Тюменниигипрогаз

Секция 2

Ликвидация перетоков по цементному камню является наиболее сложным видом работ. В таких случаях применяются повторное тампонирование под давлением, наращивание цементного кольца (в случае его недоподъема), насыщение цементного камня изолирующими составами (с целью постепенной его кольматации) и другие методы.

Ликвидация межколонных перетоков, связанных с негерметичностью резьбовых соединений обсадных колонн, является процедурой менее сложной, но требующей много времени на выявление дефектного соединения. К методам борьбы можно отнести закачивание специального тампонирующего материала, установка пластыря или довинчивание колонны.

Своевременное обнаружение и эффективная ликвидация утечек или перетоков газа может предотвратить загрязнение водоносных горизонтов и воздушного бассейна, возникновение техногенных залежей и грифонов. Наличие межколонных проявлений ведет к значительным потерями природного газа, выводу скважин из эксплуатации вследствие высокого давления в межколонном пространстве, необходимости проведения диагностических и ремонтных работ, на которые ежегодно газодобывающими предприятиями расходуются большие средства. Единственной возможностью снижения затрат является разработка и внедрение технологий ремонта, обеспечивающих более длительный и устойчивый положительный эффект.

60

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Анализ чувствительности модельного пластового давления к изменению параметров, имеющих наибольшую неопределенность

Базаев А. А., Зимин Е. С., Шандрыголов З. Н., Татариков Д. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

При адаптации фильтрационной модели к значениям исторического пластового давления первоначально подвергаются корректировке параметры с наибольшей неопределенностью. К их числу относятся геолого-промысловые параметры, в значения которых вносится погрешность при измерении, вследствие несовершенства методики исследований, нарушения целостности керна при транспортировке, влияния человеческого фактора и др. Корректировка параметров осуществляется не в одной конкретной ячейке гидродинамической модели, а в определенной области, где необходимо внести изменения. Наиболее неопределенными параметрами являются поровый объем, проницаемость, проводимость, параметры водонапорного горизонта и критическая газо- и водонасыщенность. Эта неопределенность связана с погрешностями, вносимыми при геофизических, петрофизических, керновых, гидродинамических и других промысловых исследованиях.

По результатам анализа погрешностей в определении рассматриваемых параметров выбраны следующие диапазоны варьирования (таблица).

Пределы варьирования рассматриваемых параметров

Для оценки параметров, наиболее влияющих на значения пластового давления, проведен ряд численных экспериментов, заключающихся в последовательном изменении всех перечисленных параметров в пределах выбранного диапазона погрешностей. Расчет производился на неадаптированной модели, в качестве аквифера использована модель водоносного пласта Фетковича. Основными

61

Секция 2

варьируемыми параметрами водоносного пласта приняты коэффициент продуктивности и общая сжимаемость водоносного пласта.

Анализ полученных результатов проводился путем сравнения среднеквадратичного отклонения по каждому из вариантов расчета. По результатам сравнительного анализа сделан вывод о том, что наибольшее влияние на значение модельного пластового давления оказывает корректировка порового объема, а наименьше – изменение продуктивности аквифера. Варьирование общей сжимаемости и критической газо- и водонасыщенности не оказали заметного влияния на оценку пластового давления.

Проведенный анализ позволил выявить параметры, в значения которых вносится наибольшая погрешность, и, как следствие, которые могут корректироваться при адаптации пластового давления фильтрационной модели.

62

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Рациональное использование попутного газа в нефтегазодобывающей промышленности

Бимашова А. Б., Трофимов А. С. (филиал ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет» в г. Нижневартовске)

На данный момент несомненный интерес представляет использование попутного газа для получения СО2 и последующей его закачки в нефтеносные пласты для повышения нефтеотдачи.

В 1987 г. С. А. Альтшулером и А. С. Трофимовым были проведены исследования по использованию возможностей строящейся Нижневартовской ГРЭС для закачки дымовых газов в пласты Самотлорского месторождения [1] с применением компрессорной станции. Однако это не было сделано в связи с рядом проблем (смена собственника, большие затраты, коррозионная активность СО2). Главным фактором, ограничивающем использование СО2, как для системы поддержания пластового давления, так и для системы сбора добываемой продукции является коррозионная активность угольной кислоты.

Динамика основных показателей газовых потоков системы закачки дымовых газов в пласт Самотлорского месторождения показана в табл. 1.

На данный момент процесс вытеснения нефти углекислым газом достаточно хорошо изучен в лабораторных условиях и представляется весьма эффективным.

Рис. 1. Коэффициент нефтевытеснения карбонизированной водой

пласта АВ1-2 Мыхпайского месторождения

63

Секция 2

Эффективность метода закачки карбонизированной воды определяется коэффициентом нефтевытеснения. По данным Г. В. Ложкина приводится лабораторный эксперимент по нефтевытеснению 20%-ной карбонизированной водой пласта АВ1-2 Мыхпайского месторождения (рис. 1). Условия эксперимента: нефтенасыщенный керн пористостью 0,22, проницаемостью 190 мкм2, давление 17 МПа, перепад давления 0,05 МПа. Результаты эксперимента: коэффициент вытеснения водой в объеме 2Vп составил 0,63, коэффициент довытеснения карбонизированной водой в объеме 1Vп после закачки позволил нарастить коэффициент вытеснения до 0,86. Прирост коэффициента вытеснения kвыт = 0,23.

По имеющейся информации в Казанском авиационном институте был разработан смеситель жидкостей и газов [2], который позволяет смешивать СО2 с закачиваемой водой (рис. 2).

Рис. 2. Смеситель жидкостей и газов

Нами был разработан бескомпрессорный способ приготовления и закачки СО2 в нефтеносный пласт.

Предлагаемая принципиальная схема приготовления и закачки в пласт карбонизированной воды нефтяного месторождения показана на рис. 3.

Вода с компрессорной насосной станции (1) под давлением 1,5–2 МПа (2) поступает в трубу, в которой смонтирован ультразвуковой гидродинамический генератор (4). Дымовой газ (3), проходя через (4), смешивается с водой. При этом из него отбирается только СО2, остальной газ, состоящий из N2, несгоревшего CH4 и окислов азота, улетучивается через трубу (8). Карбонизированная вода (5) поступает под давлением 1–1,5 МПа на модифицированную кустовую насосную станцию (6), выполненную в антикорро-

64

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

зионном исполнении. Далее карбонизированная вода под давлением 13–14 МПа подается через водоводы высокого давления (7) в нагнетательные скважины (9, 9’, 9’’), а затем по НКТ закачивается в нефтяной пласт.

Рис. 3. Принципиальная схема приготовления и закачки в пласт карбонизированной воды:

1 - компрессорная насосная станция, 2 - труба, 3 - дымовой газ, 4 - ультразвуковой гидродинамический генератор, 5 - карбонизированная вода, 6 - модифицированная кустовая насосная станция, 7 - водоводы высокого давления, 8 - отделившийся газ (N2, несгоревший CH4, окиси азота), 9, 9’, 9’’ - нагнетательные скважины

Произведена экспертная оценка эффективности метода в условиях Самотлорского месторождения. Динамика основных технологических показателей закачки карбонизированной воды показана в табл. 2.

Для реализации описанного процесса необходимо возобновить научно-исследовательские работы, модифицировать имеющуюся кустовую насосную станцию.

Вывод: Предложен более рациональный метод утилизации попутного газа в виде закачки СО2 в нефтяные пласты. Лабораторный эксперимент показал высокую эффективность закачки карбонизированной воды – прирост коэффициента нефтевытеснения составил 23 %.

Список литературы:

1.Технико-экономические соображения по использованию дымовых газов строящейся Нижневартовской ГРЭС для увеличения нефтеотдачи пластов Самотлорского месторождения: отчет / С. А. Альтшулер, А. С. Трофимов и др. Нижневартовск: НижневартовскНИПИнефть, 1987. 100 с.

2.Информационный листок КАИ // ЦБТИ Минрегфлота М., 1988.

65

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Водоизоляция обводненных газовых скважин с горизонтальным окончанием ствола

Блащук Е. А., Земляной А. А. (ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»)

В последние годы разработка газовых и газоконденсатных месторождений опирается на эксплуатацию наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол прокладывается в верхней части пласта, удаленной от газоводяного контакта, но по мере снижения пластового давления этот контакт постоянно повышается. Наступает момент, когда он вплотную подходит к горизонтальному стволу и способствует обводнению не какой-либо части ствола, а всей скважины. В этих условиях ликвидация водопритока – актуальнейшая задача.

Одним из путей ее решения является поинтервальная изоляция притока воды. Первоначально в скважину закачивается водоизолирующая композиция с последующим ее продавливанием в каждый обводненный участок горизонтального ствола скважины. Причем, предварительно горизонтальный участок ствола скважины от забоя до нижней части первого изолируемого интервала через спущенную в нее гибкую трубу колтюбинговой установки заполняется блокирующей жидкостью. В качестве таковой можно рекомендовать сшитый гель с добавлением деструктора в количестве, обеспечивающем последующее его саморазрушение. В качестве водоизолирующей композиции лучше всего использовать патентованный состав, состоящий из гидрофобизирующей добавки на основе этилсиликата в нефти и гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости.

Особенностью технологии является то, что скорость заполнения горизонтального ствола скважины должна быть в два раза больше скорости перемещения гибкой трубы. Это обеспечивает более равномерное распределение состава в пласте. При подходе водоизолирующей композиции до башмака гибкой трубы затрубное и кольцевое пространства скважины отсекаются, и изоляционный состав продавливается в пласт, создавая равномерный водоизолирующий экран, оттесняющий фронт воды от ствола скважины в глубину пласта.

После продавливания в пласт последней порции водоизолирующей композиции изолированный интервал горизонтального ство-

67

Секция 2

ла заполняется новой порцией блокирующей жидкости до нижней части следующего изолируемого интервала, после чего аналогичным образом проводится изоляция каждого последующего интервала водопритока.

После изоляции последнего интервала гибкая труба приподнимается на безопасное расстояние и скважина оставляется под давлением на реагирование водоизолирующих компонентов и разрушение блокирующей жидкости. Затем гибкая труба спускается до забоя и проводится прямая промывка скважины в объеме не менее двух циклов циркуляции.

Предлагаемая технология позволяет повысить эффективность изоляции притока пластовых вод в обводненных скважинах с горизонтальным окончанием ствола за счет поинтервального проведения работ. В свою очередь водоизолирующая композиция на основе этилсиликатной гидрофобизирующей добавки и гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости обеспечивает селективную изоляцию притока пластовых вод в обводненных скважинах с сохранением продуктивной характеристики призабойной зоны пласта. Причем проникновение водоизолирующей композиции происходит преимущественно в область водопритока.

Возможно использование предлагаемой водоизолирующей композиции в низко- и среднепроницаемых коллекторах в широком интервале пластовых температур (0–200 о С), а приготовление данного состава на устье скважины возможно при температуре ниже минус 40 оС.

68

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Оценка влияния динамических параметров течения при фильтрационном моделировании

Вершинина М. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Современные методы исследования позволяют оценивать дополнительные параметры, определяющие характер движения жидкости в пористых средах. На основе экспериментальных данных совершенствуются и создаются новые модели течения жидкостей, учитывающие влияние дополнительных параметров фильтрации.

Широкое практическое применение в гидродинамическом моделировании получили две модели, модифицирующие стандартное уравнение притока: модель Форхгеймера и модель влияния капиллярного числа [1].

Модель Форхгеймера позволяет учитывать инерционные эффекты, возникающие в случаях высокоскоростного течения в пористой среде. В рамках данной модели в уравнении фильтрации появляется нелинейный член, характеризуемый параметром инерционных сопротивлений β. При рассмотрении влияния скорости фильтрации на вид относительных фазовых проницаемостей (ОФП) используется модель капиллярного числа. Данная модель главным образом описывает влияние капиллярных сил на ОФП. Ключевым параметром здесь является капиллярное число Nc, характеризующее отношение вязкостных сил к капиллярным и представляющее функцию от скорости фильтрации.

Всвязи с использованием данных моделей встает вопрос оценки характера влияния капиллярных эффектов на ОФП и, соответственно, на макроуровень процесса фильтрации. В ходе работы была создана аналитическая модель, позволяющая оценить влияние капиллярных эффектов на вид ОФП [2–3]. Кроме того, с использованием численной модели был проведен анализ влияния вышеописанных эффектов на технологические показатели разработки.

Врезультате проведенного анализа было выявлено, что отсутствие учета указанных параметров при моделировании приводит

кнеточности расчетов.

Список литературы:

1.Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М., Шандрыгин А. Н., Подюк В. Г. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1997. 364 с.

2.Моделирование и интерпретация измерений относительной фазовой проницаемости системы конденсат-газ на кернах ачимовского пласта: отчет PERA. Norway, Trondheim: Wintershall, август 2009. 72 с.

3.Whitson C. H., Fevang O., Saevareid A. Gas Condensate Relative Permeability for Well Calculations // SPE 56476. 1999. 3–6 Осtober.

69