CC BY
172перероб. i харч. вир-в". - Донецьк : [ДонНУЕТ], 2012. - 260 с.
5. Кравченко, В.Н. Пастеризационно-охлади-тельная установка для тепловой обработки жидких пищевых продуктов // Международная научно-практическая конференция, Тверь, 2005. - С. 253257.
6. Сосюра, Е.А. Автоматизация и энергосбережение технологического процесса производства
напитков функционального назначения / Е.А. Со-сюра, Т.И. Гугучкина, Б.В. Бурцев, В.М. Жиров, О.П. Преснякова // Виноделие и виноградарство. -2014. - № 1. - С. 13-16.
7. Усенко, А.Ю. Анализ эффективности использования теплового насоса для снабжения теплом бытовых потребителей // Металлургическая
РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Куангалиев З.А.
Профессор, кандидат технических наук Некоммерческое Акционерное общество Атырауский университет нефти им. С. Утебаева
Досказиева Г.Ш. Профессор, кандидат технических наук Некоммерческое Акционерное общество Атырауский университет нефти им. С. Утебаева
Марданов А. С. КМГ «Инжиниринг» Каспиймунайгаз»
SOLVING THE PROBLEMS OF WATER CUT IN PRODUCTION WELLS OF OIL FIELDS
Kuangaliev Z.
Associate Professor, candidate of technical Sciences Non-profit yoint Stock Company «Atyray University of oil and gas S. Utebaev»
Doskaziyeva G.
Associate Professor, candidate of technical Sciences Non-profit yoint Stock Company «Atyray University of oil and gas S. Utebaev»
Mardanov A. KMG «Engineering» Kaspimunaigaz
Аннотация
В настоящей статье рассмотрены основные причины и возможные методы проблем преждевременного обводнения продукции добывающих скважин на основе фактических данных залежи нефти горизонта M-I.
Abstract
The main reasons and possible ways of problem solution of premature water cutting of producing wells based on actual oil pool data of horizon M-I are reviewed in this article.
Ключевые слова: добываемая продукция; водонефтяная зона; подтягивания конусов; детализирова-ная модель; продуктивный резервуар; обводненная продукция.
Keywords: produced products; water-oil zones; pulling cones; detailed model; productive reservoir; watered products.
На основе результатов анализа текущего состояния разработки и выработки запасов определены основные проблемы разработки продуктивного горизонта М-1
На характер обводнения добываемой продукции оказывает влияние множество факторов, связанных, с одной стороны, с геологическим строением и коллекторскими свойствами пласта, физико-химическими свойствами нефти и вытесняющей жидкости, с другой - с применяемой системой размещения скважин, технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях увеличения депрессий большое число скважин обводняется из-за прорыва воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам разрабатываемого объекта, нарушения герметичности заколон-ного пространства, а также из-за подтягивания ко-
нусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти имеют водонефтяные зоны и скважины, расположенные в этих зонах, с первых же дней эксплуатации начинают давать обводненную продукцию. Преждевременное обводнение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу и вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспортировку попутной воды и на борьбу с коррозией промыслового оборудования. [1.2 ]
Рассматриваемое нефтяное месторождение, находящееся в разработке более 10 лет, имеет небольшие запасы нефти в количестве 9,8 млн.т и состоит из одного продуктивного горизонта с маловязкой нефтью порядка 2,5 мД. За безводный период разработки отобрано всего 16,3% извлекаемых запасов нефти. Первые признаки наличия воды в продукции появились после отбора
761,3 тыс.т нефти. На сегодня отобрано 48% извлекаемых запасов нефти при накопленной обводненности продукции скважин 49%. Текущая среднегодовая обводненность продукции скважин составляет 81%.
В целом по месторождению пробурено 49 скважин, по результатам бурения которых изучена и детализирована модель продуктивного резервуара. Рисунок 1. Продуктивная залежь относится к типу пластовых, сводовых, литологически экранированных. Тип коллектора поровый.
Рис.1 Структурная карта горизонта М-1
Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 22 ед., в нагнетательном фонде 5 скважин.
Система размещения скважин рядовая, нагнетательные скважины расположены внутри контура
нефтеносности. (Рисунок 2) С учетом активности законтурной области, компенсация отборов осуществляется на уровне 50%.
Рисунок 2. Карта обводненности горизонта М-1
На месторождении отмечается рост обводненности при увеличении депрессии на пласт после перевода добывающих скважин на механизированный способ эксплуатации насосами ЭЦН. Что характерно, в связи с особенностями эксплуатации насосов ЭЦН, при запуске скважины насос набирает обороты «мгновенно», что влияет на ускорение процесса обводнения, из-за лучшей подвижности пластовой воды. Так же, свою роль в обводнении залежи и продукции скважин играет активность законтурной области и характер размещения нагнетательных скважин по отношению к добывающим скважинам и, соответственно, режимы работы нагнетательных скважин.
Кроме того, на контакте нефти и вытесняющей воды возникают поверхностные силы, в пористой породе - капиллярные силы, капиллярные давления и градиенты капиллярного давления. Последние несравнимо велики против гидродинамических градиентов давлений, создаваемых в нефтяных пластах за счет разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Именно градиенты капиллярного давления на фоне микронеоднородности пористой породы замыкают и захороняют остаточную нефть. Снять блокаду остаточной нефти нельзя с помощью гидродинамических градиентов давления, но можно с помощью других градиентов капиллярного давления.
260 t
■ Дебит нефти
- Обводненность
Рисунок 3. Показатели работы добывающей скважины
После перевода скважин на механизированный способ произошел очень быстрый рост обводненности и текущая нефтеотдача пластов оказалась по сравнению с запроектированной сниженной в 2 раза, как будто нефть стала высоковязкой, как будто ее вязкость увеличилась в несколько раз и, соответственно, снизилась нефтеотдача, которая стала соответствовать безводному периоду. Здесь играет большую роль еще и частое изменение режима работы насоса, что отрицательно сказывается на показателях эксплуатации добывающих скважин именно оборудованных ЭЦН (рисунок 3) и характеризующихся повышенной обводненностью. Для более эффективной работы добывающих скважин рекомендуется поддерживать стабильные режимы работы насосов, а новые скважины вводить в эксплуатацию механизированным способом при малых
Дополнительной причиной раннего обводнения продукции добывающих скважин является нарушение герметичности заколонного пространства. Поддержание высоких темпов добычи нефти достигается вводом из бурения новых добывающих скважин, при этом большинство обводнившихся
Начальное пластовое давление продуктивного горизонта (рисунок 4) составляет 13 МПа, за 10 лет давление снизилось на 1,5 МПа, при этом система ППД на месторождении реализуется только в течение последних 5 лет. Накопленная компенсация отборов составляет 30%. После ввода в эксплуатацию нагнетательных скважин прослеживается их явное влияние на работу добывающих скважин, за счет большей подвижности воды, напрямую продвигающейся по высокопроницаемым пропласткам к забоям добывающих скважин. При этом происходит «защемление» остаточной нефти в отдельных линзах. Еще одним недостатком внутриконтурного заводнения в данном случае является образование воронок пониженного давления вокруг скважин, находящихся в центральной части залежи.
скважин выбывает из эксплуатации, не исчерпав свой потенциал. Проведение регулярных мероприятий по контролю за разработкой позволяет своевременно выявлять причины заколонных перетоков. Качественное проведение ремонтно-изоляци-онных работ позволяет продлить срок службы
оборотах насоса.
Рисунок 4. Динамика пластового давления горизонта M-I
старых скважин и значительно снизить эксплуатационные затраты. Примером наличия межколонных перетоков из-за нарушения герметичности за-колонного пространства является обводнение скважин №№7, 50, которые находятся в ЧНЗ залежи и значительно удалены от контура ВНК. Проведенные исследования АКЦ показали нарушение целостности цементажа, а в результате исследований прибором PLT было выявлено обводнение кровельных интервалов горизонта. Для восстановления этих скважин предлагается проведение РИР, заполнением тампонажным раствором дефектных интервалов обсадной колонны. [4.5]
Важную роль при повышении эффективности заводнения играют не только оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, оптимизация взаимного расположения нагнетательных и реагирующих скважин на площади залежи и проведение РИР, но и изменение самой системы ППД. С целью повышения эффективности работы нагнетательных скважин предлагается использовать избирательно-очаговое заводнение, для большего вовлечения запасов нефти, не охваченных процессом разработки и улучшения условий продвижения нефти к добывающим скважинам.
Как известно, при вытеснении нефти водой коэффициент нефтеотдачи выше, чем при вытеснении нефти газом. На многих нефтяных месторождениях Казахстана коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,5 доли ед., а коэффициент охвата пластов вытеснением равен 0,7. В итоге получается коэффициент нефтеотдачи 0,35 доли ед. В тех же условиях коэффициент вытеснения нефти газом равен 1,0, потому что газ растворим в нефти, а коэффициент охвата пластов вытеснением равен 0,25, потому что велико соотношение подвижностей газа и нефти и, в итоге, коэффициент нефтеотдачи получается равным 0,25 доли ед., что в 1,4 раза меньше, чем при вытеснении нефти водой. [7]
Предлагается соединить преимущества закачки газа и закачки воды - от газа взять высокий коэффициент вытеснения нефти 1,0, а от воды взять достаточно высокий коэффициент охвата пластов вытеснением 0,7 и, в итоге, получить коэффициент нефтеотдачи близкий к 0,7 доли ед., т.е. вместо обычного заводнения осуществить газовое заводнение и почти в 2 раза увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов и, соответственно, почти в 2 раза увеличить начальные извлекаемые запасы нефти при одних и тех же начальных геологических запасах нефти.
Также предлагается апробировать полимерное заводнение, при котором небольшая добавка слаборастворимого полимера значительно увеличивает вязкость воды, уменьшает коэффициент приемистости нагнетательных скважин и, соответственно, уменьшает среднюю производительность добывающих скважин. Такой метод заводнения уменьшает отрицательное влияние послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов и увеличивает коэффициент использования подвижных запасов нефти, а снижение уровней добычи компенсируется большей конечной нефтеотдачей.
На месторождении присутствует достаточно мощная водонапорная система, которая способствует извлечению больших объемов жидкости и, соответственно, нефти. Однако при этом существует опасность потерять значительные запасы нефти, оказавшиеся в «целиках», из-за влияния капиллярных сил и анизотропных свойств коллектора. [3.6]
Поэтому необходимо как можно скорее найти решения, апробировать на месторождении новые технологии и применить их в промышленных масштабах, с целью достижения конечного утвержденного КИН и высокой экономической эффективности предприятия.
Список литературы
1. Закон Республики Казахстан №291-IV «О недрах и недропользовании» от 24.06.2010г. «Казахстанская правда» от 2.5.06.2010г №159-160 (26220-26221);
2 Лысенко В.Д. «Разработка нефтяных месторождений», Москва, «Недра», 2003г;
3. Vortis G. Special report. Enhanced oil recovery // Oil&Gas Journal, April 15, 2002, V. 100. 15, p. 7183.
4. Котенев Ю.А. Нугайбеков Р.А. Каптелинии» Повышение эффективности эксплуатации залежейс трудноизвлекаемыми запасами нефти» МОСКВА-НЕДРА-2004 -159с.
5. Токарев М.А. «Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой» - М, Недра,1996,-268с.
6. «Правительство РК. «Инструкция по оформлению отчетов о геологическом изучении недр РК», Приказ и.о. Министра индустрии и новых технологий РК от 25.12.2013г №431;
7. Котенев Ю.А., Андреев В.Е., Чижов А.Г. «Геология и разработка нефтяных месторождений при заводнении. -УФА; Изд-во УГНТУ,2003. -188с.
