица 5.2 – Динамика технологических параметров работы нагнетательной скважины № 1477 за 2012 - 2013 год

2012г.			2013г.
Месяц	Приемистость, м3/сут	Р, атм	Месяц	Приемистость, м3/сут	Р, атм
06	31	82	01	76	64
07	33	87	02	77	62
08	25,5	78	03	76	61
09	23	79	04	84	70
10	25	87	05	87	74
11	22	86	06	89	75
12	27	87	07	84	77

Рисунок 5.3 - Динамика приемистости нагнетательной скважины № 1477 до и после проведения ГКО

Рисунок 5.4 - Динамика давления закачки нагнетательной скважины № 1477 до и после проведения ГКО

Анализируя рисунок 5.3 - 5.4, видим, что приемистость нагнетательной скважины до мероприятия в 2012 году была в пределах от 22 до 33м³/сут. После ОПЗ по методу ГКО, судя по динамике работы скважины в 2013 году, отмечается значительное изменение приемистости скважины. Значения давлений закачки в 2013 меньше, чем в 2012 году.

Таблица 5.3 – Динамика технологических параметров работы нагнетательной скважины № 1388 за 2012 - 2013 год

2012г.				2013г.
Месяц	Приемистость, м3/сут	Р, атм	Месяц		Приемистость, м3/сут	Р, атм
06	70	115	01		78	95
07	46	117	02		116	95
08	67	115	03		89	97
09	42	116	04		74	105
10	30	107	05		69	107
11	26	107	06		57	109
12	27	105	07		49	109

Рисунок 5.5 - Динамика приемистости нагнетательной скважины № 1388 до и после проведения КАРФАС

Рисунок 5.6 - Динамика давления закачки нагнетательной скважины № 1388 до и после проведения КАРФАС

Анализируя рисунки 5.5 – 5.6, стоит отметить, до мероприятия по скважине, с 9 по 12 месяц 2012 года, происходило интенсивное снижение приемистости. После обработки призабойной зоны методом КАРФАС, отмечается увеличение приемистости скважины, что положительно сказалось на дальнейшей работе скважины. Давление закачки в 2012 году незначительно выше, чем в 2013 году.

Таблица 5.4 – Динамика технологических параметров работы нагнетательной скважины № 1116 за 2012 - 2013 год

2012г.				2013г.
Месяц	Приемистость, м3/сут	Р, атм	Месяц		Приемистость, м3/сут	Р, атм
06	71	129	01		107	91
07	67	127	02		115	92
08	65	124	03		118	94
09	64	119	04		117	95
10	66	121	05		132	93
11	65	121	06		106	93
12	62	130	07		113	94

Рисунок 5.7 - Динамика приемистости нагнетательной скважины № 1116 до и после проведения ВДХВ

Рисунок 5.8 - Динамика давления закачки нагнетательной скважины № 1116 до и после проведения ВДХВ

Анализируя рисунок 5.7-5.8, можно сказать, что приемистость нагнетательной скважины до мероприятия в 2012 году была невысокой, после обработки призабойной зоны методом виброволнового химического воздействия (ВДХВ), видно увеличение приемистости по динамике работы в 2013 году. Давление закачки, в 2012 году была выше, чем в 2013 году.

Делая вывод по разделу, стоит сказать, что не все проводимые ОПЗ по длительности эффекта и успешности одинаковы.

Из проведенного анализа следует, что каждый применяемый метод эффективен в той или иной мере, поэтому нужно рассматривать оценку эффективности методов по таким критериям, как продолжительность эффекта и прирост закачки по нагнетательным скважинам, прирост дебита по добывающим скважинам, стоимость работ.

Эффективность метода в целом оценивается, в случае, если метод положительно сказался на работе 80 % обработанных скважин.