Ограничение водопритоков

Данной теме было посвящено большое количество исследований, проведена теоретическая и экспериментальная работа, но неадекватность процесса принятия решения о выборе метода обработки призабойной зоны значительно снижает эффективность решения проблемы. В зависимости от типа исходной информации в разное время использовались различные методы, в частности статистические методы, известные из теории нечетких множеств, и другие. Исследования и анализ процессов притока воды показывают, что на эффективность этого процесса влияет ряд факторов. В связи с этим, в данной статье собраны данные о влиянии различных факторов на эффективность, подвергаются нечеткому кластерному анализу с установлением нечетких правил, которые выражают влияние выбранных факторов на продолжительность воздействия и количество дополнительной добываемой нефти.

Техника горизонтальных скважин играет важную роль в разработке нетрадиционных месторождений нефти и газа. Ключевой проблемой при заканчивании горизонтальных скважин является то, что обводненность будет быстро расти после прорыва воды без контроля притока. Устройства контроля притока ограничивают поток, создавая дополнительный перепад давления, равный падению давления в стволе скважины, чтобы уменьшить образование воды или газа. Как только контрольное устройство установлено в стволе скважины, его практически невозможно отрегулировать.

Для перекрытия воды требуются разные подходы и химикаты на газовых и нефтяных месторождениях из-за обратной степени подвижности. Поэтому основной целью исследовательского проекта была разработка специального раствора для обработки, который может образовывать барьерную фазу против потока воды путем смешивания обрабатывающей жидкости на месте с пластовой водой. В качестве новинки были разработаны чувствительные к воде растворы на основе нефти, которые стабильны до тех пор, пока не вступят в контакт с водой. Индуцированная фазовая инверсия таких метастабильных систем ограничивает поток воды на 80-90% в кернах из песчаника за счет развития чрезвычайно высокой вязкости в зонах смешения.

Оценивая историю добычи возможных альтернатив, для пробной эксплуатации были выбраны две газодобывающие скважины. Скважины работают в разных слоях крупнейшего сложного венгерского нефтегазового месторождения. До лечения в обоих случаях расход газа значительно снизился; Между тем, добыча воды быстро увеличилась до 120 и 150 баррелей в сутки соответственно. Протокол закачки начинался с частичного снижения водонасыщенности в соседней зоне скважин за счет закачки смешивающегося с водой органического растворителя, глубоко проникающего в пласт . После этого вводили сырой нефтяной раствор, содержащий сложный эфир тензида и жирной кислоты в соответствующей концентрации. Впрыскивая 40-50 обрабатывающий раствор, азотный привод снова служит для достижения глубокого проникновения обрабатывающего раствора. Мониторинг давления в устье скважины был четко обозначен, когда индуцированная инверсия фазы начала создавать сопротивление потоку воды. Применяя короткое время закрытия, наблюдался переходный период добычи, за которым следовало постепенное увеличение добычи газа с безводной водой и уменьшением притока воды.

Предварительные данные убедительно доказали, что уникальная технология перекрытия воды может открыть новый контроль соответствия резервуара перспектив на газовых месторождениях.