CC BY
46С.Д. Мустафаев, Н.С. Мустафаев, Н.С. Садыгова, Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ СПОСОБ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД В ОБВОДНИВШИХСЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ
Известны многие способы изоляции пластовых вод в обвод-нившихся нефтяных скважинах с применением различных цементных тампонажных составов, различных композиций [1, 2, 3]. К материалам и составам для изоляции водопри-тока относятся цементные растворы, синтетический латекс СКС-КГП, ТСД-9, ГИПАН, ПРОДУКТ 119-296, СИНАЗОЛ, ЭСКОМ, ЭТИЛСИЛИКАТ-40, АЛКОР, ПРОДУКТ 119-204, СМОЛА ТС-10, КЕРОГЕН КАРБАМИДНАЯ СМОЛА КС-11, DB SUPERPLUQ «С», SUPERPLUQ и т.д.
Синтетический латекс СКС-КГП применяется в качестве изолирующего материала при совместной изоляции близко расположенных поглощающих и водо-проявляющих пластов. ТСД-9 как тампо-нажный материал применяется для селективной изоляции отдельных об-воднившихся интервалов продуктивного пласта в процессе добычи нефти. ГИПАН применяется для отключения обводнившихся интервалов пласта в качестве рабочего раствора, а также может применяться в качестве тампо-нажного материала при восстановлении герметичности обсадных колонн. ПРОДУКТ 119-296 применяется в качестве основного компонента тампонажных жидкостей, для ограничения водопритока в скважине. СИНАЗОЛ применяется для селективной изоляции притока вод в неоднородных пластах, для выравнивания профилей приемистости в водонагне-тательных скважинах, для превентив-
ной обработки водонасыщенных интервалов в разрезе скважины на стадии ее строительства. ЭСКОМ применяется в песчаных и карбонатных коллекторах для блокирования прорыва пластовых вод по наиболее проницаемым пропласткам в нефтяные скважины, а также для блокирования высокопроницаемых пропластков в водонагнета-тельных скважинах. ЭТИЛСИЛИКАТ-40 применяется в качестве основного компонента тампонажных жидкостей для ограничения водопритоков в скважинах. АЛКОР предназначен для изоляции водопритоков в нефтяных скважинах. КЕРОГЕН используется в качестве наполнителя гелеобразующего состава для тампонирования под давлением флюидопроявляющих каналов в заколонном пространстве скважин. DB SUPERPLUQ «Ь применяется в качестве добавки к отверждаемой жидкости на основе SUPERPLUQ для ускорения твердения крепящих мо-
стов в интервалах водопроявлений в скважинах.
SUPERPLUQ применяется для установки цементирующих пластов в интервалах скважин, осложненных осыпями неустойчивых пород водопрояв-лениями [4].
Как видно из вышеизложенного, каждый состав и реагент применим только в конкретных геолого-физических условиях и отсутствует универсальный состав или единая композиция для изоляции пластовых вод в обводнившихся нефтяных скважинах; и поэтому до сих пор не была полностью решена проблема изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах, то есть пока не разработан единый универсальный способ изоляции водопритоков. Вышеотмеченные различные составы, композиции, неорганические и органические водоизолирующие реагенты имеют свои положительные и отрицательные стороны.
Консалтинг в» вопросах*
_ ^ ______________________
•цхнолошйШВна
П0лный|комплект*лицензий|
Гипронг-Зиот
шОМпЛекСнОЯпРоеКтИРоВанИевуСтРОиСтВа
|МеСт0В0ждении1нешИ1И1паЗаЯ
«яреме»"** Ч
МОДеЛЬ оедоставлеиие
Наши прое^;ний,
Обустройство »лвс™Р°™ нспорта,
ГоГно-Пальяиово-
Западно-Могутлорское
Зимнее
^ЖНе-Ш!Хго восточная часть)
Каменное (Юго о Крапивенское
Горское Ж^яоп» иокое
Рославльское
Славинское
Талинское
Перопе^ив-е^^
"аШИХ поавпен^ -
„ипе направо инЖИНИрингов г. ТЮ«еНь. У"41л2,
414
месторождений1к|р:азрарол1ке
Например, недостатком затвердевающих цементных растворов и композиций, закачиваемых в пласт, является то, что они, проникая также в нефтеносную часть призабойной зоны пласта, закупоривают его, что совсем прекращает приток нефти из пласта в скважину, и это требует повторных перфораций эксплуатируемых нефтеносных интервалов фильтра, которые в конечном итоге выводят из строя фильтровую часть скважины; осложняется восстановление притока нефти из пласта к скважине. Некоторые реагенты и композиции, смешиваясь с пластовой нефтью, загрязняют ее и осложняют процессы сепарации и очистки добытой нефти. С другой стороны, все эти реагенты, композиции и составы дорогостоящие и дефицитные. Из всех применяемых способов изоляции пластовых вод в обводнившихся нефтяных скважинах можно считать наилучшим способом способ, основанный на применении тяжелых углеводородов, т. е. продуктов сырой нефти, полученных на нефтеперерабатывающих заводах [3]; недостатком этого способа является то, что их также необходимо производить, приобрести и привозить для использования на нефтяных промыслах.
С этой точки зрения наилучшим способом изоляции водопритоков должен считаться тот способ, который может осуществляться с использованием только внутрипромысловых возможных ресурсов.
Поэтому в Азербайджане был разработан и применен в НГДУ «Гум адасы» новый «Способ периодической изоляции пластовых вод в обводнившихся газ-лифтных скважинах» [5]. Сущность этого способа заключается в остановке
работы обводнившейся скважины, закачке в пласт агрегатом высоковязкой тяжелой дегазированной (мертвой) сырой нефти, плотностью равной единице. Эта мертвая нефть, проникая в основном в водоносную часть призабойной зоны пласта, вытесняет пластовую воду и удаляет ее от забоя скважины и создает гидродинамический барьер перед водопритоком. Необходимо отметить, что закачиваемая в пласт мертвая нефть также вытесняет и пластовую нефть, но так как мертвая нефть тяжелее, чем пластовая газированная легкая нефть, она под воздействием гравитационных сил со временем оседает вниз, накапливается там и смешивается со средой гидродинамического барьера перед подошвенными пластовыми водами. Через несколько дней верхняя нефтеносная часть продуктивного пласта освобождается от мертвой нефти, и открываются каналы и восстанавливается снова приток пластовой нефти к скважине. Применение этого способа на промыслах показало, что при этом увеличивается дебит нефти и газа, уменьшается дебит воды и сокращается удельный расход рабочего агента в таких газлифтных скважинах. Необходимо отметить, что после закачки всего расчетного объема мертвой нефти в пласт скважину пускают в эксплуатацию, проводят специальные исследования и устанавливают новый оптимальный технологический режим работы. После пуска скважины в эксплуатацию в ее призабойной зоне происходит процесс медленного вытеснения мертвой нефти из пласта к скважине, так как вязкость мертвой нефти в пластовых условиях в 10^100 раза превышает вязкость пластовой воды. Поэтому повторное обводнение ск-
Рис. 1. Схема скважины, обводнившейся подошвенной водой — (а) и графики зависимости обводненности продукции скважины от обводненности вскрытой толщины пласта — (б)
ния притоков подошвенных вод во фронтальном разрезе — (а) и тоже самое в плане с частичным разрезом — (б): 1 — пластовая нефть, 2 — подошвенная вода, 3 — закаченная в пласт тяжелая нефть
ЗАВОД ТЕ ПЛО Г ИДРО ИЗОЛЯ ЦИ И ТРУБ ■1
«1^
,1»
Производство и поставка предизолированных пенополиуретаном трубопроводов полной комплектации
625014, г. Тюмень, ул. Республики, 250 Телефон: (3452) 21-39-15 Факс: (3452) 21-15-05
SDk151@
sok2004@rambler.ru
' (о
шж»м-2 К;
Г 1 *-- 15Ш-2' / - -
(2)
Рис. 3. Схемы изоляции и ограничения водяных языков во фронтальном разрезе — (а) и тоже самое в плане — (б): 1 — пластовая нефть, 2 — контурная вода, 3 — закаченная в пласт тяжелая нефть
Чужая води
в
3-
Т^Ч
1) Верхняя Ьода
1 J Г 1
■ !
ч * иг 1 з ъ
2) Нижняя вода
Рис. 4. Схемы изоляции чужих вод: 1 — пластовая нефть, 2 — чужие воды, 3 — закаченная в пласт тяжелая нефть
важины происходит через несколько месяцев; в ряде случаев это время составляет более одного года. За такое длительное время дополнительно добывается большое количество нефти и газа, сокращается большой объем сжатого рабочего агента. Этими показателями оценивается экономическая эффективность этого нового способа изоляции водопритоков или их ограничения. Время повторного обводнения или безводного периода эксплуатации данной скважины (или периода эксплуатации ее после применения способа с ограниченным водопритоком) определяется в результате гидродинамических расчетов, проводимых формулами теории фильтрации.
В момент начала повторного обводнения скважины, не задерживаясь, следует повторно осуществить эти же операции и снова продлевать срок безводной (или с пониженной обводненностью) эксплуатации скважины. Таким образом, подобные повторные применения способа могут быть осуществлены до конца разработки нефтяного месторождения. Поэтому этот способ назывался способом периодической изоляции пластовых вод. Этот способ впервые был опробован в эксплуатационной скважине № 167 морского месторождения «Гум адасы», расположенного на приэстакадной площадке. До применения способа скважина подавала 4 т/сут. белой легкой нефти, 34 т/сут. пластовой воды, расход рабочего агента составлял 16400 м3/сут. После осуществления мероприятия скважина стала работать с дебитом нефти 6 т/сут. и с дебитом воды 8 т/сут., т.е. дебит воды уменьшился на 26 т/сут., расход рабочего агента уменьшился до 13 500 т3/сут.,
т. е. сократился на 2900 м3/сут. Газовый фактор составлял 500 м3/т, поэтому прирост в добыче газа составлял 1000 м3/сут. Эти показатели используются при оценке экономической эффективности от применения этого способа изоляции пластовых вод. Положительный эффект продолжался в течение восьми месяцев и за это время дополнительная добыча белой нефти составляла 240 тонн. При осуществлении этого мероприятия в пласт закачали тяжелую мертвую нефть в количестве 18 тонн и ее вытесняли со скважины в пласт с белой легкой нефтью в количестве 3 тонн, а последнюю порцию нефти продавили в пласт сжатым рабочим агентом — природным газом с давлением 64 атм. Наличие легкой нефти в стволе скважины, как известно, облегчает пуск газлифтной скважины в эксплуатацию. Способ периодической изоляции пластовых вод применялся также и в других скважинах НГДУ «Гум адасы» и получен положительный эффект. Применение этого способа имеет следующие цели:
1) периодические изоляции или ограничения водопритоков из пласта к об-воднившимся газлифтным скважинам;
2) повышение дебитов нефти и газа;
3) понижение удельных и суммарных расходов рабочего агента — сжатого газа;
4) повышение КПД газлифта;
5) уменьшение разрушения пород призабойной зоны пласта скоростными фильтрационными потоками пластовых вод;
6) уменьшение солеотложения в лифтовых трубах при высоких минерали-зациях пластовых вод;
7) поддержание пластового давления путем оставления большого объема
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕШТЕГАЗ \\
1° 5 \\ май \ гООБ
вод в пласте и путем закачки в пласт определенных объемов высоковязкой тяжелой мертвой сырой нефти;
8) улучшение экологических условий нефтедобывающих районов путем интенсивного сбора и использования мертвой дегазированной тяжелой нефти из ловушек и путем ограничения объема пластовых вод, извлекаемых из нефтяных пластов;
9) уменьшение частоты ремонтов и продление межремонтных периодов газлифтных скважин;
10) понижение себестоимости добытой нефти и газа; получение больших экономических эффектов. Необходимо отметить, что закачиваемая в пласт мертвая нефть не остается там навсегда, а извлекается из призабойной зоны в течение периода по вторного обводнения скважины, одновременно получается прирост в добыче нефти и газа. Применение предложенного способа изоляции или ограничения водопритоков требует особого подхо да и внимания. Если при этом не выполняются необходимые подготовительные работы; если при этом неправильно выбирается обводнившаяся
+
лоз-сзАа
т
Люберецкий завод
монтажавтоматика I
[000.;«ТДЯ ОЗ-СЗМА»^представитель заводов*] ОАО «ЛОЗ-СЗМА»"й"ОАО «Люберецкий завод,
(«Мона) автоматика» предлагает:
«ЛОЗ-СЗМА» и «ЛЗМА» ^^ ^ ^ ^
проводок, перфориро ванные изд ел и я) Шкафы КИПиА (шкафы СНТ-аналог ШЩ
^ Вся серия НКУ: ВРУ, Щ0-70, ПР, ШРС, Я-5000
и щ| шя^тя
и
ПКФ А
официальный представителе
И УралАТИ
скважина и необходимые реагенты и неправильно осуществляется технология процесса, то может получиться отрицательный эффект, т. е. могут уменьшиться дебиты нефти и газа по скважине. Выбор газлифт-ной обводнившейся скважины для периодической изоляции пластовых вод осуществляется следующим образом. Интервал фильтра должен быть маленьким, дебит нефти маленьким, дебит воды и обводненность продукции — большим, удельный расход рабочего агента должен быть высоким, газовый фактор высоким. Пластовая нефть должна быть легкой и иметь низкую вязкость в пластовых условиях. Продуктивный пласт сверху и снизу должен быть ограничен глинистыми пропластками.
Для создания гидродинамического барьера в призабойной зоне перед водоносной частью пласта тяжелая мертвая нефть выбирается следующим образом. Плотность тяжелой мертвой нефти должна быть больше плотности пластовой нефти в пластовых условиях; она должна быть приблизительно равной плотности пластовой воды в пластовых
условиях, т.е. рт.н. « 1 г/см3. Вязкость тяжелой мертвой нефти в пластовых условиях должна в 10^100 раза превышать вязкость пластовой воды; с другой стороны, она должна быть больше вязкости пластовой нефти. Для правильного осуществления технологического процесса необходимо определить и уточнить следующие вопросы:
1) уточнить характер вод, поступающих в скважину;
2) определить фазовые проницаемости обводнившегося продуктивного пласта по пластовой нефти и воде;
3) определить обводненную часть общей площади фильтрации по всему интервалу фильтра скважины;
4) расчет объема тяжелой мертвой нефти, закачиваемой в пласт, и радиуса проникновения ее в призабойной зоне пласта;
5) определить продолжительность эффекта;
6) расчет объема продавочной легкой нефти с учетом конструкции газлифт-ного подъемника.
Предложенный способ периодической изоляции пластовых вод позволяет полностью или частично изолировать все виды пластовых вод, т. е. ликвидирует водяные конусы, водяные языки (подошвенные и контурные воды) и водо-притоки, поступающие в скважину из других водоносных пластов через заколонное пространство (чужие воды верхнего и нижнего пласта). Характер пластовых вод и их принадлежность к какому-нибудь пласту и горизонту, как известно, определяются по их гидрохимической характеристике. При применении рассматриваемого способа изоляции пластовых вод самой сложной задачей является точное
определение обводненной части полной мощности продуктивного пласта, когда пластовая вода подошвенная, и обводненной части всей площади фильтрации на внешней стенке, когда пластовая вода контурная, и образовался водяной язык. Это связано с тем,
Рис. 5. Схема залежи для расчета продолжительности эффекта после закачки в пласт тяжелой воды. 2 — подошвенная вода, 3 — закаченная в пласт тяжелая нефть
что точное определение числовых значений фазовых проницаемостей для нефти и воды в обводнившихся скважинах сложно.
В [6] представлены результаты теоретических исследований работы обводнившихся нефтяных скважин. На рис. 1 представлены схема обводнившейся скважины и графики зависимостей т = т (п), где т — обводненность вскрытой мощности пласта и п — обводненность продукции скважины;
П = А; 0 = 0Н + 0Ь
и а
QH — дебит нефти; Qb — дебит воды; Q — дебит общей жидкости скважины; h — полная мощность продуктивного пласта, вскрытая скважиной; ^ — мощность обводненной части пласта. Аналитическое выражение функциональной зависимости т = т (п) для нью-
тоновских жидкостей — нефти и воды, в работе [6] представлено в виде:
Пф
т =
Ф =
п(ф - 1) + 1
Кн * ^ь
(1), где
(2)
Кь' Ин
В формуле (2) КН, Кь — фазовые проницаемости для нефти и воды по рассматриваемой обводнившейся скважине; тН, тЬ — динамические вязкости нефти и воды в пластовых условиях. Как видно из формулы (1), по известным значениям п и ф можно подсчитать значение т, а затем определяется мощность обводнившейся части пласта: ^ = т • h (3)
После этого вычисляется объем сырой мертвой нефти, закачиваемой в приза-бойную зону скважины, по следующей формуле:
V = я^ • т1 - гс2) • Ьн (4)
Из формулы (4) радиус контура водоносности (см. рис. 5) будет выражаться следующим образом:
V ягт^ЬЛ
+ г'
(5)
где т1 — пористость пород призабой-ной зоны скважины; Ьн — объемный коэффициент мертвой нефти. Повторное обводнение скважины происходит после истечения промежутка времени, подсчитываемого по следующей формуле, известной в теории фильтрации [7]:
т.
Т =--- Г(иь 1п - цн 1п г,) •
2к(Рк - Рс) ™ с'
•(^-г^ + Огн-Ць) (IV 1п Кь -
-гс2 ЬО-^Ин-щ,) - гс2)] (б) где к — проницаемость призабойной зоны скважины; Рк — давление в контуре питания; Рс — забойное давление скважины (рис. 5).
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 5 \\ май \ 2006
ООО «КАМЫШИНСКИЙ ОПЫТНЫЙ ЗАВОД»
Нижний слив ж/д вагонов УСН-150, УСН-175 с пружинным компенсатором, с паровой рубашкой, гидрорециркуляцией. Шарниры двухрядные, замена манжет без разборки шарниров, прижим захватов независимый.
Верхний налив (слив) ж/д вагонов УНЖ6-100
с автоматическим и ручным прекращением налива, с цельной или телескопической опускной трубой, с герметизированным наливом и отводом паров, опорный шарнир спаренный.
Налив в автоцистерны АСН-100
Мерный заправочный комплекс МЗК-100
Налив (слив) в речные и морские танкеры СР-250 R 8,6; 12; 15 м
В четырехрядных шарнирах замена манжет производится без демонтажа изделия и без разборки шарниров.
403888, Волгоградская обл., г. Камышин-18, пос. Нефтебаза Тел./факс: (844-57) 9-20-60, 9-61-32
WWW.KOZ.RU
Выводы
и рекомендации
1. С целью изоляции пластовых вод в об-воднившихся нефтяных скважинах применяются многочисленные растворы, агенты и композиции, которые не являются универсальными для всех пластовых условий и имеют различные недостатки.
2. Способ периодической изоляции пластовых вод в обводнив-шихся газолифтных скважинах является универсальным способом и может применяться независимо от способа эксплуатации во всех об-воднившихся нефтяных скважинах.
3. Этим способом можно изолировать свои (подошвенные и контурные) и чужие пластовые воды и за длительное время ликвидировать водяные языки и водяные конусы при преждевременных обводнениях нефтяных скважин.
4. Выбор обводнившейся скважины для применения этого способа требует особого подхода, т. е. интервал фильтра и дебит нефти должны быть маленькими, дебит воды и обводненность продукции, удельный расход рабочего агента, газовый фактор - высокими; пластовая нефть должна быть легкой и иметь низкую вязкость.
5. Плотность мертвой сырой нефти, закачиваемой в пласт, должна быть равной плотности пластовой воды, а ее вязкость должна в 10^100 раза превышать вязкость пластовой воды.
6. Для правильного проведения процесса, необходимо выполнить следую-
щую подготовительную работу: уточнить характер воды; определить фазовые проницаемости по нефти и воде; определить обводненную часть пласта, вести расчет объема мертвой нефти и радиуса ее проникновения в приза-бойной зоне; определить продолжительность эффекта и объем продавоч-ной легкой низковязкой нефти. 7. В скважинах, по которым продолжительность эффекта получается короткой (несколько часов или дней), способ не применяется, а в других скважинах, по которым это время составляет несколько месяцев и более года, этот способ применяется периодически до завершения разработки нефтяной залежи.
Литература
1. Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело». Москва, 1979, стр. 20.
2. Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело». Выпуск 1/130.
Москва, 1987.
3. Комиссаров А.И., Моллаев Р.Х., Хаджиев Б.С. «Технология селективной изоляции с использованием полимерных материалов». «Нефтяное хозяйство», 1985, № 6, стр. 55.
4. Гумбатов Г.Г., Дашдиев Р.А. «Химические реагенты, применяемые при добыче, подготовке нефти и газа». Справочник. Том II. Баку, Элм, 1999, стр. 329-346.
5. Щумбятов Щ.Щ., Сулейманов Я.Б., Мустафайев С.Д, Пянащов Р.Н. «Су-лашмыш газлифт гуйуларында лай су-ларынын фасилялярля тяърид едилмя-си цсулу». ПАТЕНТ № 2001 0112. Азярбайъан Республикасы Дювлят Елм вя Техника Комитяси. 21.08.2001ил.
6. Мустафайев С.Д. «Исследование процессов обводнения скважин, продуцирующих вязкие и аномальные нефти». АНХ, 1982, № 9.
7. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. «Подземная гидравлика». Гостоптехиздат. Москва, Ленинград, 1949, стр. 344-350.
WWW.NEPTEGAS.INPO
\\ НЕФТЕОТДАЧА \\ 51
