Один из способов продления безводного периода эксплуатации добывающих скважин

На основании анализа большого объема результатов выполненных в Среднем Приобье Западной Сибири работ 2D/3D-сейсморазведки изучен опыт и эффективность сейсмических исследований при решении задач нефтяной геологии, связанных с созданием пространственных, сейсмогеологических и промысловых моделей нефтегазогеологических объектов, прогноза нефтегазоконденсатных и высокодебитных коллекторов продуктивных отложений осадочного чехла Западной Сибири [2].

Принципиально значимым является вывод о необходимости использовать сейсморазведку 3D на всех стадиях ГРР - поиска, разведки, эксплуатации, а также использовать сейсмическое отображение субвертикальных зон деструкции, которые являются активными геодинамическими очагами, относительно которых возможно уточнение закономерностей расположения малоразмерных залежей юрского и мелового комплексов.

Потенциал длительно разрабатываемых месторождений Западной Сибири, несмотря на достаточно высокую степень их изученности, далеко не исчерпан. Кроме решаемых задач доразведки территорий все большее значение приобретает возможность применения метода 3D-сейсморазведки и современной интерпретации его результатов при повышении эффективности разработки нефтяных залежей. Для решения проблемы укрепления ресурсной базы и повышения эффективности разработки сложнопостроенных залежей УВС сегодня необходимо совершенствование критериев поиска и способов картирования нетрадиционных залежей в осадочном чехле и доюрском комплексе.

Литература

1. Бембель С.Р. О пространственных свойствах субвертикальных зон деструкции и характере распределения залежей углеводородов // Нефтяное хозяйство, 2010, № 4. - С.38-41.

2. Бембель С.Р., Бембель Р.М. Геологические модели формирования локальных высокодебитных залежей УВ в Западной Сибири и пути их освоения // Наука и ТЭК, 2012, № 4. - С.19-20.

3. Глобальные и региональные неравномерности формирования и распространения ресурсов и скоплений углеводородов и механизмы процессов нефтегазонакопления / Валяев Б.М., Астафьев Д.А., Кузин А.М., Павленкова Н.И. и др. // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. Электронный научный журнал. Институт проблем нефти и газа РАН, Вып. 2(6), 2012. http://oilgasjoumal.ru/vol_6/valyaev.html.

4. Новые идеи формирования нетрадиционных залежей углеводородов / А.Н. Дмитриевский, И.Е. Баланюк, А.В. Каракин // Газовая промышленность. - 2005. - №1. - С. 24-27.

Лушпеев В.А.1, Васянович М.М.2, Цику Ю.К.3

'Кандидат технических наук, доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет; 2Студент, Тюменский государственный нефтегазовый университет; Заместитель начальника НГДУ «Комсомольскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз».

ОДИН ИЗ СПОСОБОВ ПРОДЛЕНИЯ БЕЗВОДНОГО ПЕРИОДА ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Аннотация

Основные объекты эксплуатации крупных месторождений Западной Сибири, находятся на завершающей стадии разработки, которая характеризуется высокой обводненностью продукции добывающих скважин, низким темпом отбора нефти. Основной причиной обводнения добывающих скважин является прорыв воды из нагнетательных скважин и конусообразование в залежах с подошвенной водой. В работе приведена методика определения причин обводнения скважин, позволяющая понять при каких режимах работы скважин возможно предупредить преждевременный прорыв подошвенной воды и продлить безводный период эксплуатации.

Ключевые слова: конусообразование, подошвенная вода, добывающие и нагнетательные скважины, предельный дебит.

Lushpeev V.A,1, Vasyanovich M.M.2, Tciku IK.3

'Candidate of Technical Sciences, associate professor, Tyumen state oil and gas university; 2Student, Tyumen state oil and gas university; 3Deputy Head of Oil and Gas Division «Komsomolskneft», JSC «Surgutneftegas».

METHOD OF DETERMINING THE CAUSE OF WATER CUT WELLS

Abstract

The main objects of the operation of large oil fields in Western Siberia, are in the final stages of development, which is characterized by high water cut wells, the low rate of recovery of oil. The main reason for water cut wells is a breakthrough of water from injection wells and coning in reservoir with bottom water. This paper describes a method of determining the cause water cut wells for understanding under what operating conditions may well prevent premature breakthrough of bottom water and extend the free period of operation.

Keywords: coning, bottom water, production and injection wells, the maximum flow rate.

При эксплуатации нефтяных скважин с подошвенной водойпроявляется тенденция к деформированию поверхности разделадвух фаз, которая принимает холмообразный вид, образуя конусыводы. При некоторых установившихся условиях отбора деформированные поверхности раздела находятся в равновесии (рис. 1) и не оказывают существенного влияния на приток добываемого флюида к скважине.

Равновесие характеризуется предельным дебитом, превышение которого приводит к прорыву воды в скважину (рис. 2). В случае если дебит скважины не превышает предельного значения, то прорыв воды произойдет лишь при достижении вершиной конуса интервала перфорации, за счет общего поднятия ВНК. Величина предельного дебита зависит от физических свойств пласта и жидкостей и относительного вскрытия продуктивной части пласта. В пластах с малой проницаемостью вдоль напластования реализация предельных дебитов ввиду их малости экономически не выгодна. Также не выгодна эксплуатация скважин и с максимально возможным дебитом, так как вода быстро прорывается в скважину и начинается совместный приток нефти и воды.

117

Рис. 1 Конус в статичном состоянии Рис. 2 Статичность конуса нарушена

Скважина, остановленная по причине высокой обводненности может быть запущенна повторно с прежними дебитами по нефти. Это объясняется тем, что после остановки скважины, через некоторое время, вследствие перераспределения давления и силы тяжести, конус воды опускается не изменяя остаточной нефтенасыщенности в области дренирования скважины.

Но для этого скважина должна соответствовать некоторым критериям:

- наличие достаточного количества извлекаемых запасов по блоку;

- компенсация по блоку не более 130%, промысловый опыт показывает; что в «перекаченных» блоках скважины, запущенные из бездействия не выходят на нефть;

- нарушена статичность конуса, что является свидетельством доминирующей роли конуса в обводнение скважины, а нагнетательные скважины в обводнении продукции принимают гораздо меньшее участие;

- обводнение скважины по причине подъема конуса воды.

Последние два критерия наиболее важны, так как если запустить скважину, обводненность которой была следствием прорыва вод из нагнетательной скважины, мы получим примерно тот же дебит и ту же обводненность что и перед остановкой.

Для проверки соответствия данным критериям, было выбрано три скважины, остановленные ранее по причине высокой обводненности. Скважины относятся к Южной части Федоровского месторождения, разделенной на 5 блоков.

Скважина №11ХХ. Относится к 1 блоку, который разрабатывается с 1983 года. Уплотняющие скважины бурились в 1995 году, обводненность в среднем составила 86%.

Остаточные извлекаемые запасы составляют 23%. Блок характеризуется плохими коллекторскими свойствами.

Скважина №12ХХ. Относится ко 2 блоку, разработка которого ведется с 1981 года. Уплотняющие скважины бурились в 19931995 годах. Остаточные извлекаемые запасы составляют 17,5%. В данном блоке достаточно высокие коллекторские свойства.

Скважина №5ХХ. Относится к 5 блоку, разрабатывается с 1979 года. Уплотняющие скважины бурились в 1992-1994 годах. Остаточные извлекаемые запасы составляют 25%. У блока плохие коллекторские свойства.

В среднем текущая компенсация отбора жидкости составляет 122%, а накопленная 119,7%.

На основании данных представленных выше, можно сделать вывод, что критериям извлекаемых запасов и компенсации отбора жидкости, соответствуют все три скважины.

Расчеты, по которым будет определенно соответствие двум последним критериям, представлены ниже.

Предельный безводный дебит нефтяной скважины определяется по формуле:

9i= QqQ{Pq ^

Qa =

27rKh

0

Р

= Рв ~ Рн

±Р£

где:

- безразмерный предельный дебит, определяемый по графику (рис. 3) Q а - потенциальный дебит;

К - проницаемость;

Р - вязкость;

РВ'Рн - плотность воды, нефти;

^ С - мощность нефтенасыщенной части пласта;

Ь - отношение вскрытой нефтяной толщи, к общей толще нефтеносности;

Ра - параметр размещения;

Параметр размещения определяется по формуле:

R л ,

Х'Ьа

Ра

где:

R а - контур питания;

X - коэффициент анизотропии;

118

1С - мощность нефтенасыщенной части пласта.

Рис. 3 Зависимость безразмерного предельного дебита от относительного вскрытия при различном значении параметра

Определен предельный безводный дебит, при котором нарушается статичность конуса и время, за которое вода прорвется к скважине.

Определим безводный дебит для скважины 11ХХ, по формуле (1), для этого сначала по формуле (2) определим Q0;

2 * 3,14 * 0,250 * 10"* * 10 6,28 * 0,000250 * 10 ’

Qa =-------;---, ’ _ ---------* 249 * 9,8 = ---------Ц-;----------* 2440,2

з.

=27 м‘ далее

250

Ра =

1,4 * 10‘3

по формуле

= 6,2;

1,4

определяем

параметр

размещения

скважины:

4 * 10

далее с помощью графика

Ql = 27*2 = 5 4 м3 /су т;

Определим безводный дебит для скважины 12ХХ, для этого по формуле (2) определим Q0:

2 * 3,14 * 0,260 * 1(Г6 * 10 6,28 * 0,000260 * 10

=---------ЕТТЙР------------249 ’ 9'в =----------Г*---------2440'2 =

=28 м3;

определяем параметр размещения скважины (4);

250

= тттг =

далее с помощью графика (рис. 5) определяем безразмерный безводный дебит; полученные данные подставляем в формулу (1);

Qi = 2 * 28 = 56 м3/сут.

Определим безводный дебит для скважины 5ХХ, для этого по формуле (2) определим Q0;

2 * 3,14 * 0,205 * 10_6 * 9 6,28 * 0,0'0'0205 * 9

«=----------vnruR------------ 249<ад =----------il------------ =

=20 м3

определяем параметр размещения скважины (4);

250

ра=^=5,5;

по графику (рис.3) определяем безразмерный безводный дебит;

q(,pah)= 2

полученные данные подставляем в формулу

(3 = 2 * 20 = 40 м3/сут.

119

Полученные результаты по предельному безводному дебиту представлены в таблице 1, где их можно сравнить со средним дебитом скважины.

Таблица 1 Сравнение расчетного предельного дебита с фактическим

Скважина Qср м3/сут Qmj м3/сут

11ХХ 32 54

12ХХ 62 56

5ХХ 41 40

У скважин 12ХХ и 5ХХ средний дебит оказался выше, чем расчетный предельный, отсюда можно сделать вывод о том, что была нарушена статичность конуса. Средний дебит скважины 11ХХ напротив, оказался значительно ниже расчетного.

Время прорыва подошвенной воды рассчитаем, используя формулу Маскета, для этого нужно определить количество отобранной нефти до того, как конус воды прорвется к скважине:

Нг* D

Q = cr*Tf!*hg* —------ „5J

Кв

где:

произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти; Коэффициент усадки нефти находится по формуле:

Ь-1 „ ,

v =-------*100 |,б)

ь

b - объемный коэффициент;

D - поправочный коэффициент определяется по формуле:

h0 - нефтенасыщенная толщина пласта, м; d - глубина вскрытия нефтенасыщенной части пласта, м.

Далее определяем время (сутки) через которое произойдет прорыв воды к скважине:

где:

Q - количество отобранной нефти, до того как вода прорвется к скважине, м3: q - средний дебит скважины, м3 [4].

Определим на скважине 11ХХ количество отобранной нефти, прежде чем вода прорвется к скважине, воспользуемся формулой (5), сначала определив коэффициент усадки нефти (6);

1,206 - 1

V =-----------* 100 = 17,08;

1,206

значение данного коэффициента будет использовано при расчете всех скважин. Произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти равен 8,5; Определяем поправочный коэффициент D по формуле

100 10-9

D =-------------= 10;

10

полученные данные подставляем в формулу (5);

0,250 * 10“* * 10 „

О = 8,5 * 0,24 * 10“ *-------------— = 25500 м°

0,200 * 10

Для определения времени прорыва воды к скважине воспользуемся формулой (8). Данные по среднему дебиту скважин в таблице 1.

25500

Т =-------= 796 сут.

32

Скважина 12ХХ. Определяем объем отобранной нефти, до прорыва воды.

Произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти равен 10,2.

Определяем поправочный коэффициент D по формуле

100

D =--------------= 10;

10

полученные данные подставляем в формулу

0,2dO * 1C'6 * 10 „

О = 10,2 * 0,24 * 10“ *----------— = 33498 м“;

V 0,190 * 10"*

определяем время прорыва воды к скважине

33498

Г = — = 540 сут.

Скважина 5ХХ. Определяем объем отобранной нефти, до прорыва воды. Произведение коэффициента нефтеотдачи блока на коэффициент усадки нефти равен 7,6.

Определяем поправочный коэффициент D по формуле

100( 10-9J

D =--------------= 11,1

9

полученные данные подставляем в формулу

0,205 * 10"* * 11,1 „

О = 7,6* 0,24*9“ *-----------------т--= 20160 м°;

0,150 * 10

определяем время прорыва воды к скважине

120

20160

7 =------=491 сут.

41 1

Полученные результаты по времени прорыва воды к скважинам представлены в таблице 2, где их можно сравнить с фактическим временем, через которое скважина начала давать воду.

_______________________Таблица 2 Расчетное и фактическое время прорыва воды к скважине____________

Скважина T сут. Тфактическое сут.

11ХХ 796 520

12ХХ 540 570

5ХХ 491 440

Рассчитав теоретическое время безводной эксплуатации скважины до появления конуса воды, сравниваем его с фактическим безводным временем эксплуатации. Если фактическое безводное время эксплуатации скважины больше расчетного, то обводнение произошло по причине подъема конуса воды, если меньше, то по причине прорыва воды от нагнетательной скважины.

Промысловый опыт показывает, что если обводнение уже произошло по причине поднятия конуса воды, то преимущественно отбор происходит из зоны с подстилающей водой, существенно сокращается радиус контура питания и прорыва закачиваемой воды от нагнетательных скважин уже не происходит.

Литература

1. Бахарев М.С., Грачев С.И., Сорокин П.М. и др. Справочное руководство для мастеров буровых бригад. Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», 2002 г. - 323 с.

2. Маскет М., Физические основы технологии добычи. - М., Г остоптехиздат, 1953 г. - 607 с.

3. Телков А.П. Ягафаров А.К., Шарипов А.У. и др. Интерпретационные модели нефтяной залежи на стадии разработки. - М., ВНИИОЭНГ, 1993 г. -

73 с.

4.Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М., Гостоптехиздат, 1963 г. - 397 с.

Рогачев М.К.1, Кузьмин М.И.2, Рощин П.В.3, Васкес Карденас Л.К.4

'Профессор, доктор технических наук, Национальный минерально-сырьевой университет «Г орный»; 2Кандидат технических наук, ООО «Г азпромнефть НТЦ»; 3Аспирант, Национальный минерально-сырьевой университет «Г орный»; 4Студент,

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ МАГНИТНОГО ПОЛЯ НА ТЕМПЕРАТУРУ НАСЫЩЕНИЯ ПАРАФИНОМ НЕФТИ

УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аннотация

В данной статье рассматривается вопрос влияния магнитного поля на температуру насыщения нефти парафином. Описана методика исследований, проведенных на установке «FLASS» (Vinci Technologies) по изучению образования и отложения парафинов и асфальтенов в нефти. Результаты исследований показали существенное увеличение температуры насыщения парафином нефти из палеозойских отложений Урманского месторождения под воздействием магнитного поля.

Ключевые слова: температура насыщения нефти парафином, намагниченность, скважина.

Rogatchev M.K.1, Kuzmin M.I.2, Roshchin P.V.3, Vasques CardenasL.K.4 'Professor, Doctor of Engineering Science, National mineral resources university; 2PhD, ПЬС «Gazpromneft STC»; 3 Student of PhD

course, National mineral resources university 4Student, National mineral resources university

THE RESEARCH OF THE EFFECT OF MAGNETIC FIELD ON THE TEMPERATURE PARAFFINIC BASE

URMANSKOYE OIL FIELD

Abstract

This article discusses the influence of magnetic field on the saturation temperature of the wax oil. A technique for research conducted at the facility «FLASS» (Vinci Technologies) to study the formation and deposition of wax and asphaltenes in crude oil. The results showed a significant increase in the saturation temperature of wax oil from Paleozoic sediments Urmanskoye field under the influence of a magnetic field.

Key words: wax paraffin oil saturation temperature, magnetization, well.

Ранее проведенными исследованиями была выявлена аномально высокая намагниченность металлических насоснокомпрессорных труб в скважинах Урманского нефтяного месторождения, вскрывших карбонатные отложения палеозоя, которая является дополнительным фактором, оказывающим существенное влияние на процесс коррозии металла [1, 2].

В последующих исследованиях удалось установить влияние магнитного поля на вязкость нефти из этих же отложений Урманского месторождения. Как показали результаты реологических исследований, вязкость нефти из этих отложений снижается с ростом величины магнитной индукции, тогда как для нефти из юрских отложений этого же месторождения влияние магнитного поля на вязкость отмечено не было [3]. По нашему мнению, полученные результаты реологических исследований можно объяснить различиями как в компонентном составе исследованных нефтей, так и в минеральном составе пород объектов разработки палеозойских и юрских отложений. Согласно исследованиям К.И.Багринцевой, А.Н.Дмитриевского, Р.А.Бочко [4], в составе пород палеозойских отложений установлено содержание таких породообразующих ожелезненных минералов, как анкерит (Ca(Mg,Fe)[СОз]) и сидерит (FeCO3). Данные минералы способны намагничиваться за счет воздействия на них магнитного поля, что было представлено в эксперименте. Кроме того, данные минералы способны намагничиваться за счет естественного магнитного поля Земли, а именно при остывании расплавленных минералов и горных пород и переходе их температуры через точку Кюри они намагничиваются окружающим магнитным полем, приобретая начальную остаточную намагниченность. В юрских отложениях Западной Сибири данных минералов не обнаружено. Это дает возможность утверждать о явлении намагниченности скважинной продукции палеозойских отложений за счет породообразующих ожелезненных минералов (сидерит и анкерит). Установленную зависимость влияния магнитного поля на вязкость скважинной продукции необходимо учитывать при выборе режимов работы скважин на месторождениях с проявлением намагниченности подземного оборудования.

В настоящей работе представлены результаты исследований влияния магнитного поля на температуру насыщения парафином нефти из палеозойских отложений Урманского месторождения, которые проводились на современной высокотехнологичной установке «FLASS» (Vinci Technologies). Эта установка предназначена для изучения процессов образования твердых веществ (парафинов и асфальтенов) в нефти с моделированием термобарических условий, максимально приближенных к пластовым. Исследования могут проводиться в широких пределах температур (от -20°C до +180°C) и давлений (до 68 МПа). Установка «FLASS» позволяет идентифицировать кристаллы парафина и твердые тела асфальтенов, следить за изменением их размера и морфологии в зависимости от температуры, давления и времени, а также оценивать эффективность различных химических обработок.

121