CC BY
38ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.276.6
Е.Ф. Захарова1, e-mail: [email protected]; Е.В. Леванова1, e-mail: [email protected]
1 Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Альметьевский государственный нефтяной институт (Альметьевск, Россия).
К вопросу о влиянии приемистости нагнетательных скважин на работу добывающих скважин на поздней стадии разработки месторождений
На процессы эксплуатации нагнетательных скважин оказывает влияние большое число факторов, которые приводят к постепенному снижению приемистости нагнетательных скважин. Так как в настоящее время Ново-Елховское нефтяное месторождение, как и многие месторождения Республики Татарстан, находится в условиях поздней стадии разработки, то данная проблема становится еще более актуальной. В таких условиях важной задачей становится использование эффективных технологий повышения нефтеизвлечения и приемистости нагнетательных скважин. Однако повышение приемистости нагнетательных скважин не всегда положительно влияет на дебит реагирующих добывающих скважин. Обязательным условием поддержания пластового давления является компенсация отбора жидкости технологической закачкой. В статье проанализировано влияние изменения приемистости нагнетательных скважин КНС-86а на величину дебита жидкости реагирующих добывающих скважин одной из площадей Ново-Елховского нефтяного месторождения. Анализ проводился по 19 нагнетательным скважинам КНС-86а. При этом оценка изменения приемистости выполнена в условиях работы на кустовой насосной скважине (КНС) насосных агрегатов различного типа действия. В результате анализа было установлено, что рост отбора жидкости реагирующих добывающих скважин в зависимости от роста приемистости нагнетательной скважины наблюдается на скважинах, приуроченных к южному и юго-западному направлениям относительно КНС, а снижение отбора жидкости реагирующих добывающих скважин при снижении приемистости нагнетательной скважины - на скважинах, приуроченных к северному направлению относительно КНС. Полученные результаты авторы связывают с анизотропией фильтрационно-емкостных свойств пласта, которая может приводить к неконтролируемому обводнению реагирующих добывающих скважин при закачке воды в нагнетательные скважины.
Ключевые слова: приемистость, дебит жидкости, скважина, пласт, закачка, КНС, анизотропия, насосный агрегат.
E.F. Zakharova1, e-mail: [email protected]; E.V. Levanova1, e-mail: [email protected]
1 Oil and Gas Field Development Department, Almetyevsk State Oil Institute (Almetyevsk, Russia).
In reference to well injectivity impact on production well operation at the late stage of field development
There is a large number of factors affecting injection well performance and causing gradual decline of their injectivity. Since Novo-Yelkhovo oil field, as well as many other fields of Tatarstan Republic, is at the late stage of its development, this problem is considered to be of current interest here. In such conditions the use of effective technologies to increase oil recovery and well injectivity performance has become an important task. However, improvement of injectivity has not always a positive impact on responding production wells. A mandatory requirement for reservoir pressure maintenance is to compensate liquid production. The paper studies the influence of injectivity change of the injection wells at KNS-86a (group pumping station) on the production rate of responding production wells in Novo-Yelkhovo oil field. The analysis was performed on the data received from 19 injection wells KNS-86a. Moreover, the evaluation of injectivity improvement was carried out at the above mentioned pumping station with pumps of various types in-operation. The results of the study made it possible to establish that the growth of responding production well performance depending on the growth of injectivity performance of injection wells can occur on wells located in the southern and south west direction from the pumping station (KNS). But there was decline in production of production wells accompanied by decline in injectivity in the injection wells located in the northern direction from the pumping station.
The authors explain the results obtained by the anisotropy of formation rock properties which can lead to uncontrolled flooding in responding production wells while injecting water into the injection ones.
Keywords: injectivity, fluid flow rate, well, reservoir, pumping, pumping station, anisotropy, pumping unit.
58
№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Рис. 1. Приемистость по скв. № 1661 до и после установки насосного агрегата, м3/сут. Fig. 1. Capacity of well No. 1661 before and after the pump unit installation, m3/day.
Рис. 2. Приемистость по скв. № 68 до и после установки насосного агрегата, м3/сут. Fig. 2. Capacity of well No. 68 before and after the pump unit installation, m3/day.
Значительная часть месторождений страны вступила в позднюю стадию разработки. Поддержание достигнутого уровня добычи углеводородов в значительной мере обусловлено решением взаимосвязанных задач сохранения естественных фильтраци-онно-емкостных свойств (ФЕС) пласта и повышения надежности эксплуатации скважин [1]. Приемистость нагнетательных скважин является одним из показателей, характеризующих эффективность системы поддержания пластового давления, определяется [2] рядом взаимосвязанных факторов (параметры пластов, давление закачки и т.д.) и не может длительное время оставаться стабильной.
Повышение приемистости, особенно в условиях завершающей стадии разработки нефтяных месторождений, явля-
ется основной задачей для получения высокой величины коэффициента неф-теизвлечения [3]. Однако повышение приемистости нагнетательных скважин не всегда положительно влияет на дебит реагирующих добывающих скважин (дебит скважины может снизиться, а обводненность - увеличиться). С целью обеспечения поддержания пластового давления в пласте отбор жидкости должен быть скомпенсирован технологической закачкой. Показатель компенсации отбора жидкости технологической закачкой является одним из факторов, характеризующих величину нефтеизвлечения [4]. Поэтому анализ влияния закачки на отбор жидкости, а также приемистости на дебит жидкости является важным для обеспечения планового коэффициента нефтеизвле-чения.
Для обеспечения высокой величины коэффициента нефтеизвлечения необходимо создать непрерывный фронт вытеснения нефти водой. Важным условием является непрерывность закачки, так как резкое падение пластового давления может привести к смыканию каналов фильтрации. Кроме того, на величину коэффициента охвата пласта влияет латеральная и вертикальная анизотропия,которая приводит к неконтролируемому прорыву воды в добывающие скважины [5]. В работе выполнена оценка влияния приемистости нагнетательных скважин КНС-86а на суммарный дебит добывающих реагирующих скважин до и после установки плунжерного насосного агрегата на Акташской площади Ново-Ел-ховского нефтяного месторождения, основными объектами разработки ко-
Ссылка для цитирования (for references):
Захарова Е.Ф., Леванова Е.В. К вопросу о влиянии приемистости нагнетательных скважин на работу добывающих скважин на поздней стадии разработки месторождений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 10. С. 58-61.
Zakharova E.F., Levanova E.V. In reference to well injectivity impact on production well operation at the late stage of field development (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 10. P. 58-61.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2015
59
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 3. Приемистость по скв. № 1748 до и после установки насосного агрегата, м3/сут. Fig. 3. Capacity of well No. 1748 before and after the pump unit installation, m3/day.
Рис. 4. Приемистость по скв. № 1661 до и после установки насосного агрегата, м3/сут. Fig. 4. Capacity of well No. 1661 before and after the pump unit installation, m3/day.
торой являются продуктивные терри-генные отложения кыновского (До) и пашийского (Д1) горизонтов верхнего девона.
Было оценено изменение отбора жидкости добывающими скважинами (1700, 1701, 1660, 2360), реагирующими от нагнетательной скважины 1661 до и после смены насосного агрегата. В результате было установлено, что приемистость нагнетательной скважины 1661 положительно повлияла на дебит жидкости реагирующих скважин, то есть дебит жидкости увеличился при увеличении приемистости. Аналогичные выводы были получены и по другим нагнетательным скважинам - 1278, 1990, 2407, 3351, 3355. Совершенно иная тенденция прослеживается по реагирующим добывающим скважинам (1759Б, 2405, 3506) от увеличения приемистости нагнетательной скважины 68: с ростом приемистости уменьшается дебит жидкости реагирующих скважин. Аналогичные результаты
получены по нагнетательным скважинам 1745а, 2339, 2384. По скважинам 1745, 1745Б, 1748, 1991по-лучены следующие результаты: приемистость нагнетательных скважин до смены насосного агрегата влияет на дебит жидкости реагирующих скважин отрицательно, а после смены насосного агрегата - положительно. Анализ зависимостей изменения приемистости от дебита жидкости по нагнетательным скважинам 1703, 2404, 3348 показывает другой характер реагирования. По мере роста приемистости суммарный дебит жидкости по реагирующим скважинам падает, при этом очевидно, что смена насосного агрегата на КНС-86а оказывает отрицательное влияние на отбор жидкости из скважин этого участка.
Полученные в работе зависимости изменения закачки от отбора жидкости были сопоставлены с расположением нагнетательных скважин по отношению к КНС-86а.
В РЕЗУЛЬТАТЕ АНАЛИЗА БЫЛИ ПОЛУЧЕНЫ СЛЕДУЮЩИЕ ВЫВОДЫ:
1) рост отбора жидкости в зависимости от роста приемистости (скв. 3351, 3355, 1278, 2407, 1990, 1661) как до, так и после смены насоса на КНС-86а происходит в основном на скважинах, приуроченных к южному и юго-западному направлениям относительно КНС;
2) снижение отбора жидкости реагирующих скважин при снижении приемистости нагнетательной скважины (скв. 2404, 3348, 1703) как до, так и после смены насоса на КНС-86а происходит в основном на скважинах, приуроченных к северному направлению относительно КНС. Данные выводы можно объяснить наличием латеральной и вертикальной анизотропии фильтрационно-емкостных свойств пласта, которая может привести к различным негативным последствиям при разработке залежи, в том числе и к неконтролируемому обводнению реагирующих добывающих скважин при закачке воды в нагнетательные скважины.
60
№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Литература:
1. Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова И.А. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: Нефтяное хозяйство, 2010. 240 с.
2. Захарова Е.Ф., Фадеев С.В. Некоторые аспекты влияния проницаемости на размер поровых каналов пластов продуктивных объектов на поздней стадии разработки // Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии: Материалы международной научно-практической конференции. Казань, 2013. С. 293-297.
3. Зейгман Ю.В. Эксплуатация систем ППД при разработке нефтяных месторождений. Уфа: Нефтегазовое дело, 2007. 232 с.
4. Леванова Е.В. Оценка влияния ряда показателей на величину нефтеизвлечения объектов Ромашкинского месторождения // Научная сессия ученых Альметьевского государственного нефтяного института: Материалы региональной научно-практической конференции. Альметьевск: АГНИ, 2013. С. 48-51.
5. Рахмаев Л.Г. О целесообразности неконтролируемого повышения приемистости нагнетательных скважин в условиях поздней стадии разработки нефтяного месторождения // Нефтегазовое дело. 2011. № 3. С. 125-133.
References:
1. Ibragimov N.G., Tronov V.P., Guskova I.A. Teorija i praktika metodov bor'by s organicheskimi otlozhenijami na pozdnejstadii razrabotki neftjanyh mestorozhdenij [Theory and practice of organic sediments protection methods at the late stages of oil field development]. Moscow, Oil facility, 2010. 240 pp.
2. Zakharova Ye.F., Fadeyev S.V. Nekotorye aspekty vlijanija pronicaemosti na razmer porovyh kanalov plastov produktivnyh ob'ektov na pozdnej stadii razrabotki [Some aspects of permeability impact on the reservoirs pore channels size of pay facilities at the late stage of development]. Problemy povyshenija jeffektivnosti razrabotki neftjanyh mestorozhdenij na pozdnej stadii: Materialy mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii [Issues of oil field development efficiency improvement at the late stage: Proceedings of the international scientific-practical conference]. Kazan, 2013. P. 293-297.
3. Zeigman Yu.V. Jekspluatacija sistem PPD pri razrabotke neftjanyh mestorozhdenij [Operation of FPM (formation pressure maintenance) systems during oil fields development]. Ufa, Oil and Gas Engineering, 2007. 232 pp.
4. Levanova Ye.V. Ocenka vlijanija rjada pokazatelej na velichinu nefteizvlechenija ob'ektov Romashkinskogo mestorozhdenija [Impact assessment of a number of indicators on the oil recovery rate of Romashkinskoye field facilities]. Nauchnajasessija uchenyh Al'met'evskogogosudarstvennogo neftjanogo instituta: Materialy regional'noj nauchno-prakticheskoj konferencii [Scientific session of the Almetyevsk State Petroleum Institute scientists: Proceedings of regional scientific-practical conference]. Almetyevsk, Almetyevsk State Oil Institute, 2013. P. 48-51.
5. Rakhmayev L.G. O celesoobraznosti nekontroliruemogo povyshenija priemistosti nagnetatel'nyh skvazhin v uslovijah pozdnej stadii razrabotki neftjanogo mestorozhdenija [Regarding the feasibility of injection wells capacity uncontrolled increase at the late stage of oil field development]. Neftegazovoe delo = Oil and Gas Engineering, 2011, No. 3. P. 125-133.
ЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ
ООО «ЮКОРТ» ОКАЗЫВАЕТ СЛЕДУЮЩИЕ ВИДЫ УСЛУГ:
• Нанесение наружного антикоррозионного покрыти на основе экструдированного полиэтилена
на трубы стальные диаметром 114-720 мм;
• Нанесение внутреннего изоляционного покрытия
на основе эпоксидного материала с высоким сухим остатком на трубы стальные диаметром 114-720 мм;
• Нанесение антикоррозионного покрытия
на основе порошковых эпоксидных композиций на детали трубопроводов стальные приварные диаметром 89-530 мм;
• Изготовление кривых холодного гнутья диаметром 108-530 мм с наружным и/или внутренним антикоррозионным покрытием и без покрытия;
• Изготовление стальных гнутых отводов
с радиусом изгиба R £ 2 DH диаметром 89-426 мм;
• Нанесение наружного антикоррозионного покрытия на фасонные соединительные детали трубопроводов диаметром до 1420 мм;
• Ревизия, гидроиспытания, антикоррозионная изоляция запорной арматуры Ду 50-800 мм.
Продукция ООО «ЮКОРТ» сертифицирована в системе добровольной сертификации ГОСТ Р. Система менеджмента качества ООО «ЮКОРТ» сертифицирована в ЗАО «Бюро Веритас Сертификейшн Русь» на соответствие требованиям стандартов ISO 9001:2011 и ГОСТ ИСО 9001-2011.
ООО «ЮКОРТ». Почтовый адрес: 628309, РФ, ХМАО - Югра, г. Нефтеюганск, б мкр., д. 28 1+7(3463)23-05-17 +7 (3463) 25-15-24^^^И [email protected] lwww.yucort.ru
