Наличие воды и газа в нефтяной залежи неизбежно, и их приток в скважину тоже, что приводит к образованию конусов воды или газа и преждевременному обводнению или увеличенному газосодержанию, что в свою очередь несёт за собой неприятные последствия и становится масштабной проблемой нефтедобычи. В этой статье рассматриваются причины образования конусов воды или газа и в дальнейшем их прорыв в скважину, последствия этих явлений и способы позволяющие максимально отсрочить прорыв воды или газа в скважину.
Цель: подобрать методы регулирования процесса разработки, которые позволят максимально отсрочить прорыв воды или/и газа.
Ключевые слова: скважина, обводненность, вода и газ, прорыв, коэффициент извлечения нефти (КИН), нефть.
В условиях статического равновесия, то есть до начала процесса вытеснения: газ, нефть и вода в пластах распределены в соответствии с их плотностями. В случае наличия свободного газа он располагается в верхней части залежи, образуя так называемую газовую шапку, за которой следует нефтенасыщенная часть пласта, подстилаемая подошвенной водой [4].
В процессе добычи, так как вода и газ обладают большей подвижностью и меньшей вязкостью, из-за создания разницы давлений, что наиболее ощутимо в призабойной зоне добывающих скважин, возникают конусы воды или газа, что вследствие приводит к прорыву их в скважину. Воду, поступающую в скважину, можно разделить на два типа: подошвенные воды, находящиеся в залежи изначально, и вода, поступающая из нагнетательных скважин, участвующая в поддержании пластового давления (ППД) [3].
Прорыв воды в скважину приводит к росту обводнённости добываемого флюида, то есть доля воды в добываемой нефти растёт, тем самым уменьшая коэффициент извлечения нефти (КИН). Также наличие воды в скважине способствует образованию коррозии на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ). Самое неприятное в этом процессе, что его уже не остановить, обводненность будет только расти. Вместе с ростом обводненности меняется реологические свойства нефти. С ростом содержания воды создается устойчивая водонефтяная эмульсия. Вязкость такой эмульсии значительно выше вязкости нефти. Максимальные значения вязкости достигаются при обводненности 45–75 %. Из-за этого ухудшается работа насосов. Добыча высокообводненной продукции является экономически нерентабельной для большинства нефтяных скважин, такие скважины заносятся в бездействующий фонд [3]. Средняя обводненность по России составляет больше 86 % [3].
Прорыв газа тоже чреват тем, что его доля в добываемой нефти будет расти и газ способен оказывать негативное влияние на подземное оборудование, в особенности на электроцентробежный насос. Свободный газ, поступающий вместе с жидкостью в ЭЦН, существенно ухудшает его рабочие характеристики [1]. В каналах первых рабочих колес образуются газовые каверны, которые не участвуют в движении жидкости и снижают рабочие характеристики, что в конечном итоге приводит к перегреву насоса и его заклиниванию [1]. Поэтому растёт потребность в установке в компоновку подземного оборудования газосепаратора. ЭЦН может поддерживать свою работоспособность в условиях газосодержания меньше 30 %, после того как наличие газа превышает эту отметку, потребность в установке газосепаратора растёт. Также наличие большого количества газа в скважине приводит к образованию газогидратов на стенках НКТ, которые представляют значительные проблемы при добыче нефти.
Поэтому единственным решением этой проблемы в настоящее время является подбор режима работы скважин, как добывающих, так и нагнетательных, таким образом, чтобы максимально снизить темп роста конуса воды и газа и отсрочить их прорыв в скважину, тем самым увеличив КИН. Среднее значение КИН в России за последние 15 лет не превышало 0,3. [3]
Рис. 1. Процесс образование водяного конуса
Снижение обводнения скважин можно добиться группой методов регулирования процесса разработки:
— Выбор типа заводнения производить с учётом геологических особенностей пласта;
— Производить снижение забойного давления с учётом геологических, гидродинамических и технологических особенностей эксплуатации скважины;
— Бурение горизонтальных скважин, в том числе многозабойных и многостволовых, что способствует увеличению площади охвата пласта;
— Своевременное проведение ремонтно-изоляционных работ;
— Применение методов изоляции и ограничения водопритоков [3];
— Оптимизация работы нагнетательных и добывающих скважин. [2]
Выводы: Прорывы воды и газа оказывают негативное влияние, как на объёмы добычи нефти, так и на эффективность работы скважинного оборудования, что говорит об особой важности решения этой проблемы.
С помощью предложенных методов регулирования процесса разработки можно, без крупных вложений, добиться существенного снижения роста конусов воды и газа, что в дальнейшем приведёт к росту коэффициента извлечения нефти (КИН).
Литература:
- Влияние газа на рабочие характеристики ЭЦН. — Текст: электронный // studopedia.su: [сайт]. — URL: (дата обращения: 27.11.2022).
- Билянский, К. В. Борьба с обводнением скважин / К. В. Билянский. — Текст: непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 7 (297). — С. 16–18. — URL: https://moluch.ru/archive/297/67366/ (дата обращения: 26.11.2022).
- Смолкин, А. П. Анализ мероприятий по снижению обводненности скважинной продукции на месторождениях Западной Сибири / А. П. Смолкин. — Текст: электронный // earchive.tpu.ru: [сайт]. — URL: (дата обращения: 27.11.2022).
- Образование водяных и газовых конусов. — Текст: электронный // studfile.net: [сайт]. — URL: (дата обращения: 27.11.2022).
