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, нефть которого характеризуется высокой вязкостью, возник прорыв воды от нагнетательной скважины к добывающей. Для его устранения была разработана технология адресного тампонирования интервала прорыва.

В ходе опытно-промышленных работ (ОПР) по ограничению водопритока (ОВП) были подобраны и протестированы реагенты для ОВП – эмульсионный состав на основе эмульгатора и полимерный состав NGT-Chem-3, а также разработан дизайн работ на горизонтальной нагнетательной скважине. После проведения работ по ОВП доля нагнетаемой воды в продукции сократилась вдвое, а по добывающей скважине отмечено снижение обводненности, 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 ОВП проводились в 2015 году на 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 (рис. 1). Средняя глубина залегания продуктивного горизонта составляет 925 м.

Добываемая нефть характеризуется высокой вязкостью (более 200 сПз в пластовых условиях) 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 [1].

В период после начала заводнения и прокачки менее 1% от нефтенасыщенного порового объема произошел прорыв воды от нагнетательной к добывающей скважине при повышенных давлениях закачки воды. На прорыв воды указывали такие факторы как почти мгновенный рост обводненности до 90% и повышение забойного давления в добывающей скважине, резкое снижение давления закачки в нагнетательной скважине при постоянном темпе закачки, а также снижение обводненности до 50-60% в добывающей скважине при остановке нагнетательной скважины [2].

Рис. 2. Интервалы поглощения и поступления воды в нагнетательную и добывающую скважины
Рис. 2. Интервалы поглощения и поступления воды в нагнетательную и добывающую скважины

В данной работе по результатам проведенных трассерных исследований закачкой индикатора в нагнетательную скважину удалось оценить диаметр трубок тока и их объем, которые составили 365 мм и 37 м3 соответственно, а также проницаемость, которая составила 15 500 мкм2. Установкой датчиков температуры (DTS) по стволу как добывающей, так и нагнетательной скважин с закачкой горячей воды в нагнетательную скважину определен интервал притока воды в добывающую скважину и интервал максимального водопоглощения в нагнетательной скважине. Интервал притока воды в добывающую скважину определен в интервале 1786-1652 м, а максимальное поглощение в нагнетательной скважине выявлено в интервале 1220-1260 м.

На рисунке 2 представлены интервал максимального поглощения воды в нагнетательной и интервал притока в добывающую скважины.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ

Схема ОПР включала в себя подбор и тестирование полимерного (тампонажного) состава, эмульсионного состава (ЭС), проведение ОВП и оценку их результатов. Тампонажный состав подбирался исходя из результатов тестирования, проведенных в лаборатории ООО «Уфимский НТЦ».

Состав должен был соответствовать следующим требованиям: высокие прочностные характеристики, стойкость к механической и солевой деструкции, отсутствие коррозионной активности, совместимость с пластовыми флюидами и отсутствие отрицательного влияния на систему сбора и подготовки нефти. Кроме того, тампонажный состав должен обладать устойчивостью к термической деструкции ввиду разработки месторождения высоковязкой нефти с закачкой горячей воды в нагнетательную скважину с температурой до 115°С.

Рис. 3. Сшитый NGT-Chem-3
Рис. 3. Сшитый NGT-Chem-3

Наилучшие реологические свойства показал состав NGT-Chem-3 с комплексным органическим сшивателем (рис. 3, табл. 1, 2). Этот реагент представляет собой одноупаковочный материал, который не требует введения каких-либо иных реагентов. Его растворение занимает порядка 30-40 минут при температуре 25°С. Время гелеобразования реагента в пластовых условиях регулируемое.

Таблица 1. Тампонажные составы, протестированные в ООО «Уфимский НТЦ»
Таблица 1. Тампонажные составы, протестированные в ООО «Уфимский НТЦ»
Таблица 2. Реологические характеристики тампонажных составов (Т = 16 °C)
Таблица 2. Реологические характеристики тампонажных составов (Т = 16 °C)

NGT-Chem-3 формирует прочные гели от «умеренно деформируемых» до «звенящих» и обладает высокой устойчивостью к температурной и механической деструкции [3]. При выдерживании NGT-Chem-3 в пластовой воде при 90°С гель остается прочным и однородным. Он не подвергается термодеструкции при температуре 80-90°С в течение 16 месяцев [4].

Рис. 4. Эмульсионный состав
Рис. 4. Эмульсионный состав

Чтобы защитить горизонтальную часть ствола скважины от попадания полимерного состава, был разработан «жидкий пакер» – эмульсионный состав (ЭС) на основе эмульгатора марки 3 (рис. 4, табл. 3, 4). 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 3. Сравнение устойчивости эмульсионных составов на разных эмульгаторах
Таблица 3. Сравнение устойчивости эмульсионных составов на разных эмульгаторах
Таблица 4. Параметры эмульсионного состава на основе эмульгатора «Девон-4В»
Таблица 4. Параметры эмульсионного состава на основе эмульгатора «Девон-4В»

РАЗРАБОТКА ДИЗАЙНА РИР И ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ

С учетом условий месторождения и наличием в конструкции нагнетательной скважины нецементированного хвостовика с сетчатым фильтром была разработана технология адресного тампонирования заданного интервала нагнетательной скважины с защитой остальной части горизонтального ствола от воздействия полимерного состава. ОВП 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 объема трещины, определенных в ранее проводимых исследованиях.

На третьем этапе ЭС был вымыт из горизонтального участка скважины посредством обратной циркуляции.

В результате проведения ОВП обводненность продукции добывающей скважины снизилась со 100 до 20% при совместной работе с нагнетательной скважиной. Максимальная скорость прихода индикатора снизилась в 31 раз, средняя – в 18 раз. Максимальная проницаемость трубок тока снизилась в 127 раз, средняя – в 72,5 раза. Объем воды добывающей скважины, поступающей от нагнетательной скважины, сократился вдвое.

Рис. 5. График эксплуатации скважин после РИР
Рис. 5. График эксплуатации скважин после РИР

После ОВП скважина работала с низкой обводненностью один месяц, после чего снова было допущено превышение давление закачки сверх проектного и произошел новый мгновенный рост обводненности добывающей скважины до 100% с образованием нового прорыва (рис. 5).

Анализ причин 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.

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Особенности планирования, проведения и интерпритации результатов пилотных работ на Русском месторождении высоковязкой нефти. Часть 1/ С.В. Туленков, Д.С. Мачехин, К.В. Вологодский (и др.) // Нефтяное хозяйство. – 2013. — №10. – С. 70-73.
  2. Особенности планирования, проведения и интерпритации результатов пилотных работ на Русском месторождении высоковязкой нефти. Часть 1/ С.В. Туленков, Д.С. Мачехин, К.В. Вологодский (и др.) // Нефтяное хозяйство. – 2013. — №11. – С. 40-43.
  3. Совершенствование технологии РИР в сложных геолого-промысловых условиях / В.А. Стрижнев, Д.В. Каразеев и др.// Инженерная практика. – 2015. — №8. – С. 32-36.
  4. Адресный подход к решению вопросов ВПП, РИР и борьбы с осложнениями с помощью линейки реагентов NGT-Chem / Д.В. Каразеев, Е.И. Коптяева, В.А. Стрижнев (и др.) // Нефть. Газ. Новации. – 2015. — №6. – С. 38-44.
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 №02/2018

Инженерная практика

Выпуск №02/2018

Системы мониторинга и управления для механизированной добычи нефти. Подготовка и транспорт скважинной продукции
Применение ТМС в скважинах осложненного фондаУдаленный мониторинг и управлениеОПИ ИСУ УЭЦН с виртуальным расходомером и УШГН с вентильным приводомКонтроль энергоэффективностиЕдиный протокол ТМС ПАО «ЛУКОЙЛ»Мобильная установка-стенд для испытания технологий подготовки скважинной продукцииМониторинг транспорта многофазной продукцииАнализ эффективности облегчения тампонажных составов
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Разработка месторождений
ОВП — 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Ограничение водопритока ‘2018

17-18 мая 2018 г., г. Уфа
Обмен опытом и анализ эффективности методов и технологий предотвращения и снижения обводнения продукции скважин на всех этапах разработки месторождения — начиная с проектирования системы разработки месторождений с учетом геологических условий и обеспечения качественного цементирования строящихся скважин и заканчивая технологиями РИР. Планируются выезды на производственные площадки предприятий.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда — июнь 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

18 – 22 июня 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.