Статья опубликована в рамках: XCVII Международной научно-практической конференции «Научное сообщество студентов XXI столетия. ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ» (Россия, г. Новосибирск, 14 января 2021 г.)
Наука: Технические науки
Секция: Технологии
Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции
дипломов
АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ПРИЧИН БЫСТРОГО ОБВОДНЕНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПЛАСТА ПК1-2 ПАО «ВАРЬЕГАННЕФТЕГАЗ»
В настоящее время большинство нефтегазовых месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки и характеризуются высокой обводненностью продукции (более 80%), низкой текущей нефтеотдачей (менее 25%), наличием большого фонда простаивающих скважин. Трассерные исследования, постоянно проводимые на разрабатываемых объектах, показывают, что между нагнетательными и добывающими скважинами со временем образуются высокопроводимые каналы фильтрации.
Помимо этого, месторождения включают в себя небольшие, но значительные флюидосышенные участки не охваченные существующей системой поддержания пластового давления. Для эффективной разработки таких участков бурят наклонно-направленные или горизонтальные скважины. Довольно часто эти участки прорезаются под углом, и при вторичном вскрытии проперфорированная площадь оказывается слишком большой и неравномерной, либо снаряды образуют большие каналы, которые в скором времени приводят к водопроявлению.
Ежегодно нефтегазовая промышленность развивается и запасы, которые раньше невозможно было разрабатывать из-за отсутствия технологий, сейчас широко разрабатываются. Например, к таким перспективным запасам относятся оторочки высоковязкой нефти пласта ПК1-2 Ван-Еганского месторождения (рис 1). Однако, на данный момент Компания – недропользователь сталкивается некоторыми проблемами, связанными с некачественным вскрытием пластов и стремительным их обводнением.
Рисунок 1. Пласт ПК1-2 Ван-Еганского месторождения в геологическом разрезе
Нефть пласта ПК1-2 является высоковязкой (среднепластовое значение вязкости – 377 мПа×с.), составляет около 70% начальных геологических запасов Ван-Еганского месторождения. На данный момент объект находится на начальной стадии разработки и эксплуатируется на естественном режиме, накопленная добыча составляет 548 тыс.т по жидкости и 16,7 тыс.т нефти, что обеспечивает КИН (коэффициент извлекаемости нефти) 0,001 д.ед. Сам пласт имеет площадь 31×8,5км, залежь массивная водоплавающая, газонефтяная с небольшими глинистыми разделами на контактах газ-нефть(около 3% общей площади), среднее пластовое давление 9,7 МПа, средняя мощность: общая – 98,2м, нефтенасыщенная – 8,6м, газонасыщенная – 20,5м.
Для более детального изучения вариантов разработки объекта, были проведены несколько опытно-промышленных испытаний. Планировалось изучить возможность бурения скважин с длинным горизонтальным участком, использование вытесняющего агента с различными температурами, опробовать разработку в естественном режиме и с барьерным заводнением в районе ГНК.
Для достижения поставленных целей ОПИ было выбрано 3 куста, каждый из них предназначался для тестирования той или иной задачи.
Куст 3Б. Пробурили 2 горизонтальные добывающие скважины с расстоянием между стволами 100 м (рис.2): №2010 (входной дебит нефти 15т/сут), №2021 (входной дебит: нефти – 75т/сут, жидкости - 111т/сут). Скважина №2021 через 2 месяца была остановлена, в связи с прорывом воды и обводнением с 30% до 99%.
Рисунок 2. Схемы проводки скважин №2010, №2021
Было выявлено, что траектория скважины №2021 прошла 5-6 м ниже плановой, в связи с этим расстояние до ВНК составляло 1,6 м. ОПИ пришлось остановить и нагнетательные скважины не были пробурены.
Куст 34. В рамках ОПИ планировалось испытать технологию вытеснения нефти паром. Пробурили 3 скважины с расстоянием между стволами 150 м: №30(входной дебит 15т/сут, обводненность 2%), №31 (входной дебит 81т/сут, обводненность 10%), №32 (входной дебит 30т/сут, обводненность 2%). Скважина №32 остановлена спустя пол года после запуска, две другие проработали по году. Причиной остановки всех трех скважин было снижение продуктивности в связи с прорывом газа. Было выявлено, что скважины не имеют длительного безгазового периода, ввиду чего опытно-промышленные испытания были приостановлены.
Куст 71. Для данного куста характерны относительно малые нефтенасыщенные толщины. Планировалось оценить продуктивность добывающих (2 скв.) и приемистость нагнетательных (3 скв.), расстояние между стволами 400 м. По пробуренной скважине №50 сразу же был получен прорыв воды (входной дебит нефти 1,3 т/сут, обводненность 97%). Скважина №51 не была запущенна, причиной был прорыв газа.
По результатом проведенных ОПИ получены следующие рекомендации и результаты:
- Фактическая траектория проходки не совпадала с проектной. Горизонтальный ствол должен проходить на безопасном расстоянии от ГНК и ВНК.
- Профиль – параллельно контактам. Рекомендуемая отметка 897 метров.
- Из-за наличия сыпучих пород не применять разбухающие пакера, использовать гравийный фильтр. Цементировать вплоть до башмака колонны.
- Неправильно подобранная технология вторичного вскрытия. Подбор оптимального варианта вскрытия пласта.
Из всех пробуренных скважин фактически соответствует рекомендациям только скважина №2010, возможно, поэтому она и проработала длительное время.
С целью выявления дальнейшей стратегии разработки в 2020 году было решено провести опытно-промышленные работы на данных участках (рис.3). ОПИ планировались с применением новых технологий вторичного вскрытия.
Рисунок 3. Участки опытно-промышленных работ
Список литературы:
- Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Бастриков С.Н., Киреев А.М., Овчинников П.В., Рожкова О.В., Салтыков В.В., «Современные технические средства для строительства скважин с различными геологическими условиями», ТИУ, Тюмень, 2020 г.
- Овчинников В.П., Герасимов Д.С., Агзамов Ф.А., Овчинников П.В., Салтыков В.В., Рожкова О.В., «Влияние зенитного угла оси скважины на возможные проявления пластовых вод», Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2018. № 2. С. 54-59.
- Аксенова Н.А., Овчинников В.П., Анашкина А.Е., «Технология и технические средства заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами»,
- Овчинников В.П., Леонтьев Д.С., Пасынков А.Г., Александров В.М., Пономарев А.А., Клещенко И.И., «Способ разработки залежи с высоковязкой нефтью», патент на изобретение RU 2669950 C1, 17.10.2018. Заявка № 2017146950 от 28.12.2017.
- Амиров А.Д., Овнатанов С.Д., Яшин А.С. «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин». М.: Недра, 1975. - 344 с.
- Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А., «Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах». М.: Недра, 1997. 226 с.
- Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С., Юсупов И.Г., «Состояние и перспективы повышения эффективности вторичного вскрытия пластов на месторождениях Татарстана», Нефтяное хозяйство. 2009. № 7. С. 16 - 19.
- Близнюков В.Ю., Повалихин А.С. «Технологические схемы бурения систем горизонтальных стволов в пласте высоковязкой нефти», Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011. № 10. С. 10 - 15.
дипломов
Оставить комментарий