Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Опыт ограничения водопритока в условиях высоковязких нефтей

При добыче нефти на месторождении высоковязкой нефти возник «кинжальный» прорыв воды от нагнетательной скважины к добывающей. Для его устранения была разработана технология адресного тампонирования интервала прорыва.
В ходе ОПР по ограничению водопритока были подобраны и протестированы реагенты для ОВП – эмульсионный состав на основе эмульгатора «Девон-4В» и полимерный состав NGT-Chem-3, а также апробирована технология РИР для горизонтальных скважин в условиях разработки залежей высоковязких нефтей в неконсолидированных песчаниках. После проведения РИР обводненность продукции добывающей скважины снизилась со 100 до 20%, а доля нагнетаемой воды в продукции сократилась вдвое, что подтверждает эффективность разработанной технологии.

13.12.2016 Инженерная практика №08/2016
Арсланов Ильдар Робертович Главный специалист отдела РИР ООО «Уфимский НТЦ»

Рис. 1. Схема расположения скважин в районе работ по ОВП
Рис. 1. Схема расположения скважин в районе работ по ОВП

Работы по ограничению водопритока (ОВП) проводились в 2015 году в паре скважин, эксплуатирующих нефтегазоконденсатное месторождение, приуроченное к терригенным породам верхней части сеноманских отложений. Эффективная длина горизонтальной добывающей скважины 702 м, горизонтальной нагнетательной скважины – 560 м, расстояние между ними – 100 м. Средняя глубина залегания продуктивного горизонта составляет 925 м.

Добываемая нефть характеризуется высокой вязкостью (217 сПз) и высоким содержанием смол. Дополнительные сложности при эксплуатации и заводнении месторождения создают низкие пластовые температуры (16°С), неконсолидированность нефтенасыщенного песчаника и широкий диапазон изменения проницаемости – от единиц до 5000 мД (рис. 1, 2).

Рис. 2. Разрезы вдоль стволов добывающей и нагнетательной скважин
Рис. 2. Разрезы вдоль стволов добывающей и нагнетательной скважин

ПРИЧИНЫ «КИНЖАЛЬНОГО» ПРОРЫВА ВОДЫ

Рис. 3. График совместной работы нагнетательной и добывающей скважин
Рис. 3. График совместной работы нагнетательной и добывающей скважин

В ходе проведения промысловых работ по заводнению залежи через 11 мес. после начала заводнения произошел «кинжальный» прорыв воды от нагнетательной скважины к добывающей. Это произошло при закачке на повышенных давлениях (рис. 3). На прорыв воды указывали почти мгновенный рост обводненности продукции до 90%, увеличение забойного давления добывающей скважины, а также резкое падение давления закачки при постоянном темпе закачки.

В качестве возможных причин «кинжального» прорыва воды рассматривались формирование «червоточины» в результате выноса песка, формирование трещины авто-ГРП при агрессивной закачке воды и наличие интервала суперколлектора.

Для более детальной оценки причин прорыва недропользователем была сформирована и реализована программа исследований. Ее реализация проходила в три этапа.

Рис. 4. График изменения концентрации и скорости прихода индикатора в добывающей скважине
Рис. 4. График изменения концентрации и скорости прихода индикатора в добывающей скважине

На первом этапе проводились трассерные исследования, в ходе которых была проведена закачка индикатора в нагнетательную скважину (рис. 4). Поступление индикатора в добывающую скважину было зафиксировано спустя два часа после начала закачки. Большая скорость фильтрации флюида указывает на непоровую систему фильтрации – трещину или канал преимущественной фильтрации по высокопроводящей разности (ВПР). Средняя расчетная проницаемость ВПР составила порядка 15500 Д (табл. 1). Диаметр канала ВПР, произведенный из расчета цилиндрической формы составил 366 мм.

Таблица 1. Результаты трассерных исследований
Таблица 1. Результаты трассерных исследований

На втором этапе программы разместили автономные распределенные датчики температуры (DTS) по стволу добывающей скважины и определили интервал притока в добывающей скважине. Температурный отклик на закачку горячей воды в добывающую скважину был получен спустя 2-2,5 ч в интервале 1786-1652 м в кровле пласта (рис. 5). Время отклика, сопоставимое со временем поступления индикатора в добывающую скважину при трассерном исследовании, подтверждает непоровый характер системы фильтрации.

Рис. 5. Определение интервала притока в добывающей скважине
Рис. 5. Определение интервала притока в добывающей скважине

На третьем этапе реализации программы был произведен спуск системы DTS в нагнетательную скважину и закачка горячей воды – температурного трассера. По данным DTS, основной интервал поглощения приходится на «пятку» нагнетательной скважины – температурный фронт остывания в данной области значительно опережал остальные интервалы. Быстрое остывание интервала поглощения при этом обусловлено интенсивным отбором нагретой воды добывающей скважиной через ВПР и приходом на ее место охлажденной воды. Интервал поглощения также расположен в кровле пласта на границе литологических разностей (рис. 6).

Рис. 6. Определение интервала поглощения в нагнетательной скважине системой DTS
Рис. 6. Определение интервала поглощения в нагнетательной скважине системой DTS

По результатам ПГИ по определению профиля приемистости, выполненным до «кинжального» прорыва воды в добывающую скважину, более 45% ухода воды приходилось на интервал 1220-1320 м, для которого характерна максимальная проницаемость коллектора. Также можно заметить, что профиль приемистости нагнетательной скважины до прорыва воды коррелирует с интервалами проницаемости по ГИС (рис. 7). По данным DTS после прорыва воды в добывающую скважину для интервала 1220-1320 м нагнетательной скважины характерен интенсивный прогрев ПЗП, что говорит о максимальном поглощении воды после прорыва. С глубины 1450 м интенсивность прогревания ПЗП резко уменьшается.

Рис. 7. Проницаемость и температурный профиль нагнетательной скважины
Рис. 7. Проницаемость и температурный профиль нагнетательной скважины
Таблица 2. Основные результаты ГДИС
Таблица 2. Основные результаты ГДИС

После реализации всех трех этапов программы были проведены ГДИС, по результатам которых был оценен объем водопромытых каналов, составивший 36,2 м3 (рис. 8, табл. 2). Проницаемость трещины ГРП, выявленная в процессе ГДИС, оказалась сопоставима с проницаемостью, определенной в межскважинном пространстве по данным трассерных исследований, – 11800-15500 Д.

Рис. 8. Характеристики межскважинного пространства по результатам ГДИС
Рис. 8. Характеристики межскважинного пространства по результатам ГДИС

РАЗРАБОТКА ДИЗАЙНА РИР

С учетом условий месторождения была разработана технология адресного тампонирования заданного интервала нагнетательной скважины с защитой остальной части горизонтального ствола от воздействия полимерного состава. Схема ОПР включала в себя подбор и тестирование полимерного (тампонажного) состава, эмульсионного состава (ЭС), проведение РИР и оценку их результатов.

Тампонажный состав подбирался исходя из результатов тестирования, проведенного в лаборатории ООО «Уфимский НТЦ». Состав должен был соответствовать следующим требованиям: высокие прочностные характеристики, термосолестойкость, стойкость к механической деструкции, отсутствие коррозионной активности, совместимость с пластовыми флюидами и отсутствие отрицательного влияния на систему сбора и подготовки нефти.

Наилучшие реологические свойства показал состав NGT-Chem-3 с комплексным органическим сшивателем (табл. 3, 4). Этот реагент представляет собой одноупаковочный материал, который не требует введения каких-либо иных реагентов. Его растворение занимает порядка 30-40 мин при температуре 25°С. Время гелеобразования реагента в пластовых условиях регулируемое. NGT-Chem-3 формирует прочные гели от «умеренно деформируемых» до «звенящих» и обладает высокой устойчивостью к температурной и механической деструкции. При выдерживании NGTChem-3 в пластовой воде при температуре

Таблица 4. Реологические характеристики тампонажных составов (Т = 16 °C)
Таблица 4. Реологические характеристики тампонажных составов (Т = 16 °C)

90°С гель остается прочным и однородным. Он не подвергается термодеструкции при температуре 80-90°С в течение 16 месяцев.

Таблица 3. Тампонажные составы, протестированные в ООО «Уфимский НТЦ»
Таблица 3. Тампонажные составы, протестированные в ООО «Уфимский НТЦ»

Чтобы защитить горизонтальную часть ствола скважины от попадания полимерного состава, был разработан «жидкий пакер» – эмульсионный состав (ЭС) на основе эмульгатора «Девон-4В» (табл. 5, 6). ЭС образовывает стабильные и вязкие эмульсии, позволяет максимально сохранить коллекторские свойства ПЗП, селективно изолирует промытые участки и дает возможность подключить в разработку слабодренируемые пропластки.

Таблица 5. Сравнение устойчивости эмульсионных составов на разных эмульгаторах
Таблица 5. Сравнение устойчивости эмульсионных составов на разных эмульгаторах
Таблица 6. Параметры эмульсионного состава на основе эмульгатора «Девон-4В»
Таблица 6. Параметры эмульсионного состава на основе эмульгатора «Девон-4В»

РИР проводились в три этапа. На первом этапе ЭС закачивался в горизонтальный участок скважины.

Объем ЭС при этом соответствовал объему горизонтальной части ствола скважины. На втором этапе производилась закачка тампонажного состава в зону интенсивного водопоглощения. Объем состава рассчитывался на основании данных по объему трещины, определенных в процессе ГДИС. На третьем этапе ЭС был вымыт из горизонтального участка скважины посредством обратной циркуляции.

Рис. 9. График эксплуатации скважин после РИР
Рис. 9. График эксплуатации скважин после РИР

В результате проведения РИР обводненность продукции добывающей скважины снизилась со 100 до 20% при совместной работе с нагнетательной скважиной. Максимальная скорость поступления индикатора снизилась в 31 раз, средняя – в 18 раз. Максимальная проницаемость трубок тока снизилась в 127 раз, средняя – в 72,5 раза. Приток воды в добывающую скважину от нагнетательной скважины сократился вдвое. После РИР скважина работала с низкой обводненностью один месяц, после чего снова было допущено

превышение давления закачки проектного значения и произошел новый мгновенный рост обводненности добывающей скважины до 100% с образованием нового «кинжального» прорыва (рис. 9).

Анализ причин «кинжального» прорыва воды показывает, что снижение риска прорыва воды при заводнении может быть достигнуто за счет выбора оптимального давления, темпа и объемов закачки воды в пласт. При неблагоприятном развитии ситуации, когда прорыв воды все-таки произошел, необходимо применять технологию ОВП.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Ильдар Робертович, объясните пожалуйста, с чем связан повторный «кинжальный» прорыв воды после проведения РИР?
Ильдар Арсланов: Повторный прорыв связан с тем, что заказчик превысил рекомендованное ООО «Уфимский НТЦ» давление закачки воды в нагнетательной скважине.
Вопрос: Из каких компонентов изготавливается состав NGT-Chem-3 – отечественных или импортных?
И.А.: Все компоненты NGT-Chem-3 импортные.
Вопрос: Вы сказали, что месторождение характеризуется низкими пластовыми температурами (16°С). Чем же тогда обусловлено использование термостойкого полимера NGT-Chem-3, выдерживающего температуры до 80-90°С?
И.А.: Дело в том, что разработка данного месторождения, нефть которого характеризуется высокой вязкостью, ведется с закачкой горячего пара в скважины. Температура на устье скважин составляет при этом 115°С, а в изолируемом объекте – до 80-85°С. Соответственно, полимер в процессе эксплуатации подвергается высокотемпературному воздействию. В лаборатории ООО «Уфимский НТЦ» мы доказали, что состав в данных условиях будет работать.
Вопрос: В качестве рабочего агента в нагнетательную скважину поступает горячая вода или пар?
И.А.: Пар.
Вопрос: А в каком состоянии вода находится в «пятке» скважины?
И.А.: В форме конденсата.
Вопрос: Не могли бы Вы пояснить, что внешне представляет собой неконсолидированый нефтенасыщенный песчаник?
И.А.: Этот песчаник буквально рассыпается в руке и этим похож на речной песок.
Вопрос: Каким давлением на устье скважины создается забойное давление 100-110 атм, при котором происходит прорыв воды в нагнетательной скважине?
И.А.: Это давление создается давлением на устье порядка 10 атм.
Вопрос: НКТ какого диаметра применялись при закачке тампонажного и полимерного составов и воды?
И.А.: Использовались НКТ диаметром 73 мм.
Вопрос: Почему вы отказались от использования пакеров при проведении этих РИР?
И.А.: Практически весь горизонтальный ствол добывающей скважины представлен проволочным щелевым фильтром, что полностью исключает возможность посадки пакера.
Вопрос: Каким было допустимое давление закачки полимера?
И.А.: Это давления составляло 50 атм.
Вопрос: А каков был объем закачки полимера?
И.А.: 30 м3.
Вопрос: Сколько времени ушло на подготовку к проведению РИР по данной технологии?
И.А.: Подготовка к реализации проекта заняла почти полгода.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Перспективы проведения РИР на месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
Подход к организации направления «водоизоляционные работы» в ПАО «ЛУКОЙЛ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С.Балянова.