Оценки методом б.Ф. Сазонова

308

Таблица 10.1.9

Результаты гидродинамических исследований на добывающих скважинах Ново-Елховского месторождения

Номер сква­жины	Глубина кровли (мощность перфо­рации), м	Дебит жидкости, т/сут (% обводнен­ности)		До обработки				После обработки
				Призабойная зона		Удаленная зона		Призабойная зона		Удаленная зона
		до обра­ботки	после об­работки	Гидропро-водность, мкм^см/ (мПа-с)	Проница­емость, Ю^мкм2	Гидропро-водность, мкм^см/ (мПа-с)	Проница­емость, 1(Г3 мкм2	Гидропро-водность, мкм^см/ (мПа-с)	Проница­емость, 1(Г3 мкм2	Гидропро-водность, мкм^см/ (мПа-с)	Проница­емость, Ю^мкм2
6264 7270 4325 2644 620а	1189(11) 1161(2,8) 1806(2,6) 1792 (9,0) 1691 (4,0)	7,1 (47) 1,0(35) 0,9(15) 3,7 (22) 2,8 (30)	9,2 (8,0) 4,6 (95) 2,7 (14,8) 3,6 (17) 5,8 (50)	2,43 0,32 0,61 0,65 0,60	50,59 32,69 10,22 3,15 6,53	0,51 0,06 0,09 0,11 0,16	10,62 6,13 1,51 0,53 1,74	4,96 2,2 1,08 1Д 0,95	103,26 224,7 18,1 5,32 10,34	0,96 1,51 0,21 0,27 0,45	19,99 154,24 3,52 1,31 4,90

Продолжение табл. 10.1.9

Номер сква­жины	Глубина кровли (мощность перфора­ции), м	Дебит жидкости, т/сут (% обводнен­ности)		До обработки				После обработки
				Призабойная зона		Удаленная зона		Призабойная зона		Удаленная зона
		до обра­ботки	после об­работки	Пьезо-провод-ность, см2/с	Коэффици­ент продук­тивности, 1(Г2т/ (сутмПа)	Пьезо-провод-ность, см2/с	Коэффици­ент продук­тивности, 1(Г2т/ (сутмПа)	Пьезо-провод-ность, см2/с	Коэффици­ент продук­тивности, 1(Г2т/ (сутмПа)	Пьезо-провод-ность, см2/с	Коэффици­ент продук­тивности, 1(Г2т/ (сутмПа)
6264 7270 4325 2644 620а	1189(11) 1161(2,8) 1806(2,6) 1792 (9,0) 1691 (4,0)	7,1 (47) 1,0(35) 0,9(15) 3,7 (22) 2,8 (30)	9,2 (8,0) 4,6 (95) 2,7 (14,8) 3,6 (17) 5,8 (50)	101,1 50,0 84,2 26,6 56,6	0,221 0,029 0,045 0,056 0,046	20,6 9,3 12,6 4,4 15,0	-	194,2 388,6 148,9 44,1 96,4	0,383 0,182 0,077 0,083 0,071	37,0 262,7 29,4 10,6 45,8	-

309

Гидропроводность Проницаемость Пьезопроводность

Рис. 10.1.11. Диаграмма фильтрационных характеристик призабойной зоны добы­вающей скв. 7270 (пласт С] ) по данным гидродинамических исследо­ваний до и после комплексной виброволновой обработки:

/-до обработки, призабойная зона; Я-до обработки, удаленная зона; III- после обработки, призабойная зона; IV— после обработки, удаленная зона

казал, что на конец 1999 г. эффект продолжался у 52 % добы­вающих и 65 % нагнетательных скважин и для определения предельных границ эффекта обработок требуется дальнейшее наблюдение.

Отдельно следует выделить результаты работ, полученные на скважинах, вскрывающих карбонатные пласты турнейского яруса, поскольку повышение эффективности разработки со­держащих большие запасы нефти карбонатных пластов место­рождений Татарстана и других регионов имеет приоритетное значение.

На этом фонде скважин особенно проявляется слабость су­ществующих традиционных технологий повышения продук­тивности скважин, в частности солянокислотных обработок.

Результаты обработок оказались весьма успешными, от­дельные скважины после воздействия стали изливать. Про­должительность эффекта по большинству обработанных сква­жин превысила 2 года. Дополнительная добыча за 1997-1999 гг. составила 31 658 т, из них по 22 обработанным в 1997-1998 гг. скважинам - 23 564 т, т.е. в среднем по 1070 т на скважину, причем по 19 скважинам эффект продолжается.

Хорошие результаты получены по пластам бобриковского горизонта: в среднем дополнительная добыча составила по 885

310

т на одну скважину, при этом 50 % обработанных в 1997-1998 гг. скважин функционируют в настоящее время с повышенны­ми дебитами.

В целом наиболее высокая эффективность достигнута в карбонатных порово-трещиноватых коллекторах турнейского яруса. Несколько меньшая эффективность характерна для тер-ригенных пластов пашийского и кыновского (тиманского) го­ризонтов верхнего девона. Последними в этом ряду идут обра­ботки в сильно неоднородных, глинистых, часто углистых песчано-алевролитовых отложениях бобриковского горизонта визейского яруса.

В настоящее время работы по использованию технологий ВДХВ и ВПВ в АО "Татнефть" продолжаются на Ново-Елховском и Ромашкинском месторождениях с объемом вне­дрения примерно 100 скважино-операций в год.

Казахстан

В период 1998-1999 гг. в АО "Актобемунайгаз" производи­лись опытно-промысловые работы с целью адаптации техно­логии ВДХВ к осложненным геолого-промысловым условиям нагнетательных и добывающих скважин месторождения Жа-нажол. Работы проводились на скважинах, вскрывающих глу-бокозалегающие, неоднородные, низкопроницаемые карбо­натные пласты. Коллекторы сложены известняками, доломи­тами и их переходными разностями, имеют значительную не­однородность. Тип коллекторов порово-кавернозно-трещиноватый. Месторождение разрабатывается с применени­ем различных систем поддержания пластового давления за­воднением, осуществляется закачка воды в газовую шапку. Освоение скважин под нагнетание воды традиционными мето­дами встречает большие осложнения. Из-за недокомпенсации отбора нефти закачкой воды пластовые давления стали близки к давлению насыщения, и технологические скважинные опе­рации здесь осложняются из-за высокого газового фактора и прорыва газа из газовой шапки. Насущная необходимость применения технологий очистки ПЗП обусловлена тем, что в условиях пониженных коллекторских свойств при загрязнении ПЗП добывающие скважины перестают фонтанировать, а пе­ревод на насосную добычу осложнен глубиной и весьма боль­шим содержанием сероводорода.

311

Таблица 10.1.10 Результаты обработок в АО "Актобемунайгаз" нагнетательных сква-

жин

Номер сква­жины	Место­рожде­ние, пласт	Дата обра­ботки	Интервал перфорации, м	До обработки		После обработ­ки		Продол­житель­ность эффек-та,мес
				Рзак, МПа	м7сут	МПа	Р' лг/сут
429 2210 2243 2317 2126 2353	Жана-жол, „bash Тоже п п п Жана- „т жол, Сг	11.97 г. 11.97 г. 10.99 г. 08.99 г. 01.2000 г. 12.99 г.	3714-3735 3688-3695 3532-3756 3533-3610 3552-3799 3578-3654 3703-3760	16,0 9,5 22,0 19,5 15,0 15,0	0 140 170 120 30 241	14,0 6,0 14,0 15,0 14,0 7,0	240 450 650 700 360 530	6 12 Продол­жается Тоже

Таблица 10.1.11 Результаты обработок в АО "Актобемунайгаз" добывающих скважин

				Дебит скважины, т/сут
Номер	Место-	Дата об-	Интервал	(% воды)		Продолжи-
сква-	рождение,	работки	перфорации,	до обработ-	после	тельность
жины	пласт		м	ки	обработки	эффекта, мес
642	Жанажол,	03.98 г.	2817-2822	2	8	15
	„т <-2		2830-2832	(без воды)	(без воды)
			2842-2847
163	Тоже	12.97 г.	2850-2880	1(20)	5(30)	1 (прорыв
						газа)

Результаты обработок нагнетательных и добывающих скважин приведены соответственно в табл. 10.1.10 и 10.1.11.

Обработки по технологии ВДХВ осуществлялись в сложных условиях из-за больших толщин пластов и необходимости по-интервальной обработки с большим числом точек воздействия. В результате проведенных мероприятий приемистость сква­жин существенно увеличилась.

Учитывая положительные результаты опытно-промысло­вых работ по повышению продуктивности скважин, а также изоляции газо- и водопритоков, на месторождении Жанажол с целью улучшения показателей его разработки осуществляется дальнейшее использование различных виб-

312

Таблица 10.1.12 Результаты обработок в АО "Укрнефть" добывающих скважин

Номер				Пластовое	До обработки		После обработки		Дополнительная
сква-	Месторождение,	Дата обра-	Интервал перфо-	давление,					добыча нефти на
жины	пласт	ботки	рации, м	МПа	Дебит	%воды	Дебит	%воды	01.11.98 г., т
					нефти		нефти
46	Мало-Девицкое, С8+9,	28.05.97 г.	2804,0-2807,0	22,4	11,0	3,0	14,0	0,0	400,0
	В15 "свод"		2822,0-2829,0
			2909,0-2913,0
40	Мало-Девицкое,	19.10.97 г.	2931,0-2938,7	18,0	1,0	85,0	1,0	0,0	220,0
	В17н
60	Богдановское, М3+4	09.06.97 г.	2085,0-2093,0	17,7	2,4	17,0	17,2	26,0	4140,0
20	Богдановское, М3+4	26.01.98 г.	2085,0-2090,0	14,6	1,7	42,0	2,8	65,0	88,0
457	Богдановское,	16.07.98 г.	2129,0-2132,0	16,5	3,2	8,6	4,8	15,0	171,0
	МЛЬ МЛ2		2081,0-2087,0
			1958,0-1964,0
			1943,0-1949,0
			1905,0-1908,0
			1899,0-1902,0

313

роволновых технологий. Кроме того, планируется внедрение технологий ВДХВ и ВПВ на месторождении Узень и др.

Украина

Работы по внедрению технологий ВДХВ и ВПВ в АО "Укр- нефть" с 1997 г. проводятся на Мало-Девицком, Богдановском, Биткив-Бочинском и Перекопском месторождениях НГДУ "Черниговнефтегаз", "Надворнаянефтегаз", "Ах-

тырканефтегаз". На Мало-Девицком нефтяном месторождении обработано семь добывающих и нагнетательных скважин, вскрывающих продуктивные горизонты В17н, С₈+₉, В₁₅ "свод", М₃+4 башкирского, серпуховского ярусов; на Богдановском -скважины с продуктивными горизонтами М₃+4 московского яруса.

Результаты работ представлены в табл. 10.1.12 и 10.1.13.

В результате проведенных технологических мероприятий ВДХВ по всем добывающим скважинам произошли су­щественное снижение обводненности продукции и увеличение дебита по нефти. По скв. 46 длительность эффекта составила 12 мес, а по остальным скважинам по состоянию на 01.11.98 г. эффект продолжается. По обработанным нагнетательным скважинам получено заметное увеличение приемистости.

Работы по внедрению на Украине технологии ВДХВ сдер­живались из-за острого дефицита насосных агрегатов типа 4АН-700. В связи с появлением новых генераторов колебаний типа ГД2В ожидается в 2000 г. значительное увеличение объ­ема обработок скважин.

Южная Америка (Республика Перу)

Таблица 10.1.13 Результаты обработок в АО "Укрнефть" нагнетательных скважин

Месторождение, номер скважины	До обработки	В результате комплексной виброволновой обработки
		Эгап1 Осуществление виб­ропенной обработки	ЭгапП Вибропенное воз­действие в сочетании с закачкой в пласт 6 м3 раствора глинокис-лоты (HC1+HF)
Богдановское, 79 Перекопское, 4	Приемистость Qv отсутствовала при Рзш=15 МПа б^ПОм'/сут при/>зак=17МПа	б„р=130м3/сутпри £>зак=10 МПа gnp=l 10 м3/сут при Лю=И,5МПа	6^=300 М3/сут при £>зак=10 МПа Не проводился из-за отсутствия реа­гента

314

В период 1994—1995 гг. на месторождениях провинции Тала-ра Республики Перу было обработано по технологии ВДХВ 11 добывающих скважин. Из них шесть обработок было проведено на скважинах, вскрывающих пласт Parinas и пять - пласт Mogollon. Скважины пробурены на многопластовых месторож­дениях с чрезвычайно сложным геологическим строением (низ­кая проницаемость, высокая набухаемость глин, высокая неод­нородность), запасы которых относятся к категории трудноиз-влекаемых. Залежи находятся в длительной разработке на есте­ственном упругом режиме с низкими текущими коэффициента­ми нефтеотдачи (4-10 %), часть из них перешла на режим рас­творенного газа. Пластовое давление понизилось до 0,1-0,25 от гидростатического. Для обеспечения рентабельной эксплуа­тации на всех скважинах производится гидроразрыв пласта (ГРП).

Пласт Parinas представлен терригенными дельтовыми от­ложениями третичного возраста, залегает на глубинах порядка 500-800 м, толщиной 50-100 м. Средняя пористость 16,5 %, средняя проницаемость 0,025 мкм , средняя нефтенасыщен-ность 62,5 %. Традиционные методы обработки ПЗП, как пра­вило, неэффективны или дают кратковременный результат.

Из шести обработанных скважин одна находилась в кон­сервации и три в бездействии с периодическим в 1-3 мес от­бором нефти свабированием. На одной из скважин эффект не был получен, так как информация о значении пластового дав­ления, представленная добывающей компанией, была неточ­ной, фактическое пластовое давление оказалось ниже пре­дельно допустимого для осуществления технологического процесса.

По пяти скважинам получен положительный результат - они после обработки введены в рентабельную эксплуатацию или достигнуто увеличение дебитов, получено возрастание стати­ческих уровней жидкости в скважинах. При обработке сква­жин из пласта выносилось от 1 до 3 м³ кольматанта, содержа­щего глинистые частицы, карбонаты, железо, продукты реак­ции от предыдущих глинокислотных обработок и органиче­ские вещества.

Из пяти обработанных в 1994 г. скважин спустя год эффект продолжался по трем. Наибольший эффект наблюдался по скважине, выведенной из консервации. Прибыль, полученная по ней за год, перекрыла затраты на производство работ по всем обработанным скважинам.

315

Пласт Mogollon сложен гидрофильными коллекторами, имеющими пористость 6-9 %, проницаемость порядка 0,1-2 мД. Коллекторы залегают на глубинах около 2000-3000 м. Скважины повсеместно дают продукцию с высокой обводнен­ностью и характеризуются низкими пластовыми давлениями. Мероприятия по увеличению проницаемости ПЗП, за исклю­чением ГРП, как правило, заканчиваются безуспешно, и лишь в некоторых случаях использование растворов химкомпозиций дает небольшой эффект продолжительностью 1-2 мес.

Из пяти обработанных скважин одна находилась в стадии освоения после бурения. Обработка этой и еще одной обвод­ненной скважины, в отличие от остальных трех, была осуще­ствлена без использования химических реагентов.

Положительный эффект получен по всем обработанным скважинам. В результате проведенных работ достигнуто уве­личение дебитов скважин в 2-4 раза, получено возрастание статических уровней жидкости в скважинах от 2 до 6 раз.

На одной бездействующей скважине ранее был осуществ­лен безрезультатно ряд мероприятий с целью получения при­тока нефти. Причиной отсутствия дебита явилась закупорка пласта химически стойким реагентом Adomaite, закачанным в скважину при ГРП. На этой скважине в экспериментальном порядке была осуществлена попытка извлечения этого реаген­та. После обработки скважина эксплуатировалась с дебитом 3-6 баррель/сут, затем продукция обводнилась до 100 %, причем накопленная добыча нефти превысила тот объем, который был поглощен при ГРП и проведении виброволновой обработки. На другой, пробуренной в начале 1995 г., все попытки ее ос­воения, в том числе и ГРП, оказались безуспешными. После обработки она дала приток нефти в среднем примерно 30 бар­рель/сут. Затем на этой скважине были начаты работы по ос­воению вышележащих горизонтов.

Вместе с тем в силу технических трудностей, из-за необес­печения владельцами соответствующего отбора жидкости из скважин, на некоторых из них произошли блокировка нефти водой и снижение дебитов. В этом отношении примечательна обработка скважины добывающей компании, которая выпол­нила рекомендации по форсированию отбора жидкости после обработки. Скважина, вскрывающая пласт Mogollon в интер­вале 2041-2210,1 м и работавшая с дебитом 10 баррель/сут нефти, после 3-летнего простоя по техническим причинам ста­ла давать 58 баррель/сут почти одной воды. Пластовое давле-

316

ние составляло 9,6 МПа. Попытки вызвать приток нефти с по­мощью реагентных обработок и свабирования оказались без­успешными. При проведении виброволновой обработки в ка­честве рабочей жидкости использовали 0,05%-ный водный раствор ПАВ. В процессе поинтервального виброволнового воздействия из пласта наряду с кольматантом было извлечено около 70 баррелей нефти. После пуска в эксплуатацию отбор жидкости установили на уровне 90-100 баррель/сут. Через 5 сут в продукции появилась нефть и впоследствии дебит нефти возрос до 50 баррель/сут при отборе жидкости около ПО бар­рель/сут.

Работы по осуществлению технологического процесса про­водились совместно с американской сервисной компанией "BJ services international, S.A.". В ходе работ были отобраны пробы кольматанта, извлеченного из пласта Mogollon, анализ кото­рых был сделан в исследовательском центре BJ в Хьюстоне (США). Это позволило установить природу кольматанта и на­метить пути дальнейшего совершенствования композиций хи­мических реагентов. Эта компания дала высокую оценку тех­нологии и высказала пожелание произвести усовершенствова­ния оборудования по снижению энергетических затрат.

Ввиду сложных геолого-промысловых условий работы, низких пластовых давлений и необходимости обеспечения вы­соких расходно-напорных характеристик обработок скважин при использовании генераторов колебаний типа ГЖ совместно со струйными насосами, добывающие фирмы вынуждены бы­ли арендовать мощные и дорогостоящие насосные агрегаты фирмы "Halliburton", что снижало рентабельность проводимых мероприятий и перспективу их использования. В связи с соз­данием новых более эффективных и экономичных скважин-ных генераторов типа ГД2В планируется, начиная с 2000 г., продолжить работы по использованию технологии ВДХВ на месторождениях Южной Америки. В настоящее время достиг­нута договоренность с рядом зарубежных фирм, проводятся подготовительно-организационные мероприятия.

Германия

В период июль-август 1999 г. в Германии на месторожде­нии Ханкенсбюттель-юг (Hankensbuttel-Sud), владельцем ко­торого является компания RWE-DEA, были проведены две де­монстрационные обработки скважин: HS.18 (нагнетательная), HS.92 (добывающая) с использованием технологии ВДХВ. По

317

данным проведенных до обработки исследований по скв. HS.18 наблюдалось фактически отсутствие скин-эффекта, а в скв. HS.92 было необходимо проведение мероприятий по очи­стке ПЗП.

Виброволновое воздействие на ПЗП обеих скважин осуще­ствлялось по желанию заказчика без сочетания с химреагент-ным воздействием.

Результаты работ по скв. HS.18. Объектом эксплуатации скв. HS.18 является пласт Dogger-beta (oberes Lager), который залегает в интервале глубин 1484—1506 м и представляет собой песчаник с массовой долей кварца 95 %, пористостью 20-25 % и проницаемостью около 0,040 мкм . Эксплуатационная колонна имеет диаметр 7" и длину 1561,6 м. Искусственный забой 1510 м, интервал перфорации 1484-1503 м, текущее пластовое давление 13,0 МПа.

Закачиваемая в скважину сточная вода (плотность 1120 кг/м³, массовая концентрация солей Na, Mg, Ca 100 г/м³) про­ходит очистку на фильтрах, и в нее периодически вводятся добавки соляной кислоты и ПАВ с целью растворения в ПЗП солей железа и поддержания темпа нагнетания. Приемистость в 1997-1999 гг. поддерживалась на уровне 450 м³/сут, а репрес­сия на пласт до конца 1998 г. составляла 6,0-7,5 МПа и затем понизилась до 4,8- 5,0 МПа.

Предварительно на скважине были проведены работы по опрессовке НКТ. Затем на НКТ в интервал перфорации были спущены последовательно резонатор, генератор колебаний, спецфильтр, пакер (фирмы "Halliburton") со струйным насо­сом, вставной фильтр и седло опрессовочного клапана.

На устье скважины был установлен превентор фирмы "Cameron". Обвязка наземного оборудования включала насос­ный агрегат 290HD001 фирмы "Halliburton MFG & SERVICES LTD", фильтровальную установку тонкой очистки фирмы "Halliburton", емкость объемом 21 м³ для приема выходящей из затруба воды, емкость 40 м³ для отфильтрованной воды, а также резервную емкость 21 м³. В воду был добавлен ПАВ -реагент XYLENE фирмы "CLARLANT" с содержанием 1 кг на 1 м³. На нагнетательном и выходном (из затруба) трубопрово­дах были установлены расходомеры, по которым производи­лось измерение количества закачиваемой и вытекающей воды. Давление нагнетания и в затрубе измерялось с помощью элек­тронных и показывающих манометров. Схема обвязки назем-

318

ного оборудования при осуществлении обработки скважины представлена на рис. 10.1.12.

Перед проведением виброволнового воздействия было про­изведено гидродинамическое исследование (тестирование) по определению давления закачки при расходах 200, 250, 300, 350, 400 и 450 л/мин, которое соответственно составило 2,2; 3,2; 4,3; 5,8; 7,4 и 9,0 МПа.

В иброволновое воздействие производилось в двух положе­ниях при установке щелей резонатора на глубинах 1490 и 1492 м, при этом пакер был посажен на глубинах 1465 и 1467 м. Продолжительность воздействия в первом положении состави­ла 3 ч. При давлении нагнетания 15,0-19,0 МПа расход был 11,5-13,5 дм³/с, что соответствовало расчетным параметрам. Приток жидкости из пласта (разница между расходами нагне­таемой и вытекающей воды) достигал 70 дм /мин. В отобран­ных пробах жидкости содержались мелкие взвешенные части­цы от черного до темно-коричневого цвета. После 2 ч обра­ботки было произведено гидродинамическое тестирование при закачке в пласт с расходами 450, 500 и 550 дм³/мин, и при этом

Рис 10.1.12. Схема обвязки наземного оборудования при осуществлении виб­роволновой обработки:

1 — насосная станция; 2 — водовод; 3 — резервная емкость объемом 20 м^; 4 — проме­жуточная емкость объемом 40 ж; 5 — фильтровальная установка; 6—насосный агрегат; 7 — подъемник; 8 — скважина

319

давление составило соответственно 9,0; 11,0 и 13,0 МПа.

Продолжительность воздействия во втором положении ре­зонатора составила 5 ч. Приток жидкости изменялся от 10 до 50 л/мин. В отбираемых пробах жидкости желтого цвета со­держались темно-коричневые взвешенные частицы. Через 3 ч после начала обработки было произведено гидродинамическое тестирование при закачке с расходами 450, 500 и 550 дм³/мин, при этом давление нагнетания составило соответственно 8,9; 10,0 и 13,0 МПа. После выявления существенного снижения количества взвешенных частиц в отобранных пробах жидкости виброволновое воздействие было прекращено.

Затем сорвали пакер и произвели гидродинамическое тес­тирование, аналогичное проведенному перед обработкой. В ре­зультате давление закачки снизилось на 0,2-0,3 МПа.

Результаты проведенных гидродинамических тестов пред­ставлены на рис. 10.1.13.

При извлечении виброволнового оборудования никаких на­рушений целостности и неисправностей в нем не было обна­ружено. После пуска под закачку давление нагнетания соста­вило 4,0 МПа, в течение 1,5 мес постепенно поднялось до 4,5-4,7 МПа и потом скачком возросло до 5,0- 5,3 МПа.

Результаты работ по скв. HS.92. Объектом эксплуатации скв. HS.92 является пласт Dogger-beta (oberes Lager), который залегает в интервале глубин 1615,2-1643,2 м и представляет собой песчаник с пористостью 20-25 % и проницаемостью около 0,05-0,10 мкм²! Скважина имеет эксплуатационную ко­ лонну диаметром 7", длиной

320

2200

О

>Л 1Л »f) 1Л If) О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О О

^^ в^ Ov 3*\ Ov О^. ^^ ^^ f^i ^^ ^^ ^^ ^н ^™

9. т.

Рис. 10.1.13. Изменение напорно-расходных характеристик закачки жидкости в скважину и притока из пласта в ходе виб­роволновой обработки скв. HS.18:

/ — подача; // — излив; III — давление

321

1700 м. Текущий забой 1640 м, интервал перфорации 1615-1624 м, текущее пластовое давление 13,0 МПа.

Отбор жидкости в 1996-1998 гг. с 270 м³/сут периодически снижался и установился на уровне около 150 м³/сут при об­водненности 99 %. В январе 1999 г. дебит скачком упал до ну­ля.

Перед проведением виброволновой обработки было извест­но, что забой скважины загрязнен солеотложениями барита и кальцита ниже глубины около 800 м. Поэтому предварительно на скважине были проведены работы по разбуриванию соле-отложений, повторной кумулятивной перфорации в интерва­лах 1615-1619 и 1619-1624 м (по 20 отв/м), промывке забоя и опрессовке НКТ.

Затем в скважину в интервал перфорации было спущено на НКТ подземное оборудование, аналогичное использованному для скв. HS.18. Обвязка наземного оборудования также была аналогичной. Кроме того, к резонатору был присоединен кон­тейнер, в который установили глубинный автономный много­суточный манометр для замера забойного давления в процессе проведения обработки.

Внешний вид устья скважины, оборудованной для вибро­волновой обработки, показан на рис. 10.1.14.

Рис. 10.1.14. Внешний вид устья скв. HS.92, оборудованной для виброволно­вой обработки

322

Перед проведением виброволнового воздействия было осуществлено гидродинамическое тестирование по опре­делению давления закачки при расходах 300, 350 и 400 дм³/мин, которое соответственно составило 3,6, 5,6 и 8,0 МПа.

Виброволновое воздействие производили при установке щелей резонатора на глубинах 1618 м, при этом пакер был по­сажен на глубине 1602 м.

Продолжительность воздействия составила 4 ч. При дав­лении нагнетания 13,0-18,0 МПа расход составлял 13,5-16 дм³/с, что соответствовало расчетным значениям. Приток жид­кости из пласта (разница между расходами нагнетаемой и вы­текающей воды) изменялся от 120 до 200 дм³/мин. Забой­ное давление, согласно показаниям глубинного манометра, при этом снижалось до 3,0-5,0 МПа. В отобранных пробах жидко­сти содержались мелкие взвешенные частицы черного цвета. К концу обработки в пробах появилась пленка нефти, вода по­светлела и приобрела желтовато-сероватый оттенок с незначи­тельным содержанием взвешенных частиц, после чего вибро­волновое воздействие было остановлено. Затем сорвали пакер и произвели гидродинамическое тестирование, аналогичное проведенному перед обработкой. При расходах 300, 350, 400 и 450 дм³/мин давление нагнетания соответственно составило 1,3, 2,2, 3,3 и 4,7 МПа, т.е. в результате обработки давление закачки снизилось в 3 раза. При извлечении виброволнового оборудования никаких нарушений целостности и неисправно­стей в нем не было обнаружено.

После пуска скважины в эксплуатацию отбор жидкости ус­тановился на уровне 235 м³/сут, достигнув значения отбора, который наблюдался еще в 1996 г.

На рис. 10.1.15 представлены результаты тестирования ре­жима циркуляции (давления закачки, расходов по напорной магистрали и на выходе из скважины) при проведении вибро­волнового воздействия при создании депрессии, а на рис. 10.1.16 - кривые отбора жидкости из скважины до и после об­работки.

Таким образом, результаты работ, как и ожидалось, показа­ ли наличие положительного эффекта по скв. HS.92, призабой- ная зона которой, в отличие от скв. HS.18, была засорена раз­ личными кольматантами. На скв. HS.18 фактически же была проведена демонстрация работы вибровол-

323

m r^l Г) fl fl Ifl Ifl ITi ID Ш 1П

Ti ?! ?. Ti 5 T. Ti f. f! 9. ^ fl

l/i IT) lh" If) ^O <5 ^O <j Ю l~-' 1^-' 1^

HrtH

Ifi 1Л ITi 1Л l/^ 1Л 1/1 <П If! <П ID IT* 1Л Vi Ifl Ifi fS fS ГЧ

fj 9. t: Ti T! ?. fi 9 T. ^ T>. V. f! 9. T! ^ H f! 9

1^ X X 90 X 90 X &. Ov &. O> Q\ 6\ О О О О О »—

Время

Рис 10.1.15. Изменение напорно-расходных характеристик закачки жидкости в скважину и притока жидкости из пласта в

процессе виброволновой обработки скважины HS.92:

/— излив; // — подача; ///— приток из пласта; IV— давление

324

_г

2.iff 19ft i7ft
	. /J		i
Hft I.iff it ft	L
9ft 7ft	L 1	1 J 1 1 1 ■ J L

_i

^ £ £

- N rf

7 9?

r-^r ad *i 9 Ci ^

Рис 10.1.16. Диаграмма отбора жидкости из скв. HS.92 до и после проведения виброволновой обработки:

/ — дебит; // — обводненность

нового оборудования и технологических режимов обработки ПЗП. Необходимо отметить, что представители компании RWE-DEA осуществляли четкий и жесткий контроль за все­ми технологическими операциями обработки скважин. В ре­зультате была зафиксирована хорошая сопоставимость меж­ду расчетными и фактическими параметрами режимов техно­логического процесса, а также подтверждена высокая надеж­ность работы виброволнового оборудования. На обеих сква­жинах использовали один и тот же комплект оборудования (за исключением сменных вставок). По окончании работ бы­ли проведены тщательный осмотр и ревизия оборудования, результаты которых показали отсутствие повреждений и за­метных следов износа.

Учитывая полученные положительные результаты работ, запланировано проведение виброволновых обработок скважин на месторождениях компании RWE-DEA в Германии в сочета­нии с закачкой растворов химреагентов. Кроме того, прово­дятся переговоры с дочерними фирмами данной компании о развертывании работ в других странах.

325