Материал: Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на Южно-Сосновском месторождении

Водоизоляционные работы проводятся в связи с увеличением обводнённости скважины. Причинами обводнения могут быть недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; дефект в эксплуатационной колонне; наличие в теле трубы трещин, раковин.

Таблица 13. Анализ эффективности по жидкому стеклу

В 2004 году количество обработок, произведённых в УПНПиРС, составило 20. Общая технологическая эффективность которых составляет 86%, а экономическая эффективность составляет 95%.

Средний дебит по нефти до обработок составлял 1,8 т/сут, при обводнённости 98%. После обработок дебит нефти составил 3,8 т/сут, а обводнённость 95%.

Дополнительная добыча составила 5310 тонн, а всего добыто 9496 тонн нефти. Средняя продолжительность эффекта при использовании жидкого стекла составляет 965,8 суток, а продолжительность при использовании биополимера составила 462,.92 суток.

Рассмотрим эффективность применения биополимера на примере 10 скважин. В общем можно сказать, что средний дебит до обработки составляет 2.22 т/сут, обводнённость 88.85%. После закачки биополимера средний дебит на 10 скважин составил 5.44 т/сут, обводнённость составила 81,86%. Средняя продолжительность эффекта составляет 380 дней, а добыча составляет 1052 тонны.

Эффективность применения жидкого стекла на примере 10 скважин. Средний дебит до обработки составляет 1,45 т/сут, обводнённость 90,4%. После закачки жидкого стекла средний дебит на 10 скважин составил 4,2 т/сут, обводнённость составила 70,1%. Средняя продолжительность эффекта составляет 956.4 дней, а добыча составляет 3101,5 тонны.

Таким образом из проведённого анализа следует, что эффективность жидкого стекла намного выше, чем биополимеров. Это видно из продолжительности эффекта, который почти в 3 раза больше, чем у биополимеров.

2.5 Выводы и предложения

Проведение водоизоляционных работ в большинстве случаев связано с перекрытием отдельных пластов и их интервалов или ликвидацией путей сообщения скважины с другими пластами, являющимися в нефтяных скважинах источниками притока пластовой воды.

Наиболее распространёнными методами борьбы с водопроявлениями в УПНПиРС являются жидкое стекло и биополимеры.

Анализ показал, что жидкое стекло (силикат натрия) применять намного эффективнее, чем биополимеры и оно имеет ряд преимуществ:

высокие водоизолирующие свойства;

экологическая чистота в применении;

негорючесть и нетоксичность;

применяется как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах;

применима в условиях как терригенных, так и карбонатных коллекторов;

температура пласта 20-150 °С;

обводнённость добываемой продукции - не лимитируется;

температура замерзания минус 10 °С;

небольшие затраты.

Для оценки качества водоизоляционных работ по отключению отдельных пластов и ликвидации нарушений обсадных колонн используется определение герметичности колонны опрессовкой и снижением уровня.

Согласно этой формуле относительное содержание воды в продукции скважины не зависит ни от степени вскрытия пласта, ни от депрессии, а является функцией соотношения толщин водо- и неф-тенасыщенных частей пласта, их проницаемости и вязкости жидкостей.

В условиях резкой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и свойствам насыщающих жидкостей значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации добывающих скважин. При обводненности извлекаемой жидкости свыше 96 - 98 % эксплуатация скважин экономически нецелесообразна, они или исключаются из разработки, или проводятся водоизоляционные работы. Исходя из этого, основная задача всех методов воздействия на пласт, направленных на повышение нефтеотдачи, сводится к обеспечению максимального отбора нефти до момента полного обводнения продукции добывающих скважин. Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам.

Большая нефтепромысловая практика применения методов ограничения притока вод в скважины [2, 3] показала возможность успешного выравнивания проводимости пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон с применением водоизолирующих материалов и других средств. Однако недостаточная изученность механизма действия методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения в пластах привела к недооценке роли их в системе разработки нефтяного месторождения, чем можно объяснить отсутствие высокоэффективных методов воздействия на обводненные пласты на поздней стадии их эксплуатации - при отборе не более 30 - 50 % запасов нефти.

Регулирование процесса разработки в условиях прогрессирующего обводнения необходимо вести в двух взаимосвязанных направлениях:

·        снижение обводненности продукции скважин за счет вовлечения в более интенсивную разработку слабопроницаемых пластов, а также широкого внедрения средств по ограничению притока вод к забоям добывающих скважин и движения их по обводненным зонам;

·        обеспечение полноты выработки запасов обводнившихся пластов путем отбора большого количества жидкости.

Ограничение притока воды в добывающие скважины на промыслах осуществляется под обобщенным названием РИР. Влияние их на нефтеотдачу изучено недостаточно, и они рассматриваются как метод интенсификации добычи нефти из обводненных скважин. Дифференциация их по функциональному назначению в технологических процессах показала следующее.

В зависимости от факторов, обусловливающих преждевременное обводнение скважин, ремонтно-изоляционные работы делятся на две большие группы. В первую группу входят работы по восстановлению технического состояния крепи скважины с целью предотвращения поступления посторонних вод из пластов, удаленных от продуктивного: герметизация колонн, восстановление целостности цементного кольца в заколонном пространстве и др. Входящие в данную группу РИР позволяют повысить коэффициент эксплуатации скважины как капитального сооружения и способствуют интенсификации добычи нефти.

Ко второй группе относятся работы, связанные с ограничением притока воды непосредственно из послойно-неоднородного продуктивного пласта. При этом применяют методы, позволяющие отключить обводненный пласт или пропласток из разработки либо снизить проницаемость обводненных зон для воды. Первые способы применяются в литологически неоднородных пластах, т.е. когда в продуктивном объекте смежные пласты достаточно надежно обособлены друг от друга непроницаемыми пропластками.

ГЛАВА 3. Анализ текущего состояния разработки, энергетического состояния И ОБВОДНЕННОСТИ залежи

3.1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

Пробная эксплуатация Южно-Сосновского месторождения начата в феврале 1977 года вводом в эксплуатацию скважины 38 фонтанным способом. С декабря 1982 года месторождение находится в промышленной разработке.

Разработка месторождения ведется согласно «Уточненному проекту разработки Южно-Сосновского месторождения», составленному в 2010 году. В разработке находится межсолевая залежь (петриковско-елецко-задонского горизонта).

Основным фондом месторождение разбурено к 1989 году. Скважины Южно-Сосновского месторождения размещены в три ряда по сетке 300×400 м с плотностью 8,6 га/скв.

Всего на месторождении было пробурено 88 добывающих и 14 нагнетательных скважин.

Действующий фонд на 01.01.2005 г. состоит из 30 механизированных скважин, из которых 23 оборудованы ЭЦН, 7 скважин ШГН.

Залежь вступила в пробную эксплуатацию в феврале 1977 года.

За начальное пластовое давление в залежи принято максимальное давление (55,2 МПа на ВНК) из замеренных в процессе освоения скважин 44, 45, 47 и 48.

В начальный период разработки (1977-1981гг.) в эксплуатацию введено 11 добывающих скважин (38, 44, 45, 47, 48, 53, 56, 101, 102, 103 и 108) фонтанным способом с дебитами нефти 14-450 т/сут. Работа скважин сопровождалась интенсивным снижением пластового давления. Удельный отбор нефти по состоянию на 01.01.1981 года в целом по залежи составил 31 усл. ед./МПа.

В связи с отсутствием закачки воды в залежь в этот период, с целью снижения темпов падения пластового давления (большие отборы из залежи могли привести к резкому снижению пластового давления и прекращению фонтанирования), в высокодебитных скв. 44, 45 и 48 отборы жидкости были ограничены до 200 т/сут.

В течение 1978-1981 гг. данные скважины работали со средними дебитами нефти 150-260 т/сут, обеспечивая 87% отбор от всей добычи месторождения.

По скважинам 38, 47 и 56, разрабатывающим участки залежи с низкими емкостно-фильтрационными свойствами, дебит нефти непрерывно снижался. Неоднократно проведенные солянокислотные обработки, а так же дострел продуктивных вышележащих отложений в скв.38 и 47 незначительно повлияли на их производительность.

Удельные отборы нефти на 1 МПа снижения пластового давления значительно различаются по площади и изменялись от 0,45 усл. ед. (скв.47) до 10,6 усл. ед. (скв.44) по состоянию на ноябрь 1981 года.

Анализ поведения пластового давления по скважинам, вводимым в разработку в разное время, свидетельствует о наличии гидродинамической связи между западным и восточным участками залежи в начальный период разработки.

В скважинах, вновь вводимых в эксплуатацию (скв.101, 102, 103, 53, 56 и 108) отмечалось пониженное пластовое давление, близкое к текущему среднему давлению в залежи.

По мере снижения пластового давления с 55,2 до 31,9 МПа (на 01.01.1982г.) и ввода новых скважин средний дебит нефти по залежи, после достижения максимума в 1978 году (172 т/сут), продолжал снижаться и в 1980-1981 г.г. удерживался на уровне 66 т/сут, что привело к снижению объемов добычи нефти. В этот период практически весь добывающий фонд работал фонтанным способом.

В целях изучения возможности поддержания пластового давления на месторождении путем приконтурного заводнения в 1979-1981г.г., в соответствии с «Проектом пробной эксплуатации», были пробурены четыре опережающие нагнетательные скважины (105, 106, 107 и 108), из которых три (скв.105, 106, 107) на контуре нефтеносности.

В процессе бурения и освоения скважин установлено, что приконтурная часть залежи характеризуется повышенной расчлененностью, резким уменьшением эффективных толщин, а по геофизическим и гидродинамическим данным - низкими емкостно-фильтрационными характеристиками.

В связи со снижением пластового давления в залежи и для обеспечения запланированных объемов добычи нефти на 1982 год, в ноябре 1981 года под закачку переведены приконтурная добывающая скважина 53 и нагнетательная скважина 108, находившаяся в отработке на нефть. Средняя приемистость скважин составляла 600 м3/сут.

За время пробной эксплуатации залежи (1977-1981 г.г.) максимальный отбор нефти был достигнут в 1979 году в основном за счет работы скв. 44, 45 и 48 (91% от общей добычи по месторождению). За период пробной эксплуатации из залежи было добыто 962 усл. ед. безводной нефти (10% от НИЗ).

В целом по залежи средний отбор нефти на 1 МПа падения пластового давления до организации системы ППД составил 33 усл. ед. Влияние законтурной области на разработку залежи отсутствует.

Таким образом, результаты пробной эксплуатации месторождения показали, что залежь разрабатывается в условиях упруго-замкнутого режима, и наблюдается хорошая гидродинамическая связь между различными участками залежи.

В соответствии с технологической схемой 1982 года, для обеспечения приемистости предусматривалось размещение нагнетательных скважин на структуре с глубиной залегания продуктивных отложений не ниже отметки - 3700 м. А так как результаты бурения и освоения опережающих нагнетательных скважин показали, что ниже этой отметки в ряде случаев коллектора обладают низкими емкостно-фильтрационными свойствами, низкая приемистость скв.105, 106 и 107 не может обеспечить необходимого объема закачки воды.

Разбуривание залежи и ввод скважин осуществлялись согласно технологической схеме разработки. В 1982-1983 г.г. были введены добывающие скв. 100, 109, 113, 114 и нагнетательные скв.111, 112, 110, 115.

Скважины 111 и 112, вскрывшие продуктивные отложения соответственно на отметках -3768 и -3681 м, попали в зону высокой расчлененности пласта с ухудшенными емкостными и фильтрационными свойствами, что подтвердилось результатами испытания, исследования и работы скважин. В связи с получением притоков воды (перфорация интервалов проводилась в непосредственной близости от ВНК и выше) обе скважины введены под нагнетание без отработки на нефть. Скважина 111 ввелась в ноябре 1982 года с приемистостью 150 м3/сут, скв.112 в апреле 1983 года с приемистостью 50 м3/сут (при средней проектной приемистости 500 м3/сут). Проведенная перфорация водонасыщенной части пласта с последующей виброкислотной обработкой в скв.111 и неоднократные СКО положительных результатов не дали. С августа 1983 года обе скважины переведены в бездействие из-за отсутствия приемистости.

Скважины 115 и 110 введены в отработку на нефть в феврале и марте 1983 года с дебитами по нефти 78 и 112 т/сут, соответственно. В связи с невыполнением норм по закачке воды, для обеспечения запланированных объемов закачки и повышения пластового давления в зонах отбора, было принято решение скв.110 и 115 перевести под нагнетание воды. В июне и августе 1983 года скважины переведены под нагнетание с начальной приемистостью 700 и 936 м3/сут. В течение последующих месяцев приемистость скважин составила 150 и 500 м3/сут, соответственно.