Аникин, И. В.

Electronic archive of Tomsk Polytechnic University

  СЕКЦИЯ 11. СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 73  4. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т, Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М., 2000. – 414 с. ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕННОСТИ СКВАЖИН ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И.В. Аникин Научный руководитель - старший преподаватель Ю.А. Максимова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Обводненность продукции разрабатываемых месторождений – серьезная и распространенная проблема нефтяной промышленности. Сегодня нефтяные компании добывают примерно три тонны воды на каждую тонну нефти, извлекаемой из истощающихся пластов. Много средств тратится ежегодно на подготовку и утилизацию извлекаемой воды. Во многих случаях современные технологии ограничения водопритоков (ОВ) могут привести к значительному снижению затрат и увеличению добычи нефти. Представленная информация поможет понять особенности проблем избыточных водопритоков, способы их определения и методы решения. Добываемую воду разделяют на 2 типа. К первому типу относят воду, которая поступает из нагнетательных скважин или из активных водоносных горизонтов, вносящих свой вклад в вытеснение нефти из пласта. Она поступает в скважину в объеме меньшем предельного, соответствующего критическому водонефтяному фактору. Водонефтяной фактор (ВНФ) является отношением дебита воды к дебиту нефти и диктуется экономикой. Ко второму типу относят воду, поступающую в скважину и добываемую без нефти или с нефтью в объеме, не достаточном для покрытия расходов, связанных с ее утилизацией - т.е. объем воды превышает экономический предел, определяемый критическим ВНФ. Причины появления воды второго типа в каждой отдельной скважине могут быть разнообразны. В таблице они сведены к десяти базовым ситуациям. Представленная здесь классификация типов проблем, связанных с водопритоками, упрощена, и на самом деле возможно большое число их комбинаций. Таблица  Основные типы проблем избыточных водопритоков Проблемы Причины Пути решения для скважин Вертикальных Горизонтальных 1. Негерметичность обсадной колонны, НКТ или пакера. - старение фонда скважин; - технологические причины; - коррозия. - применение изолирующих жидкостей и использование пробок, цементных мостов и пакеров; - применение пластырей. 2. Заколонные перетоки. - низкое качество цементного камня; - пустоты в заколонном пространстве. - применение изолирующих жидкостей (закачивание высокопрочного цемента или смолистых полимеров в затрубное пространство, либо менее прочных жидкостей на гелевой основе, закачиваемых в пласт для остановки притока в затрубное пространство). 3. Движение водонефтяного контакта (ВНК). - очень низкая вертикальная проницаемость. - заглушка нижних отверстий перфорации с использова-нием механических систем. - зарезка второго горизонтального ствола.  4. Обводненный  пропласток без внутрипластовых перетоков. - наличие высокопроницаемого пропластка, ограниченного сверху и снизу водоупорами. - применения неупругих изолирующих жидкостей или механических изоляторов. - проблема не встречает-ся в горизонтальных скважинах, вскрывающих лишь один продуктивный горизонт. 5. Трещиноватость или разломы между нагнетательной и добывающей скважинами. - наличие трещиноватых или трещиновато-пористых пластов, разветвленных систем трещин. - закачка гелей; - водоизоляция (является наилучшим решением данной проблемы). 6. Трещины или разломы,  которые соединяют нефтяной и водяной пласты. - наличие системы трещин, пересекающих водяной  пласт. - обработка трещин гелевыми составами (особенно успешна, когда по трещинам нет притока нефти); - закупорка трещин  в  прискважинной зоне (при наличии локализованной  системы  трещин). 7. Конусо- или языкооборазование. - ВНК рядом с нижними отверстиями перфорации - высокая вертикальная проницаемость. - закачка больших объемов слоя геля выше ВНК; - бурение горизонтальных стволов  вблизи  кровли. - применение изоляции в прискважинной зоне на достаточные расстояния по стволу вниз и вверх. 8. Низкий коэффициент охвата по площади. - неоднородность проницаемости по площади; - близость к источнику воды. - отклонение потока нагнетаемой воды; - уплотняющее бурение. - изоляции отдельных частей скважины.     ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР 74  Проблемы Причины Пути решения для скважин Вертикальных Горизонтальных 9. Пласт, стратифицированный по насыщенности гравитационным разделением флюидов. - гравитационное разделение флюида. - зарезка горизонтальных стволов; - заводнение пенами. - зарезка второго ствола, ближе к кровле пласта. 10. Обводненный пропласток с внутрипластовыми перетоками. - высокопроницаемые пропластки, не разобщенные непроницаемыми перемычками. - закачка геля в тонкий обводненный пропласток достаточно глубоко; - бурение горизонтальных скважин. - в горизонтальных скважинах, расположенных в одном пропластке, подобные проблемы не встречаются.  Первые четыре из выше перечисленных проблем легко поддаются контролю в скважине или прискважинной зоне. Решением для пятой и шестой проблемы является закачка глубокопроникающих гелей. Остальные из таблицы проблемы требуют больших затрат и изменений в заканчивании скважин и технологии добычи. Для эффективной борьбы с водопритоками необходимо понимание возникающих проблем. Путём к устранению источника избыточного обводнения является диагностика, которая позволяет определить тип возникающей проблемы. В скважинной диагностике водопритоков можно выделить три основных направления: подбор скважин-кандидатов, определение типа проблемы и определение профиля притока воды в скважину. Достаточно нужной информации для диагностики содержится в данных по истории добычи. Существует несколько способов определения источника избыточного обводнения, в которых используется информация об изменении ВНФ, динамике добычи и данных каротажа: График логарифма ВНФ от накопленной добычи. Он позволяет определить ожидаемую накопленную добычу в отсутствие каких-либо действий по ограничению водопритоков.  График истории добычи. На данном графике в логарифмических координатах отложены дебиты нефти и воды от времени. У хороших скважин-кандидатов увеличение добычи воды и уменьшение добычи нефти начинается приблизительно в одно время.  Анализ кривых падения дебита. На этом графике в полулогарифмических координатах откладываются значения дебита по нефти от накопленной добычи. Ускоренное падение дебита по нефти может служить индикатором не только наступающего обводнения, но и значительного падения давления в результате истощения пласта либо снижения гидравлической проводимости прискважинной зоны. Графическая диагностика развития обводнения. График зависимости ВНФ от времени в логарифмических координатах может быть полезен для определения конкретного типа проблемы обводнения при его сравнении с кривыми, соответствующими известным моделям. Анализ остановок скважин и ограничений их дебитов. Анализ колебаний ВНФ может быть полезен при определении типа проблемы.  Системный анализ NODAL. NODAL-анализ является стандартным методом моделирования поведения скважины и состоит обычно из следующих этапов: построение модели, геология, пластовое давление, выбор корреляций для расчета многофазных течений в наклонных трубах, перетоки при остановке скважины и в режиме эксплуатации. Каротажные диаграммы профиля притока. Современные диаграммы профиля притока позволяют локализовать места поступления воды в ствол скважины и определить объемное содержание фаз. Большинство нефтяных месторождений России находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется снижением уровня добычи и ростом обводненности извлекаемого флюида. Правильное понимание причин избыточных водопритоков влечет эффективное решение возникающих проблем. Рациональный контроль за обводненностью добываемой продукции повышает рентабельность разработки месторождения, а также снижает расходы на переработку и утилизацию добываемой воды.  Литература 1. Билл Бейли и др. Диагностика и ограничение водопритоков//Нефтегазовое обозрение. - 2001. – №1. - С. 44-67. 2. Дубнинский Г.С. и др. Геолого-технологическое обоснование адресных методов увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока в залежах высоковязких нефтей//Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – Уфа, 2013. –  № 2(92). – С. 5-15. 3. Синцов И.А., Остапчук Д.А. Диагностика причин обводнения горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – Москва,2014. - №5. – С. 30-33. 4. Стрижнев в.а. построение технологии по отключению обводненных интервалов продуктивного пласта//Нефтепромысловое дело. – Москва,2015. - №1. – С. 8-11. 5. Газизов А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. – М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. -285 с.  

Особенности процесса обводненности скважин при эксплуатации нефтяных месторождений

http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/51123/1/conference_tpu-2018-C11_V2_p73-74.pdf

Особенности процесса обводненности скважин при эксплуатации нефтяных месторождений

Abstract

Similar works

Full text

Available Versions

Electronic archive of Tomsk Polytechnic University