ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

9.Рабинович Е.З., Евгеньев А.Е. Гидравлика / Учебник для техникумов. 3-е издание. М.: Недра, 1987, 224 с.

10.Земляной А.А. К вопросу об ограничениях, которые следует учитывать при проведении гидравлических расчетов гибких труб // Нефть и газ Западной Сибири: материалы международной научно-технической конференции. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2014, с. 101-107.

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

Инякин В.В., Краснова Е.И., Абраев Н.С., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Впоследние годы существенно увеличивается доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Эффективность разработки таких месторождений ниже обычных при более низких коэффициентах нефтеотдачи. Во многом это обусловливается отсутствием необходимых технологий для существующих категорий трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, разнообразие геолого-физических особенностей нефтяных месторождений и пластов не позволяет достичь необходимых результатов за счет применения универсальной технологии разработки. Как показывает практика, наиболее высокие результаты могут быть получены при использовании адресных технологий для конкретных условий.

Применяемая система заводнения не всегда учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу, в результате чего разработка многих месторождений характеризуется недостаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи, незначительными темпами отбора нефти и большим объемом попутно-добываемой воды.

Всвязи с этим важным направлением повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов является адаптация известных и создание новых технологий воздействия на пласты с учетом особенностей их строения и свойств, в первую очередь для условий месторождений, наиболее характерных для данного региона.

Нестационарное заводнение является одним из эффективных гидродинамических способов увеличения нефтеотдачи и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти.

Эффективность метода определяется двумя неразрывно связанными процессами:

- гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемыенефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды;

- капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды.

31

На примере Мортымья-Тетеревского месторождения, рассмотрена эффективность использования нестационарного заводнения, которое ведется с 1972 года по настоящее время. За весь период разработки дополнительная добыча нефти составила 0,9778 млн. тонн (1.2% от добычи по месторождению).

Всего было проанализировано 269 мероприятий. Эффект рассчитывался через полгода или на последнюю дату, на которую имелись данные с разделением общего эффекта на две составляющие: по нефтеотдаче пласта и по интенсификации добычи нефти по характеристике вытеснения Р.И.Медведского.

В табл. 1 приведена эффективность по блокам. С помощью нестационарного заводнения было дополнительно добыто 0,10572 млн. тонн нефти, средняя технологическая эффективность составила 0.39 тыс. т/скв. Эффект, в основном, получен за счет увеличения нефтеотдачи (74% вклада в общую дополнительную добычу нефти).

Таблица 1

Данные по остановкам скважин на Мортымья-Тетеревском месторождении

Анализ применения нестационарного заводнения на МортымьяТетеревском месторождении проводился для 269 мероприятий, из них 218 были выявлены при анализе работы нагнетательных скважин. С помощью нестационарного заводнения было дополнительно добыто 0,10572 млн. тонн нефти, средняя технологическая эффективность составила 0.39 тыс.

32

т/скв. Наиболее эффективным применение нестационарного заводнения оказалось на первом блоке Мортымья-Тетеревской залежи, а наименее эффективно на Средне-Тетеревской залежи.

Список литературы

1.Методика анализа и проектирования параметров систем ППД на действующихиновыхместорожденияхЗападнойСибири. РД39-0148070-025 ВВНИИ86.

2.Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, И.И. Минаков, А.В. Билинчук // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2006.- вып. 133.- с. 28-43.

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕОБХОДИМОГО КОЛИЧЕСТВА ТВЕРДЫХ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Сырчин А.А.,

ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень

Поздняя стадия разработки газовых месторождений характеризуется целым рядом факторов, ухудшающих условия эксплуатации скважин, одним из которых является накопление жидкости в призабойной зоне пласта (ПЗП) и насосно-компрессорных трубах (НКТ). Скорость восходящего потока газа при низком пластовом давлении и недостаточном дебите не обеспечивает вынос жидкости на поверхность, со временем это приводит к равновесию давления столба жидкости и давления в пласте, и, как следствие, к самоглушению скважины. Такие скважины нуждаются в периодических продувках в атмосферу, которые влекут за собой потери газа и наносят ущерб окружающей среде. Более того, эффект от продувок имеет временный характер, и через некоторое время неизбежно повторное самозадавливание

Существуют различные способы удаления жидкости с забоя скважин (газлифт, газлифтно-струйная эксплуатация, изменение диаметра и глубины подвески НКТ и др.). Наиболее технологичным и простым, а также наименее затратным экономически, является применение твердых и жидких пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ) [2].

Преимуществами использования твердых ПАВ перед жидкими для удаления жидкости с забоя скважины служит их невысокая стоимость и простота использования – не требуется обвязка скважины с дополнительной техникой, опрессовка и завоз большого объема химических реагентов. Стержни пенообразователей и устьевое устройство для ввода твердых может быть транспортировано и смонтировано операторской службой цеха добычи газа [3, 4, 5].

Технология обработки забоев скважин твердыми ПАВ заключается в следующем: перед обработкой скважина отрабатывается на факельное устройство и останавливается, в скважину сбрасывается расчетное

33

количество стержней пенообразователя. Стержни твердых ПАВ, опускаясь по колонне лифтовых труб от устья до забоя, вступают в контакт с газожидкостной смесью и водой и, частично растворяясь в них, образуют пену, которая газовым потоком выносится на поверхность через факельное устройство, поскольку плотность ее значительно меньше (в 6-25 раз) плотности воды. Израсходовав часть своей массы за время спуска по колонне НКТ, стержни попадают в фильтровую зону, где происходит дальнейшее интенсивное их растворение в барботирующемся столбе жидкости, превращение последней в пену и вынос ее на поверхность восходящим потоком. После полного выноса пены и механических примесей через факельноеустройство, скважина пускается в работу в шлейф.

Не успевшая раствориться масса стержней оседает в зумпф скважины на забое, и с течением времени, также растворяется. При этом процесс удаления жидкости с помощью твердых пенообразователей происходит через 0,5-4 часа после их ввода, если зумпф отсутствует или его величина не превышает 5 м.

Основные условия применения твердых ПАВ:

-низкая скорость восходящего потока газа, не обеспечивающая вынос жидкости с забоя на поверхность;

-наличие барботируемого столба жидкости в скважине.

Твердые ПАВ применяются на многих месторождениях севера Тюменской области. На Медвежьем месторождении используются такие пенообразователи, как «БТ-Формер» и «КОСТ-2», которые представляют собой стержни коричневого цвета диаметром 40-50 мм и длинной до 600 мм, плотностью при температуре 20° С от 1,05 до 1,10 г/см3. Кратность продувок на самозадавливающихся скважинах Медвежьего месторождения, на которых применялись обработки твердыми пенообразователями, сократилась в среднем в 1,5 раза

Всвязи с ежегодным ростом количества самозадавливающихся скважин на Медвежьем месторождении, находящимся на поздней стадии разработки, актуально более широкое применение ПАВ для выноса жидкости с забоев скважин и сокращения числа продувок в атмосферу.

Для этого специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» в 2014 г. была составлена программа внедрения твердых пенообразователей на скважинах Медвежьего месторождения, в которой были рассмотрены все самозадавливающиеся скважины.

Вусловиях Медвежьего месторождения [2, 6] используется состав твердых ПАВ со следующим соотношением компонентов, %:

Сульфонол от 9,6 до 10,4;

ОП-10 от 40 до 50;

карбонат аммония от 0,2 до 0,5;

коламид К остальное.

34

Количество твердых ПАВ выбирается из расчета, определенного экспериментальным путем, и составляет 2,6 кг на 1 м3 удаляемой жидкости с забоя скважины.

Скважины, рекомендуемые для ввода твердых пенообразователей с целью удаления скопившейся жидкости должны удовлетворять следующим техническим условиям:

-НКТ не перекрывает интервал перфорации (башмак лифтовой колонны располагается над нижними перфорационным отверстиями);

-НКТ диаметром от 89 до 168 мм;

-глубина зумпфа до 25 м;

-расстояние от башмака НКТ до верхних перфорационных отверстий не более 50 м;

-отклонение ствола скважины от вертикали не более 10º;

-лифтовые трубы не должны иметь клапаны-отсекатели, переводники и сужения, а также посторонние предметы, препятствующие прохождению стержней твердых ПАВ;

-лифтовая колонна скважины должна быть герметичной;

-исправность буферной и шлейфовой задвижек.

-отсутствие интенсивного притока воды, требующего проведения продувки через 72 часа и менее;

-разница между статическим и рабочим давлением на устье скважины после продувки более 0,2 МПа;

-отсутствие песчаной и гидратной пробок в интервале перфорации, являющейся основной причиной ухудшения работы скважины.

Для обработки твердыми ПАВ рекомендуются пакерные и беспакерные скважины, глубина спуска НКТ, в которых не ниже середины интервала перфорации, не наблюдается высокий вынос пластовой воды и в ближайшие годы не планируется капитальных ремонтов. Чтобы оценить потребное количество ПАВ для обработок, необходимо провести расчет объемов столбов скапливающейся жидкости.

Для оценки потребного количества ПАВ, специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» был проведен расчет объемов столбов жидкости для каждой самозадавливающейся скважины.

Забойное давление Pзаб, МПа, при котором происходит задавливание скважины рассчитывается по формуле:

где Рпл – пластовое давление, МПа; Рдепр – депрессия, МПа; Ршл – давление на входе в шлейф, МПа.

Расчитав забойное давление (1), рассчитаем высоту столба жидкости Hстолб, м, при котором происходит задавливание скважины:

35

Расчитав высоту столба жидкости (2), рассчитаем объем жидкости в

где d – диаметр эксплуатационной колонны, м ; hтек – глубина текущего за-

боя, м; hнкт – глубина спуска НКТ, м.

Имея данные об объеме жидкости (3), которую необходимо удалить из скважины, рассчитаем массу твердого ПАВ для одной обработки m, кг,

Чтобы определить периодичность обработок твердыми ПАВ, необходимо рассчитать расчетный период задавливания скважины Tзад, сут:

(5)

где Hстолб – высота столба жидкости (1), м; Нсут – высота столба жидкости, скапливающейся в скважине за сутки, м;

Чтобы определить высоту столба жидкости Нсут, м, скапливающейся в скважине за сутки, воспользуемся формулой:

где Vсут – объем скапливающейся жидкости за сутки, м3; Sэкс – площадь эксплуатационной колонны с диаметром d, м2;

Рассчитаем объем скапливающейся жидкости за сутки Vсут , м3:

(7)

где pж – вес жидкости, скапливающейся в скважине за сутки, г, рассчитывается по формуле:

где ∆W – разность пластового и устьевого влагосодержания газа, г/м3; Q – суточный дебит скважины, тыс. м3.

Разность пластового и устьевого влагосодержания газа рассчитыва-

давление газа, МПа; B – коэффициент, зависящий от состава газа; Сy , Cs - поправочные коэффициенты на удельный вес газа и минерализацию воды; Коэффицент А на основании зависимости его от температуры при

где t – температура газа на устье, С;

Тогда влагосодержание газа на устье Wус , г/м3 ,учитывая коэффициент B с поправочными коэффициентами на удельный вес газа и минерализацию воды можно представить в следующем виде:

36

где Pус – устьевое давление, МПа; t - температура газа на устье, С. Рассчитав с помощью формулы (12) разность пластового и устьевого

влагосодержания газа (9), используем полученное значение, рассчитав вес

иобъем жидкости, скапливающийся в скважине за сутки, по формулам (8)

и(7) соответственно.

Сравнив рассчитанный по формуле (5) период задавливания с фактическим периодом продувок скважин, можно сделать вывод о правильности расчета – на большинстве скважин периоды совпадают.

Выводы: В статье представлена методика расчета потребного количества твердого ПАВ определенного состава для обработки скважин в условиях Медвежьего месторождения. Применение твердых ПАВ является простым и эффективным способом борьбы со скапливающейся в газовых скважинах жидкостью. В ближайшем будущем все больше месторождений будут входить на среднюю и позднюю стадию разработки, количество самозадавливающихся скважин будет увеличиваться. Имея данные о потребном количестве твердого ПАВ для обработки одной скважины и период самозадавливания скважины, с помощью данной методики возможно разработать программу применения твердых пенообразователей для любого месторождения.

Список литературы

1.Джеймс Ли, Генри В. Никенс, Майкл Уэллс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Пер. с англ..- М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008.- 384 с.

2.Кустышев А.В., Чижова Т.И., Кононов В.И., Дмитрук В.В. Анализ состояния и эффективности применяемых на месторождении Медвежье технологий и техники добычи газа и капитального ремонта скважин // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатациягазовыхигазоконденсатныхместорождений.- М.: ИРЦГазпром, 2002.- 28 с.

3.Амиян В.А., Амиян А.В. Повышение производительности скважин.- М.:

Недра, 1986.- С. 128-130.

4.Катионоактивные ПАВ - эффективные ингибиторы в технологических процессах нефтегазовой промышленности / Под общ. ред.Ф.А. Агзамова.- С.-Пб. Недра

(С.-Пб. отделение), 2004.- 408 с.

5.Гасумов Р.А и др. Пенные системы для бурения и ремонта скважин / Р.А. Гасумов, А.В. Калинкин, М.Г. Гейхман.- М.: ИРЦ Газпром, 2008.- 269 с.

6.СТО «Газпром добыча Надым» Инструкция по применению твердых и жидких ПАВ для интенсификации добычи газа на скважинах Медвежьего НГКМ / С.Н. Мохов, И.А. Черныше, А.А. Михалев, 2010.

ФОРСИРОВАННЫЙ ОТБОР ЖИДКОСТИ КАК МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Гагарина О.В., Ваганов Ю.В., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

На большинстве нефтяных месторождений Западной Сибири вошедших в позднюю стадию разработки использовалась и до сих пор ис-

37

пользуется системаблоковогозаводнения, так называемая “активная” (интенсивная) система с размещением между двумя нагнетательными рядами не более 3 – 5 рядов добывающих скважин.При этом в случае достижения определенного процента воды (более 90%) в эксплуатационных скважинах первого ряда, последние переводились в разряд нагнетательных, а нагнетательные скважины отключались (ликивдировались).

Известно, что все нефтенасыщенные пласты в той или иной степени неоднородны. Большинство из них сложены из нескольких слоев, средняя проницаемость которых различна. В каждом слое свойства изменяются, особенно проницаемость по площади. На отдельных участках хорошо проницаемые породы замещаются плохо проницаемыми или практически непроницаемыми породами. В результате образуется пласт, неоднородный по фильтрационным свойствамкак по разрезу, так и по площади. Неоднородность пласта по площади залегания приводит к тому, что вытеснение происходит в основном из высокопроницаемых зон, при этом в низкопроницаемых зонах остаются значительные запасы нефти. В тоже время слоистая неоднородность пласта приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин по более дренируемым высокопроницаемым пропласткам, при этом остаточная нефтенасыщенность в низкопроницаемыхпропластках велика. Поэтому традиционные способы разработки месторождений, вошедших в позднюю стадию эксплуатации, оказываются малоэффективными.На таких месторождениях наиболее эффективными технологиями повышения эффективности заводнения в неоднородных пластах являются гидродинамические методы ПНП, в частности форсированный отбор жидкости, увеличение или ограничение закачки воды, циклическое заводнение, физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов.

В результате научных исследований и многочисленных промысловых работ установлено, что при форсированных отборах жидкости (ФОЖ) происходит увеличении градиентов давления в зонах отбора и начинается поступление нефти в продукцию скважин из низкопроницаемых частей пласта. В технологическом отношении сущность метода заключается в постоянном увеличении отборов пластовой жидкости. Физическая же сущность состоит в том, что при повышении депрессии на пласт создаётся перепад давления между пропластками с разной проницаемостью. За счёт этого нефть из более низкопроницаемогопропластка вовлекается в поток и выносится на поверхность.

Форсированный отбор жидкости на Пакамасовском месторождении организован в западной части, которая внешне ограниченна нагнетатель-

ными скважинами №№ 519, 503, 436, 366, 368, 330, 818, 396, 844, 443, 468, 867, 492, 866, 563, 550, 521, 898.

Анализ работы скважин показывает, что наибольшее увеличение дебитов нефти от начального, до перевода на форсированный отбор, выявлен в скважинах с высокой начальной обводенностьюпродукции (рис. 1, 2), при

38

этом с обводенностью 70 % и более происходит увеличение дебитов нефти. При анализе работы скважин с форсированным отбором использовался параметр «кратность увеличения доли нефти в добываемой жидкости» (Крн). Данный параметр характеризует изменение содержания нефти в продукции, при этом если данный параметр равен или более 1, то это свидетельствует о том, что содержание нефти не изменилось или увеличилось (>1) в добываемой продукции, с применением форсированного отбора

жидкости.

Рис. 1. Изменение кратности увеличения дебитов нефти в зависимости от начальной обводненности продукции от кратности

увеличения дебита нефти на Пакамасовском месторождении

В условиях Пакамасовского месторождения Крн ≥ 1 достигается при начальной обводенности продукции 90 % и более (рис. 3). Данный факт свидетельствует о том, что с применением ФОЖ, нефть изнефтенасыщенного (низкопроницаемого) пропластка вовлекается в общий поток и выносится к добывающей скважине, что в конечном итоге влечет к повышению коэффициента нефтеизвлечения в целом по месторождению.

Проведенный анализ свидетельствует (рис. 2, 3) о целесообразности проведения форсированного отбора жидкости в скважинах на Пакомасовского месторождения с начальной обводненностью 70 % и выше.

Согласно результатов исследований, проведенными В.Н. Щелкачевым известно, что для залежей с водонапорным режимом на поздней стадии разработки дебиты нефти будут снижаться по показательной или ги-

39

перболической кривой, в то время как водо-нефтяной фактор будет возрастать по параболической кривой или прямой линии.

Рис. 2. Зависимость начальной обводненности продукции от кратности увеличения дебита нефти

на Пакамасовском месторождении

Рис. 3. Изменение доли нефти в добываемой продукции в зависимости от начальной обводенности

На основании методики М.К. Мамедова и Б.М. Саркисяна построена удовлетворительная зависимость «водо-нефтяной фактор - годы работы» - отношение объёма фактически добытой воды к количеству добытой нефти за тот же период (рис. 4), для скважинс начальной обводенностью 70 % и более.

40