Автореферат (1172961), страница 7
Текст из файла (страница 7)
Для оценки физической возможностипроведения такой операции с использованием термогелирующего состава (ТГС) проведенвычислительный эксперимент в схематической модели ячейки системы заводнения пласта,28состоящего из трех пропластков с распределением проницаемости по разрезу сверху внизсоответственно: 10, 50, и 500 мД. Начальная температура пласта составляла 65 0С, азакачиваемой воды − 20 0С.На рис. 18 представлено расчетное распределение текущей нефтенасыщенности и температуры по сечению данной модели после достижения скважинами высокой обводненностипродукции. При почти полном заводнении нижнего наиболее проницаемого пропласткафронт его охлаждения не достигает и середины расстояния между нагнетательной идобывающей скважинами.
Это указывает на возможность установки гелевого экрана наоснове ТГС в удаленном пространстве промытого пропластка высокотемпературногонефтяного пласта. Потенциальная зона начала гелирования ТГС отмечена на рис. 18бштрихпунктирными эллипсами. Планирование таких работ в высокотемпературныхнефтяныхпластахприсоблюденииописанныхвышекритериевприменимостирекомендуется проводить с соблюдением следующей последовательности операций.1.Построениесекторноймоделиучасткавоздействиянефтяногопласта,уплотнение в ней сетки расчетных ячеек и моделирование трещин согласно результатам ТИ.2.Расчет в специальном симуляторе текущего поля температур участкавоздействия и уточнение потенциальной зоны гелирования закачиваемого в пласт ТГС.3.Оптимизация на основе этого объема гелевой оторочки и продавочнойжидкости, концентрации ТГС с учетом его перемешивания с водой при фильтрации попласту проведением расчетов прогнозной эффективности воздействия и анализа результатов.а) − распределение текущей насыщенностиб) – распределение текущей температурыРисунок 18 − Распределение текущей нефтенасыщенности и температуры по разрезу моделинеоднородного высокотемпературного пласта при высокой обводненности его продукции4.
Регулирование температуры гелирования закачиваемого в пласт ТГС с учетомначальной пластовой температуры.29Упрощенная технология ОВП в нефтяной скважине в ходе ее подготовки к текущему ремонту. Одним из требований к технологиям ОВП в нефтяных скважинах в условияхсниженных рыночных цен на нефть является низкая их стоимость. Одним из способовудовлетворить данное требование является устранение из подготовительных работ спускоподьемных операций по подьему из скважины ГНО и закачка гелеобразующего состава впласт по ее затрубному пространству. Перспективности такого решения мешает нефть,скопившаяся в затрубном пространстве скважины при ее эксплуатации, которая в ходепроведения такой операции может попасть в обводненный пропласток продуктивного пласта.Для устранения данной проблемы операцию по ОВП в скважине через ее затрубноепространство предложено проводить в ходе ее подготовки к текущему ремонту послевосстановления в ней циркуляции.
Это позволит предварительно вытеснить "затрубную"нефть в колонну НКТ и очистить от нее затрубное пространство для закачкигелообразующего состава в пласт. Установка гелевого экрана в обводненном пропластке ПЗПперед заполнением скважины жидкостью «глушения» устранит опасность последующегопоглощения ее пластом в ходе ремонта и появления необходимости повторных "глушений".В качестве тампонирующего состава предложено использовать селективный ТГС снизкой начальной вязкостью (1,5 сПз), с повышенными реологическими свойствами(остаточный фактор сопротивления равен 189,4 ед.) и прочностью геля, формирующегося вовсем объеме геланта при относительно длительном периоде его гелирования, но лишь вводонасыщенной среде, что и обеспечивает селективность водоизоляции.Необходимый объем ТГС закачивают в пласт через затрубное пространство скважинысначала при открытой буферной задвижке.
А после достижения им приема глубинного насосаили сбитого сбивного клапана буферную задвижку закрывают, и закачку ТГС продолжают впласт. Далее туда же закачивают до 103 буферного cолевого раствора с меньшим удельнымвесом и 1 м3 обратной нефтяной эмульсии с коротким временем жизни для данной пластовойтемпературы. Водная фаза эмульсии представляет слабоконцентрированный раствор HCl.Продавливают эмульсию жидкостью «глушения». После резкого подъема давлениянагнетания, указывающего на достижение эмульсией И.В.
пласта, буферную задвижкуоткрывают и жидкостью "глушения" промывают колонну НКТ до ее полного заполнения.Скважину оставляют на 12 часов для гелирования ТГС в ПЗП и разрушения эмульсии.Высвободившийся из нее раствор HCl разрушает остатки геля ТГС.Использование такой технологии ограничения водопритоков в нефтяных скважинахпри их подготовке к текущему ремонту позволит более экономично и систематично боротьсяс их опережающим обводнением.30В четвертой главе представлены результаты практического внедрения методическихи технологических разработок автора, описанных в предыдущих главах.Внедрение графо-аналитической методики диагностики механизмов обводнениянефтяных скважин и усовершенствованной методики подбора объектов для проведенияРИР осуществлено при составлении проектно-технической документации (ПТД) поразработке и программ ГТМ для нефтяных месторождений Западной Сибири, а такжереспублики Коми.
На рис. 19 представлена карта текущих отборов и механизмов обводнениядобывающих скважин объекта АП5 Верхне-Пурпейского месторождения на 01.01.2013 г., входе построения которой был выявлен список проблемных скважин с ЗКЦ и с НЭК.Условные обозначения:Рисунок 19 − Карта текущих отборов имеханизмов обводнения действующихдобывающих скважин объекта АП5 ВерхнеПурпейского месторождения на 01.01.2013 г.С целью подбора среди отмеченных проблемных скважин объектов, потенциальныхдля эффективного проведения РИР, для каждой из них рассчитывались и анализировалисьзначения геолого-технологических показателей (табл.
1). Подбор потенциальных скважинпроводился согласно следующим критериям: толщина разделяющей глинистой перемычкимежду нефте- и водонасыщенными пластами в их разрезах составляет не ниже 1,0 м,избыточная обводненность продукции − не ниже 10 %, выработанность приходящихся НИЗ31нефти − не выше 0,3 д.ед., величина приходящихся ОИЗ нефти − не ниже 10 тыс. т.,потенциал прироста дебита по нефти после РИР − не ниже 5 т/сут., расположена скважина нев первом ряду отбора.
Для уточнения проблем, отмеченных с помощью графо-аналитическихметодов, и возможности их устранения было рекомендовано провести в этих скважинах ПГИ.Дляданногообъектаразработкитакжебыларекомендованаобработкаосадкообразующими составами нагнетательных скважин №№ 111, 127 и 135 длятампонирования в их разрезах водонасыщенной подошвы пласта и устранения в нихзаколонных перетоков воды с целью увеличения эффективности заводнения залежи.Таблица 1 − Добывающие скважины объекта АП5 Верхне-Пурпейского месторождения,рекомендованные для проведения ПГИ и последующих РИР в ПТД от 2013 годаАналогичные рекомендации, выработанные с использованием усовершенствованныхметодик, были даны в ПТД по разработке для Тарасовского, Кудринского и других нефтяныхместорождений, а также в ряде программ ГТМ.Внедрение усовершенствованной методики подбора объектов для примененияпотокоотклоняющих технологий с целью увеличения охвата пласта заводнениемосуществлено при подборе участков воздействия технологией КВПП нагнетательныхскважин на Тарасовском, Барсуковском, Харампурском и других нефтяных месторождениях,а также участка воздействия ПОТ с "жесткой" предоторочкой на основе составов ППС и ВДСна месторождении Д.
Салымского региона Западной Сибири.Оценка причин низкой выработанности запасов на различных участках объекта БП14Тарасовского месторождения при высокой обводненности продукции была осуществлена сприменением метода многофакторного дифференциального анализа геолого-промысловыхпоказателей. Он включает: дифференцирование залежи нефти по площади с учетом ее геологического строения и системы заводнения, расчет для каждого полученного участка средних32значений геолого-физических, технологических и энергетических показателей, результатовПГИ, проведение статистического анализа их взаимовлияния путем построения графическихкорреляций, где каждая точка соответствует конкретному участку (рис.
20).Впостроенныхграфическихкорреляцияхточки,соответствующиеучасткам,приуроченным к выдержанным коллекторам, отметили прямую связь величин текущего КИНи средней проницаемости коллектора (рис. 20), а также прямую связь величин расчетногопрогнозного КИН и коэффициента работающей толщины пласта согласно результатам ПГИ вскважинах, что указывает на сохранение остаточных запасов в недренируемых пропластках.Также эти точки отметили прямую связь величин ПИО и пластового давления, что согласновышеописанному указывает на обводнение скважин закачиваемой водой.
В таких участкахбыло рекомендовано проведение КВПП нагнетательных скважин.Для восточных же участков залежи, точки которых почти не участвовали в отмеченныхзависимостях, остаточные запасы локализованы в тупиковых зонах из-за слабойвыдержанности коллектора. В них рекомендовано совершенствование системы заводнения.Участок воздействия технологией КВПП нагнетательных скважин на данном объектеразработки выбирался с учетом описанных рекомендаций и представленной вышеусовершенствованной методике. Потенциал снижения обводненности его продукции,оцененный согласно представленному выше методу составил:фактпотf пот Пинт.обв .
П инт .обв . 0,055 0,005 0,05 д.ед.(13)Рисунок 20 − Графическаякорреляция величин текущегоКИН и среднего значенияпроницаемости пласта научастке объекта БП14Тарасовского месторождения,построенная при проведениимногофакторного дифференциального анализа егогеолого-промысловыхпоказателейДанная усовершенствованная методика использовалась и при подборе участкавоздействия ПОТ с «жесткой» предоторочкой на объекте АС11 месторождения Д. Салымскогорегиона Западной Сибири.
На рис. 21 и 22 представлены карты ПИО и избыточной обводненности продукции скважин данного объекта на 01.03.2011 г. Потенциал сниженияобводненности продукции для подобранного (центрального) участка воздействия ПОТ на33данном объекте разработки, оцененный согласно описанной выше методике, составил:fпотфактпот П инт.обв .
П инт .обв . 0,150 0,097 0,053 д.ед.0,10,2(14)0,40,6Рисунок 21 ─ Карта избыточнойобводненности продукциискважин объекта АС11месторождения Д. Салымскогорегиона на 01.09.2011 г.С помощью этой величины для подобранного участка была оценена прогнознаядополнительная добыча нефти при применении ПОТ. Она составила 16,5 тыс. т.0,10,20,40,60,8Рисунок 22 ─ Карта показателяинтенсивности обводненияпродукции скважин объекта АС11месторождения Д. Салымскогорегиона на 01.09.20111 г.Внедрение комплексной технологии ВПП нагнетательных скважин впервые былоосуществлено в 2002 − 2004 гг.
на подобранном участке объекта БП14 Тарасовскогоместорождения. После ее первого применения в середине 2002 г. обводненность продукцииучастка снизилась по отношению к базовому уровню на 0,05 д.ед. (рис. 23), что совпало спрогнозом, сделанным согласно представленному выше методу. При этом объемы закачкиводы на участке увеличились (рис. 23), что позволило сохранить прежний уровень отборовжидкости, увеличив тем самым среднюю эффективность ВПП для данного объекта с 400 −500 т. дополнительной добычи нефти на скважино-обработку до 800 − 1000 т.Суммарная дополнительная добыча нефти за счет применения технологии КВПП нагнетательных скважин на данном участке за период 2002 – 2004 гг.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
