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

Эффективность применения ВИР (ЭСС) за период 2009-2014 гг. на месторождениях ТПП «Повхнефтегаз»

Непрерывно растущий на месторождениях ТПП «Повхнефтегаз» фонд обводненных высокодебитных скважин, ожидающих проведения водоизоляционных работ (ВИР), требует внедрения новых технологий, которые позволили бы решить такие проблемы, как прорыв нагнетаемых вод по отдельным высокопроницаемым промытым каналам и пластовых вод по техногенным трещинам после гидроразрыва пласта, а также подтягивание подошвенной воды в условиях конусности.

Наряду с этим актуальность сохраняют также проблемы «запирания» системы сбора скважинной продукции, утилизации подтоварной воды по участку блочной кустовой насосной станции и высокого потребления электроэнергии, необходимой для работы высокодебитных электроцентробежных насосов (ЭЦН). Для решения указанных проблем в ТПП «Повховнефтегаз» в последние годы применяется специальная эмульсионно-суспензионная система (защитный барьер), которая воздействует на капиллярные процессы в призабойной зоне пласта, гидрофобизирует поверхность, обеспечивает рост вязкости в проницаемых каналах и их временную закупорку за счет самопроизвольного эмульгирования системы при контакте с водой, насыщающей пласт.

18.08.2015 Инженерная практика №08/2015
Жаринов Владимир Игоревич Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Большинство применяемых сегодня методов водоизоляции основываются на использовании специальных технологических приемов, обеспечивающих создание барьера на пути притока воды в скважину. Такие искусственные водоизоляционные экраны считаются одним из наиболее эффективных способов борьбы обводнением скважин при прорыве нагнетаемых вод, в том числе подошвенных.

Экран формируется в призабойной зоне пласта реагентами селективного действия в отношении насыщающих пласт флюидов.

Рис. 1. Механизм действия эмульсионно- суспензионного состава
Рис. 1. Механизм действия эмульсионно- суспензионного состава

Закачиваемая в составе растворов на углеводородной основе (РУО) эмульсионно-суспензионная система (ЭСС) воздействует на капиллярные процессы, гидрофобизирует поверхность, обеспечивает рост вязкости в проницаемых каналах и их временную закупорку за счет самопроизвольного эмульгирования системы при контакте с водой, насыщающей пласт. Образующаяся при этом эмульсия способна разжижаться при воздействии на нее углеводородной фазы и не препятствовать в дальнейшем продвижению нефти. При этом следует учитывать, что эмульсионная композиция проникает в основном в промытый пропласток по пути наименьшего гидравлического сопротивления (рис. 1). В состав рассматриваемой в настоящей статье композиции ЭСС входят следующие компоненты: эмульгатор Алдинол-10 (4%), СаСl2 (4%), нефть (20%), вода, а также дополнительный наполнитель – химический мел (3-4%).

Рис. 2. Кривые вязкости водонефтяных эмульсий с различной обводненностью
Рис. 2. Кривые вязкости водонефтяных эмульсий с различной обводненностью

Композиция характеризуется высокой поверхностной активностью (низкими значениями межфазного натяжения на границе с нефтью) и оказывает гидрофобизирующее воздействие на промытые водонасыщенные участки пласта. Также ее отличают высокая нефтевытесняющая способность и технологичность (рис. 2).

ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ

На этапе планирования программы водоизоляционных работ в рамках проекта внедрения технологии ЭСС был выработан ряд требований к скважинам-кандидатам для проведения обработки. Так, дебит жидкости должен превышать 200 м3/сут, накопленный водонефтяной фактор (ВНФ) должен быть не более 5, проницаемость пласта – не более 300 мД, обводненность – более 96%, пластовая температура – не более 85°С. Кроме того, должно быть подтверждено наличие прорывов воды по одному из пропластков, а также проблем, связанных с утилизацией подтоварной воды по участку блочной кустовой насосной станции (БКНС).

Текущая продолжительность эффекта ВИР, проведенных по технологии ЭСС, составляет от 1 до 48 мес. По результатам всех проведенных обработок наблюдается кратное сокращение объемов попутно добываемой воды – успешность по этому показателю составляет 100%. Успешность по дополнительной добыче нефти и снижению обводненности – 85% (44 из 52 скважин).

В результате проведенных за 2009-2014 гг. обработок 52 скважин суммарная накопленная дополнительная добыча нефти по состоянию на 01.01.2015 г. составила 39,5 тыс. т. Данная цифра получена методом прямого расчета по технологическим режимам 44 скважин, так как по восьми скважино-операциям дополнительная добыча не рассчитывалась (приняты как поздние обработки). Сокращение объемов попутно-добываемой воды, также рассчитанное методом прямого счета по технологическим режимам работы скважин, составило 2707,4 тыс. т, по нескольким скважинам эффект еще продолжается. Результаты внедрения ВИР по годам и месторождениям представлены в табл. 1.

Таблица 1. Результаты внедрения ВИР по годам и месторождениям
Таблица 1. Результаты внедрения ВИР по годам и месторождениям
Рис. 3. Каротаж и данные ГИС по скважине №1378 Повховского м/р
Рис. 3. Каротаж и данные ГИС по скважине №1378 Повховского м/р
Рис. 4. Скважина №1378 на карте текущих извлекаемых запасов
Рис. 4. Скважина №1378 на карте текущих извлекаемых запасов

ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ ПОВХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В качестве примера применения технологии рассмотрим скважину № 1378 куста 110 Повховского месторождения до и после проведения селективных водоизоляционных работ. На рис. 3 представлен профиль притока скважины: видно, каким он был до ВИР, и как изменился после проведенных мероприятий. На примере данной скважины можно отметить эффективность технологии селективных ВИР. В частности, в работу удалось включить пропласток, расположенный в кровельной части пласта.

На рис. 4 на карте текущих извлекаемых запасов представлена скважина №1378. Данная скважина характеризуется низкой плотностью запасов в пластовых условиях (0,27 м32).

Из динамики добычи, представленной на рис. 5, видно, как поэтапно происходило обводнение скважины. После проведения работ по селективной изоляции с использованием технологии ЭСС в феврале 2011 года было отмечено снижение обводненности и дебита жидкости.

В табл. 2 приведены технологические показатели работы скважины по состоянию на 01.02.2011 г. и данные на 01.01.2013 г. для сравнения.

Как следует из табл. 2, в результате проведенных селективных водоизоляционных работ на 01.01.2013 г. дополнительно было добыто 7082 т нефти, текущий дебит нефти составил 9,2 т/сут, обводненность – 94%, текущий КИН увеличился на 0,017.

Таблица 2. Технологические показатели работы скважины №1378
Таблица 2. Технологические показатели работы скважины №1378
Рис. 5. График динамики добычи скважины №1378 Повховского м/р
Рис. 5. График динамики добычи скважины №1378 Повховского м/р

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Текущая продолжительность эффекта ВИР по технологии ЭСС составляет от 1 до 48 мес, мониторинг работы скважин с незаконченным эффектом обработок будет продолжаться.

По всем обработкам наблюдается кратное сокращение объемов попутно добываемой воды. Суммарная дополнительная добыча нефти на 01.01.2015 г. составила 39,58 тыс. т, а накопленное сокращение объемов попутно добываемой воды – 2707,4 тыс. тонн (успешность 100%). Успешность по снижению обводненности составила 85% (44 из 52 скважин).

Каждая скважина-кандидат требует индивидуального подхода. В частности, при подборе необходимо оценивать ее потенциальные возможности как по геолого-физическим факторам, так и по истории эксплуатации.

Немаловажным фактором служит также характер обводнения скважины: если по скважине происходил резкий скачок обводненности (более чем на 20%), то вероятнее всего виной тому стала негерметичность эксплуатационной колонны (НЭК), заколонная циркуляция (ЗКЦ) или прорыв подошвенной воды, произошедший в результате образования конуса. Обычно такие скважины характеризуются высоким ВНФ – более 5 – и не рекомендуются для проведения ВИР.

Если обводненность росла постепенно, то ее причиной, вероятнее всего, послужил прорыв фронта вытеснения или подход воднефтяного контакта (ВНК): в таких скважинах накопленный ВНФ должен быть невысоким (до 5) и они могут рассматриваться в качестве кандидатов для проведения ВИР.

Необходимо также учитывать изменение обводненности после форсированного отбора жидкости (на предмет образования конусности) и снижение обводненности при уменьшении отборов (при меньшей депрессии на пласт снижается и конусность). Если при снижении отборов обводненность также снижается, то это говорит об уменьшении конусности, и, следовательно, такие скважины также могут стать кандидатами для проведения ВИР.

Глубинно-насосное оборудование необходимо подбирать таким образом, чтобы создаваемая депрессия на пласт была на 20-30% ниже, чем до обработки. В противном случае эмульсионный экран вымоется, и эффекта не будет или он будет кратковременным.

При подборе скважин-кандидатов под ВИР рекомендуется проводить не только промыслово-геофизические исследования с целью определения технического состояния скважины и источника обводнения, но и геофизические исследования на предмет определения остаточной нефтенасыщенности в призабойной зоне пласта. Данная рекомендация обусловлена физическим смыслом технологии ВИР (ЭСС): поскольку внешняя фаза эмульсии – это углеводород, то эти эмульсии легко солюбилизируют капли остаточной нефти, создавая на фронте вытеснения зону с повышенным содержанием нефти и подключая тем самым к фильтрации запертые «водной блокадой» целики нефти. Если же в призабойной зоне существуют высокопромытые каналы и остаточная нефтенасыщенность отсутствует, то велика вероятность, что технология не сработает должным образом, и обводненность не снизится.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Фильтрационное тестирование как инструмент выбора эффективного тампонажного состава для отключения обводненных интервалов пласта
Технологии для ремонтно-изоляционных работ, применяемые в ПАО «Татнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2018

Инженерная практика

Выпуск №04/2018

Эксплуатация осложненного фонда скважин. Ремонт скважин. Подготовка и транспорт углеводородов
Осложненный фонд ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз» и др.Оборудование, программное обеспечение и методики для добычи нефти в условиях выноса мехпримесейОпыт и технологии борьбы с АСПОВентильные приводы в составе УЭВН и СШНУОчистка ПЗП и забоя нагнетательных скважин и скважин с боковыми стволамиЗащита сварных соединений трубопроводов от коррозииХимические реагенты для подготовки и транспорта нефтиУтилизация и переработка ПНГ
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг – 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2018. Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

18 июня 2018 г., г. Москва, МВЦ «Крокус Экспо»
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.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – июль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

23 – 27 июля 2018 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 в рамках авторского курса С. Балянова.