Разработка технологий теплового воздействия на пласты высоковязких нефтей месторождений Узень
Введение
На полуострове Мангышлак в промышленной разработке находятся
много месторождений. Самым крупным по площади и по балансовым запасам является
изучаемое в данном дипломном проекте месторождение Узень.
Нефть месторождения предельно насыщена растворенным в ней
парафином с температурой плавления 90о С, при высоком относительном
содержании.
Разработка месторождения на протяжении всей его эксплуатации
осуществляется использованием нетрадиционных способов воздействия на
продуктивные залежи, при котором иногда требуются большие энергетические
затраты.
Проблема заключается, также и в исключительной сложности
геологического строения нефтяных залежей, различием начальных термобарических
условий насыщения пор и коллекторов флюидами.
Необходимость учета характеристик нефтей и пластовых систем
при проектировании разработки нефтяных месторождений относится как к залежам
высоковязких нефтей, которых при повышении температуры пласта снижается
вязкость и увеличивается подвижность нефтей, уменьшаются внутрипластовые гидродинамические
сопротивления, что улучшает приток флюидов к добывающим скважинам, так и к
залежам маловязких нефтей, насыщенных парафином.
В связи с этим при осуществлении разработки месторождения
Узень была проделана огромная работа, применялись различные методы теплового
воздействия на пласты высоковязкой нефти.
Несмотря на определенные усилия на данном этапе месторождение
разрабатывается очень низкими темпами, обусловленные снижением продуктивности
скважин, увеличением простоев скважин, увеличением обводненности.
1. Геологическая часть
.1 Общие сведения о месторождении Узень
Месторождение Узень расположено в южной степной части
полуострова Мангышлак, известно в геологической литературе как
Южно-Мангышлакский прогиб. (Рисунок 1.1)
В административном отношении территория месторождения входит
в состав Мангистауской области Республики Казахстан.
Орфографически Южно-Мангышлакский район представляет собой
обширное слабо-всхолмленное плато, слегка наклоненное к югу, юго-западу, в
сторону моря, с абсолютными отметками от +260 м. на севере до +24 м. на юге. В
центральных и южных частях района располагаются обширные бессточные впадины, из
которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая максимальную отметку
-132 м.
Центральная часть района занимает плато, расположенное между
двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракши. Обширное плато слабо наклонено к
югу и местами осложнено пологими увалами. На западе и северо-западе, в пределах
площади месторождения, плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины
Узень.
Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на
западе в виде выступа вдаются во впадины Узень, образуя, так называемый, мыс
Хумурун.
Рядом с месторождением расположен г. Жанаозен, где базируется
АО «Озенмунайгаз», которое занимается разработкой месторождений Узень и
Карамандыбас и является градообразующим предприятием. Город Жанаозен имеет
население более 50 тысяч человек и достаточно развитую инфраструктуру. Поселки
городского типа Жетыбай и Курык находятся от месторождения соответственно в 70
и150 км. Редко встречаются временные поселения, состоящие обычно из нескольких
юрт - стойбища овцеводов.
В непосредственной близости от месторождения проходят
нефтепровод Узень-Актау и газопровод Тенге-Жетыбай-Актау.
Водоснабжение поселков городского типа и
нефтепромыслов осуществляется по водопроводу опресненной водой из г. Актау, а
также с месторождений пресных вод Туе-Су, Саускан. Снабжение технической водой
для бурения осуществляется за счёт пластовых слабосолоноватых вод
альб-сеноманского возраста из специальных скважин, а пресной водой по
водопроводу Волга-Атырау-Озен.
Перевозка грузов осуществляется автомобильным и
железнодорожным транспортом. Железная дорога Узень-Мангышлак однопутная, имеет
незначительные уклоны. Движение автотранспорта осуществляется по
асфальтированым шоссе, которые соединяют города, поселки, а также
нефтегазопромыслы. На остальной территории, не занятой нефтегазопромыслами,
движение осуществляется по полевым дорогам.
Рельеф территории имеет сложное строение за счёт сильной
расчленённости. Центральную часть занимает обширное плато, сложенное
преимущественно известняками сарматского возраста и имеющее региональный наклон
в юго-западном направлении. Максимальные абсолютные отметки на севере достигают
260 м, а в южной части понижаются до 200 м.
Другим важным элементом рельефа являются две бессточные
впадины Узень и Тунгракшин, часто почти с отвесными обрывами. Дно впадины Узень
изрезано глубокими оврагами с широко развитыми рыхлыми наносами - «пухляками» и
более плотными песчаными образованиями. Минимальная абсолютная отметка её дна
составляет 31 м. Впадина Тунгракшин расположена значительно выше и абсолютная
отметка дна этой впадины достигает 137 м.
Водотоки, даже пересыхающие, на территории
месторождения отсутствуют. В некоторых низинах после дождя или снеготаяния вода
сохраняется на непродолжительное время. На территории месторождения на дне
некоторых больших котловин имеются проходимые и непроходимые солончаки.
Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное.
В отдельные годы температура воздуха повышается до +450С. Зима
малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. В наиболее холодные зимы
морозы достигают -300С. Дожди редкие и приходятся на
осеннее-весенний период, количество выпадающих осадков обычно не превышает
85-100 мм в год.
Растительный и животный мир типичен для зон
полупустынь. Весной растут песчаные осоки, колючка, ковыль, на песчаных
массивах кое-где растёт саксаул. Из животного мира выделяются волки, лисицы,
зайцы, характерны также крупные птицы - беркуты, ястребы, куропатки.
Южный Мангышлак богат местными строительными материалами:
глинами, песками и известняком - ракушечником, который является превосходным
стеновым материалом, и запасы его очень велики.
Месторождение Узень открыто в 1961 году и введено в
разработку в 1965 году согласно Генеральной схеме разработки месторождения. 10
июля 1965 года первый эшелон узеньской нефти был отгружен и отправлен по только
что построенной ветке железной дороги Макат-Актау-Узень, вдохнувшей жизнь в
этот оторванный от промышленных центров край. Здесь была сооружена уникальная
система внутрипромыслового сбора и транспортировки нефти.
За 2 года был построен большой магистральный нефтепровод
Узень-Актау-Самара, протяженностью в 1450 км. Наличие транспорта еще больше
оживило добычу. За пять лет добыча нефти в регионе поднялась с 330 тыс. тонн в
год (1965 г.) до 10,4 миллиона тонн (1970 г.). В 1977 году уровень добычи нефти
этого сырья по всему Казахстану равнялся 23,3 миллиона тонн в год. Из них 16
миллионов давал только Узень.
Летом 2012 года накопленная добыча достигла 300 млн. тонн
нефти. В настоящее время, после 40 лет эксплуатации состояние нефтедобычи на
месторождении Узень характеризуется как стабильное, с перспективой дальнейшего
роста добычи.
Масштаб 1:3000000
Рисунок 1.1 - Обзорная карта района
С 1997 года реализуется проект реабилитации блока 3А,
финансируемый за счет кредита Всемирного банка в $109 млн. Основной целью
является экспериментальное восстановление блока 3А и последующее использование
опыта на все месторождение в целом. По прогнозу, полученному на основе расчетов
экспертов Всемирного банка, в результате планомерной реконструкции
производственной инфраструктуры месторождения Узень можно довести годовую добычи
нефти до 7 млн. тонн. В данное время разработкой месторождения занимается АО
«УзеньМунайГаз».
В настоящее время на месторождении Узень систематические
исследования в скважинах проводятся в соответствии с «Планом гидродинамических
и промысловых исследовательских работ». Для планомерного изучения выработки в
АО «Озенмунайгаз» ежегодно утверждается опорная сеть скважин, согласованная с
АО «КазНИПИМунайгаз» и АО «Озенмунайгаз», по которой намечаются виды
физико-химических, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а
также устанавливается периодичность этих работ.
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта
осадочная толща мезозойских пород, мощностью около 3600 м., в строении которой
принимают участие осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового,
неогенового и четвертичного возрастов. Выделения их основано на
палеонтологических данных, полученных при изучении керна из скважин и на
сопоставлении с аналогичными отложениями других районов Мангышлака. Границы
между отделами, ярусами и подъярусами в большинстве случаев проводятся условно,
главным образом по электрокоротажу. За последнее время в результате обработки
микрофауны и спорово-пыльцевых исследований стало возможным несколько изменить
и уточнить имеющиеся стратиграфические схемы.
Нефтегазоносность месторождения Узень связано с юрскими и
отчасти с меловыми отложениями. В геологическом разрезе месторождения
установлено 26 песчаных горизонтов приуроченных к меловым и юрским отложениям.
Горизонты I-XII (сверху вниз) мелового
возраста - газоносны, XIII-XVIII горизонты - верхние и среднеюрского возраста
представляют собой основной этаж нефтегазоносности месторождения, на отдельных
куполах нефтегазоносны XIX-XXIV горизонты нижнеюрского возрата.
Пермо-триасовые отложения (РТ), являются самыми древними
породами на месторождении Узень.
Пермская система (Р)
Верхняя Перьм представлена толщей темных полимиктовых
песчаников и черных сланцев со следами глубокого миаморфизма. Отложение нижнего
яруса триаса (Т) представлены бурвми аргиллитами и среднезернистыми
песчаниками.
Толщина этих отложений на южном Мангышлаке достигают 440
метров, кровля их имеет следы размыва.
Оленские и среднетриасовые породы образуют единую, достаточно
однородную серию черных и темно-серых аргиллитов, известняков, алевролитов с
прослоями песчаников и кислых туфов. Эти отложения отделены в единую
южно-мангышлакскую серию, общая толщина которой 1500-1600 метров.
Юрская система (J)
В отложениях юрской системы выделяются все три отдела:
нижний, средний, верхний общей толщины 1300 м.
Нижний отдел (J1)
Нижегородская часть разреза представлена чередованием
песчаников алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые преимущественно
мелко и среднезернистые.
Реже встречаются крупнозернистые разности со значительной
примесью гравийных зёрен.
Иногда песчаники переходят в светло-серые алевролиты или
глинистые песчаники.
Цемент песчаников и алевролитов глинистый или
глинисто-кремнистый. Глины имеют серую и темную, реже буроватую окраску. Они
обычно аргиллитоподобные и обогащены углистым веществом. Чередование
песчаников, алевролитов и глин в основном с косой слоистостью. В кровле нижней
юры развита глинистая почка, толщина которой подвержена резким изменениям в
результате размыва. Толщина нижнеюрских отложений составляет 120-130 м. В
разрезе нижней юры выделены два продуктивных горизонта XXIV-XXV.
Средний отдел (J11)
Среднеюрские отложения Южного Мангышлака являются наиболее
нефтегазоносными. Поэтому дробные стратиграфические расчленения средней юры
находятся в наиболее тесной взаимосвязи с выделением корреляций в них
продуктивных горизонтах. В среднеюрских отложениях выделяются ааленский,
байосский и батский ярусы, общей толщиной 700 м.
Ааленский ярус (J2 a)
Ааленский ярус сложен в основном грубообломочными,
песчано-галечниковыми породами и может рассматриваться в качестве базальной
толщи среднеюрского разреза. В разрезе яруса преобладают серые и буроватые
разнозернистые песчаники среди которых наиболее широко развиты средние и крупнозернистые
разности. Последние нередко переходят в гравелиты. Состав цемента у ааленских
песчаников и гравилитов присутствуют мелкогаличные конгломераты. Глины обычно
серые, темно-серые, иногда с буроватым оттенком, плотные, аргеллитоподобные.
Общая толщина яруса достигает 330 м. Граница между ааленским
и байосским ярусами проводится по подошве XXII горизонта.
Байосский ярус (J2 b)
Байосские отложения распространены наиболее широко и
выделяются повсеместно. Отложения байосского яруса представлены в основном континентальными
и лагунно-континентальными фациями, сложенными алевролитами и глинами с
включениями обугленной растительной органикой, прослоями и линзами углей. В
отложениях байосского яруса наблюдается преобладания глинистых и алевролистых
пород нижней части разреза и песчаных в верхней части.
Толщина их изменяется от 500 до 520 и более метров. По
методологии и споровопыльцовому комплексу отложения байосского яруса
подразделяются на два подяруса.
Нижний байос (J2 b2)
Отложение этого подяруса имеют общую толщину 470 м., и
представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов с многочисленными
прослоями и включениями углистого вещества. Переслаивание пород главным образом
тонкослоистые. Песчаники и алевроиды имеют в основном светлую и светло - серую
окраску, иногда с бурыми и желтоватыми оттенками.
Реже встречаются песчано - алевролитовые породы темно -
серого цвета. Песчаники главным образом мелкозернистые. Глины преобладают темно
- серого, почти черного цвета, иногда с буроватым оттенком. В нижнебайосских
отложениях Узеня выделены XXII, XXI, XX, XIX, XVIII и XXVII продуктивные горизонты.
Верхний байос - батский ярусы (J2 b2+bt)
Отложения их сложены сравнительно мощными пластами и
алевролитов с прослоями глин. Песчаники серые, буровато - серые, слабо и среднесцементированные.
Алевролиты глинистые, песчанистые, крупнозернистые с неясно слоистой текстурой.
Глины темные и буровато - серые.
Граница между байосскими и батскими отложениями проводятся с
большой долей условности по подошве XV продуктивного горизонта. В верхне байос -
батском комплексе выделены продуктивные горизонты XVI, XV и большая нижняя часть XIV продуктивного горизонта.
Толщина верхнего байос - батского отложения составляет 100 - 150 м.
Верхний отдел (J3)
В верхнееюрском отделе выделяются келловейский, оксфордский
кимериджский ярусы представленные в основном с морскими осадками с фауной.
Толщины рассматриваемых отложений составляет 280 м.
Келловейский ярус (J3 k)
Представляет собой преимущественно глинистой толщей с
подчиненными прослоями песчаников и алевролитов, реже известняков. Глины
келловейского яруса имеют серую, темно - серую, пепельно - серую окраску,
иногда с зеленоватыми и буроватыми оттенками. Песчаники и алевролиты окрашены в
серые, зеленовато - серые, реже темно - серые и буроватые тона. Среди
песчаников преобладают мелкозернистые разности. В келловейском ярусе выделены:
верхняя часть XIV и XVIII продуктивного горизонта. Толщины его изменяются от 50 до 135 м.
Оксфорд - кимериджские отложения (J3 o)
Оксфорд - кимериджские отложения при оценке нефтегазности
юрских
отложений выделяются в качестве глинисто - карбонатной
покрышки над нефтеносной толщей ааленкелловейского комплекса. Он сложен
довольно
мощной толщей глинисто - мергелистых пород, среди которых в
виде редких
тонких прослоев встречаются песчаники, алевролиты,
известняки. Толщина Оксфорд - кимериджских отложений колеблется от 50 до 55
метров для нижней пачки, и от 30 до 97 метров для верхней.
Меловая система (K)
Отложение меловой системы залегают на размытой поверхности
верхнеюрских отложений, и представлены нижними и верхними отделами и всеми
ярусами. По методологическим и генетическим признакам меловые отложения
подразделяются на три части: нижнюю - терригенно - карбонатную, среднюю
терригенную (Альб, сеноман) и верхнюю карбонатную (турандатский) ярусы. К
нижней части приурочен XII горизонт, а к средней и верхней приурочены I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, XIX, X и XI газоносные горизонты.
Толщина меловых отложений представлена монотонным переслаиванием
песчано-алевролитовых и глинистых пластов и пачек.
Кайнозойская система представлена палеогеновыми и неогеновыми
породами. К палеогеновым отложениям относятся мергеново - известковстые породы
и однообразная толща глин. Толщина полеогеновых отложений 150 - 170 метров.
Неогеновая система представлена тортонскими и сарматскими
ярусами. Мощность тортонского яруса изменяется от 19 до 25 метров, сарматского
от 80 - 95 метров.
Палеогеновая система (Р)
К палеогеновым отложениям относятся эоценовый и олигоценовый
отделы. Эоценовый отдел представлен мергелями и известняками с прослоями глин.
Олигоценовый отдел представлен однообразной толщей глин серого и светло -
серого цвета. Толщина палеогена 150 - 170 метров.
Неогеновая система (N)
Неогеновые отложения представлены отложениями тортонского и
сарматского ярусов. Тортонский ярус представлен толщей глин, мергелей,
песчаников и известняков. Отложение сарматского яруса представлено
переслаиванием известняков, мергелей и глин. Общей толщиной неогеновой системы
достигает 115 метров.
Четвертичная систем (Q)
Четвертичные отложения представлены суглинками, песками,
глинами эмовиально - демовиального происхождения. Толщины отложений до 5-7
метров.
.3 Тектоника
Месторождение Узень в тектоническом отношении приурочено к
Жетыбай-Узеньской тектонической ступени.
Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень, являясь структурным
элементом второго порядка, приурочена к северной бортовой части
Южно-Мангышлакского прогиба и протягивается с северо-запада на юго-восток на
200 км при ширине ступени около 40 км.
Самой крупной локальной структурой Жетыбай-Узеньской ступени
является Узень-Карамандыбасское поднятие, представляющее собой пологую
антиклинальную складку, ось которой простирается с восток-юго-востока на
запад-северо-запад.
.4 Нефтегазоносность
В 2009 году из месторождения Узень добыто 3878500 тонн нефти.
Распределение отборов нефти по горизонтам следующие: (%) XIII горизонт -27,5; XIV горизонт - 39,9; XV горизонт - 12; XVI горизонт - 10,9; XVII горизонт - 5,7; XVIII горизонт - 1,7;
Хумурунский купол - 1,2; Северо-западный купол - 1,4; Парсумурунский купол -
1,6%. В течении 1980 годов интенсивно разбуривались продуктивные горизонты:
Хумурунского, Северо-западного и Парсумурунского куполов. Это способствовало
увеличению отборов нефти из них на 4,66 и 58% соответственно. Наибольшей
добычей нефти и жидкости характеризуется XIII-XIV горизонты. Добытая нефть
из них составила 64% от всей добытой нефти из месторождения. Среднесуточный
дебит одной добывающей скважины на месторождении по горизонтам от 3,1 до 5.4 т
/ сут. по нефти, от 6,7 до 15,8 т /сут. по жидкости. XIII-XIV горизонты разделены
рядами нагнетательных скважин на 64 блока самостоятельной разработки. Блоки
даже в пределах одного горизонта существенно различаются между собой начальными
балансовыми извлечёнными запасами коллекторов и свойствами продуктивных
пластов, степенью разбуренности и поэтому добыча нефти и жидкости изменяется в
широком диапазоне. Характеристика отборов нефти и жидкости по способам
эксплуатации на 1.01.2008 год: основная добыча нефти из месторождения (97%)
осуществляется глубинно-насосными (ШГН) и газлифтным способом эксплуатации.
Несмотря на то, что фонд газлифтных скважин составляет только 9,2% всего
добывающего фонда, добыча нефти газлифтным способом составляет 16,6%, а добыча
жидкости -24% всей добычи из месторождения. Это объясняется тем, что средние
дебиты нефти и жидкости по газлифтным скважинам в 3 - 3,5 раза выше, чем по
скважинам, оборудованных глубинными насосами, количество которых достигает
92,7% всего добываемого фонда.
Газы Узенского месторождения относятся к
типу метановых, при некотором увеличении этана с глубиной. Газоносные горизонты
содержат преимущественно «сухой» метановый газ с примесью азота, углекислого
газа. Плотность газа невысока в пределах 0,562 - 0,622 кг / м3
Распространение по площади пластов
коллекторов определено по картам эффективных нефтенасыщенных толщин пластов,
объектов разработки и горизонтов в целом.
Продуктивные отложения месторождения Узень
относятся к самостоятельному классу коллекторов - коллекторам полимиктового
состава, отличающимся определённым своеобразием свойств. Основным фактором,
обуславливающим принадлежность данного коллектора к этому классу, является
высокий процент в составе пород,
неустойчивость к химическим и механическим
воздействиям минералов, которые подвергаются энергетическим преобразованием.
Если в кварцевых песчаниках кварц
составляет примерно 95%, то в полимиктовых коллекторах месторождения Узень
содержание кварца составляет около 30%, а 70% относятся к неустойчивым
минералам.
Преобразование пород, которые в основном сводятся к
свинчиванию скелетной фракции, уплотнению и цементированию, приводит к
образованию большого объёма микропор. В результате значение пористости для
отдельных образцов достигает 30% и более. Объёмы микропор обуславливают также и
высокие значения водонасыщенности при сравнительно низких значениях
проницаемости (таблица 1.1).
Таблица 1.1 - Значение пористости, определенные по
геофизическим данным
|
Горизонты
|
m, %
|
|
XIII
|
21
|
|
XIV
|
22
|
|
XV,
XVI
|
23
|
|
XVII,
XVIII
|
24
|
Проницаемость является основной
характеристикой пластов - коллекторов месторождения Узень. Для массовых
определений этого параметра на месторождении были использованы
промыслово-геофизические материалы.
На основании исследований прошлых лет было
установлено наличие достаточно тесных коррелятивных связей между коэффициентом
проницаемости пластов по данным анализа керна и геофизическими параметрами этих
пластов. Было показано, что проницаемость связана с показателями собственных
потенциалов (СП) и гамма метода. Полученные значения проницаемости
использовались при характеристике блоков, выделенных зон и горизонтов в целом.
Для удобства дальнейшего 1С пользования сведений и механизации счётных операций
все данные о проницаемости по каждой наносились на перфокарты. Затем по
специально составленной программе на ЭВМ определялись статистические ряды, и
показатели по каждому слою, пласту, пачке в блоке и горизонте в целом (таблица
1.2.)
Таблица 1.2 - Результаты расчетов по блокам и горизонтам
|
Горизонт
|
к ср., мкм 2
|
Количество
скважин.
|
h н., ср., m
|
|
XIII
|
0.206
|
458
|
10.8
|
|
XIV
|
0.290
|
349
|
24.0
|
|
XV
|
0.167
|
373
|
15.5
|
|
XVI
|
0.207
|
311
|
18.4
|
|
XVII
|
0.276
|
96
|
23.4
|
|
XVIII
|
0.178
|
63
|
19.8
|
Средние значения проницаемости по блокам
колеблются от 0,72 мкм2 (блок 1а XVI горизонта) до 0,384 мкм2
(блок 1а XVII горизонта). Колебания средних значений проницаемости характерны и
для каждого горизонта.
В таблице 1.2 также приведены средние арифметические значения
нефтенасыщенной толщины, определённые по количеству скважин.
Рассмотрение этих данных указывают на то,
что горизонты и блоки в горизонтах имеют различную нефтенасыщенную толщину.
Как известно, Узеньское месторождение
обладает целым рядом особенностей, существенно осложняющих разработку залежи и
процесс добычи нефти.
Неравномерность выработки запасов и
заводнения продуктивных горизонтов обуславливает необходимость проведения
тщательного контроля за разработкой. Основные мероприятия по контролю за
разработкой залежей сводятся к приведению систематических исследований скважин,
по материалам которых возможно регулирование процесса.
Для наблюдения за поведением пласта в
процессе разработки необходимо изучить характер изменения и распределения
пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, то есть карты равных
пластовых давлений и расчет определений средневзвешенных пластовых давлений по
блокам и горизонтам.
Увеличение пластового давления в зоне
нагнетания наблюдается по II, IIа, III, IIIа, IV, VI блокам, а также наблюдается колебание пластовых
давлений по V,
VIа, VIII, X блокам.
Снижение пластового давления в зоне
нагнетания наблюдается I и IX блоках, а также снижение пластового давления в
зоне отбора наблюдается в I блоке, колебания пластового давления в зоне отбора в IX блоке. Увеличение
пластового давления в зоне отбора наблюдается по следующим блокам IVа, V, Vа, VI, X.
По динамике средних пластовых давлений по
блокам XVIII горизонта наблюдается колебание пластового давления в зоне отбора
и в зоне нагнетания, соответственно, наблюдается колебание пластового
средневзвешенного давления XVIII горизонта.
Снижение пластового давления по XVIII горизонту в зоне
нагнетания наблюдаются по II, III блокам. Колебания пластового давления
наблюдаются в зоне нагнетания по Па блоку. Увеличение пластового давления в
зоне отбора наблюдается по IIа блоку.
Снижение пластового давления в зоне отбора
наблюдается по IIIа блоку. По XVII горизонту сравнения средневзвешенных пластовых
давлений по первоначальному пластовому давлению показывают, что текущее
средневзвешенное пластовое давление ниже первоначального пластового давления.
В Хумурунском куполе идет увеличение
текущего пластового давления по XVIII, XXI А+Б, XXII горизонтам по сравнению с первоначальным
пластовым давлением. Текущее пластовое давление XXIII горизонта понизилось на
0,44 МПа по сравнению с первоначальным пластовым.
Геолого-промысловая характеристика продуктивных
горизонтов
Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных
пластов (горизонтов) и их неоднородность. Толщина продуктивной толщи 13-18
горизонтов составляет более 300 метров. В продуктивной толще при детальной
корреляции выделяются шесть горизонтов, которые хорошо прослеживаются и
выдержаны по площади. Общие толщины пяти горизонтов 13, 15, 16, 17 и 18 почти
одинаковые и изменяются от 40 до 55 метров и только 14 горизонт имеет большую
толщину, которая изменяется от 65 до 75 метров. Горизонты разделены глинистыми
пачками, толщина которых составляет 5-10 метров. Колебания толщин горизонтов
связаны с наличием или отсутствием коллекторов внутри горизонта, чем больше
общая толщина выделенных коллекторов, тем больше и общая толщина горизонта и
наоборот.
Общая толщина залежи (пачки) - это толщина от кровли верхнего
коллектора до подошвы нижнего коллектора. Среднюю общую толщину более 10 метров
на Основной площади имеют залежи 14Б, 14В, 15Б, 161, 17Б, и 18А.
При определении эффективной толщины из общей толщины
вычитались плотные и глинистые прослои. Среднее значение эффективной толщины
более 10 метров имеют залежи 14Б, 161, и 17Б.
Нефтегазонасыщенная толщина в нефтяной зоне равна
эффективной, в воденефтяной зоне несколько меньше. Среднюю нефтегазонасыщенную
толщину более 10 метров имеют залежи 14Б, 161, 17Б. Менее 4,0 метров
среднюю нефтенасыщенную толщину имеют все залежи 13 горизонта и залежь В 15
горизонта.
Сложный характер распространения коллекторов по площади и
разрезу определяет высокую неоднородность продуктивной толщи. Коэффициент
расчлененности, рассчитанный по каждой залежи, характеризует сложное строение
разреза. Из таблицы видно, что среднее значение коэффициента расчлененности
колеблется от 1 до 4. Среднее значение коэффициента расчлененности равно 1 в 4
залежах: в двух залежах на Северо-западном и в двух на Хумурунском куполах.
Резервуары в этих залежах представлены одним пластом коллектором. По залежи
14Б, в которой среднее значение коэффициента расчлененности равно 4 в
резервуаре насчитывается до 7 пластов.
Коэффициент распространения характеризует сложное строение
залежи по площади. Наименьшим коэффициентом распространения характеризуются
залежи Основного свода 13А, 13Б, 14В который равен 0,666, 0,410 и 0,549
соответственно.
Коэффициент песчанистости характеризующий долю коллектора в
выделенном пласте по всем залежам больше 0,5, при колебании от 0,53 до 07. В
таблице [6] приведены статистические показатели характеристик неоднородности
залежей.
Коллекторские свойства по залежам определялись по
лабораторным исследованиям на керне и по данным ГИС [6]. Статистические ряды
распределения проницаемости по данным изучения керна и геофизики приведены в
таблицах 1.3 этой же работы.
Из таблиц видно, что диапазон колебаний значений
проницаемости достаточно большой, что отражается коэффициентом вариации. При
анализе средних значений пористости, определенной по керну видно, что
наибольшей средней пористостью (0,26-0,27) обладают коллекторы 13 горизонта, а
коллекторы 14 -17 горизонтов имеют средние значения пористости (0,22-0,24), и
наименьшее значение средней пористости имеют коллектора 18 горизонта (0,22).
Средние значения пористости, определенные по ГИС отличаются незначительно, по
залежам 13 горизонта они несколько меньше (0,25-0,26), коллекторы, содержащие
залежи 14-17 горизонтов имеют средние значения пористости (0,24-0,25), а
средние значения пористости коллекторов, определяющих структуру порового
пространства залежей 18 горизонта, остаются также наименьшими
(0,21-0,22), что подтверждает установленную закономерность уменьшения
пористости с глубиной.
Структурные построения выполнялись в программном продукте Petrel. Для построения
использовались данные интерпретации ГИС по 5692 скважинам. По каждой залежи создавался
следующий необходимый набор карт:
· карта распространения коллектора;
· карта водонефтяного контакта;
· структурные карты по кровле и подошве
коллектора с наложением границ зон замещения и контура нефтеносности;
· карта эффективных толщин коллектора;
· карта эффективных нефтенасыщенных толщин
коллектора;
· карты пористости и нефтегазонасыщенности;
· карты поровых и поровых нефтенасыщенных
объемов.
Карта поровых нефтенасыщенных объёмов для каждой залежи
рассчитывалась как произведение трех карт: карты эффективных нефтенасыщенных
толщин на карту пористости и карту насыщенности. Полученная карта в пределах
границ водонефтяного контакта позволяет оценить объемы нефти в коллекторах в
пределах залежи.
В таблице 1.3 приведены сведения о размерах, типах и характере
насыщения залежей с 13 по 18 горизонтах. По характеру насыщения залежи нефтяные
и только четыре залежи 17 горизонта имеют газовые шапки, две залежи на Основном
своде и две залежи на Хумурунском куполе. По типу природного резервуара залежи
в основном пластовые сводовые. Залежи пластовые сводовые
тектонически-экранированные имеются в 17 и 18 горизонтах на Основной площади,
Центральном блоке на Хумурунском куполе. Массивных залежей три, одна в 15
горизонте Северо-Западного купола, две залежи в 17 горизонте - одна на
Парсумурунском, а другая на Хумурунском куполах. Максимальную площадь и высоту
имеют залежи 13 и 14 горизонтов.
Таблица 1.3 - Характеристика залежей
|
Площадь, блок,
купол
|
горизонт
|
залежь
|
Тип залежи
|
Характер
насыщения залежи
|
Размеры залежи,
|
|
|
|
|
|
Площадь
нефтеносности, тыс. м2
|
Высота залежи,
м
|
|
Основная
площадь
|
13
|
А
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
178758
|
335
|
|
|
Б
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
106748
|
323
|
|
|
В
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
225327
|
314
|
|
|
Г
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
203733
|
305
|
|
|
Д
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
167340
|
295
|
|
14
|
А
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
187879
|
279
|
|
|
Б
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
188261
|
273
|
|
|
В
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
129789
|
247
|
|
15
|
А
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
93727
|
221
|
|
|
Б
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
92252
|
208
|
|
|
В
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
44547
|
184
|
|
16
|
1
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
65231
|
171
|
|
16
|
2
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
48595
|
149
|
|
17
|
А
|
пл. сводовая
|
нефтегазовая
|
37456
|
137
|
|
17
|
Б
|
пл. сводовая
|
нефтегазовая
|
33240
|
130
|
|
18
|
А
|
пл. сводовая
тектон. экранир
|
нефтяная
|
14311
|
72
|
|
Центральный
блок
|
18
|
А
|
пл. сводовая
тектон. экранир
|
нефтяная
|
7556
|
70
|
|
|
Б
|
пл. сводовая
тектон. экранир
|
нефтяная
|
660
|
20
|
|
|
В
|
пл. сводовая
тектон. экранир
|
нефтяная
|
564
|
12
|
|
Парсумурунский
|
14
|
В
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
4035
|
50
|
|
15
|
Б
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
2264
|
38
|
|
17
|
Б
|
массивная
|
нефтяная
|
869
|
15
|
|
Северо-Западный
|
14
|
В1+2
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
5898
|
63
|
|
|
В3
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
3712
|
39
|
|
|
В4
|
пл. сводовая
литол. экранир
|
нефтяная
|
3262
|
30
|
|
15
|
А
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
2852
|
40
|
|
|
Б+В
|
массивная
|
нефтяная
|
5873
|
48
|
|
18
|
В
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
886
|
18
|
|
Хумурунский
|
17
|
А
|
пл. сводовая
тектон. экранир
|
нефтегазовая
|
2484
|
37
|
|
|
Б
|
массивная
тектон. экранир
|
нефтегазовая
|
7063
|
39
|
|
18
|
А1
|
пл. сводовая
литол. экранир
|
1513
|
21
|
|
|
А2
|
пл. сводовая
тектон. экранир
|
нефтяная
|
3039
|
23
|
|
|
Б
|
пл. сводовая
тектон. экранир
|
нефтяная
|
3587
|
24
|
|
|
В
|
пл. сводовая
тектон. экранир
|
нефтяная
|
3466
|
24
|
|
Вост.
Парсумурунский
|
18
|
В
|
пл. сводовая
|
нефтяная
|
427
|
9
|
2. Технологическая часть
2.1 Система разработки месторождения
месторождение пластовый нефть
В настоящей работе выполнено уточнение начальных пластовых
характеристик в среднем по объектам эксплуатации (13-18 горизонты). Оценка
осуществлялась на основе исследований установившейся фильтрации (МУО),
выполненных при опробовании нефтенасыщенных интервалов пласта в период разведки
и на начальной стадии промышленной разработки месторождения при работе залежи
на естественном режиме истощения. Результаты исследований восстановления
давления, соответствующие рассматриваемому периоду, в данной оценке не
использовались в связи с отсутствием информации. Продолжительность проявления
упругого режима учитывалась индивидуально для каждого блока, ограничиваясь
датой начала закачки на данном блоке.
В период разведочных работ в большинстве случаев были
исследованы продуктивные интервалы с фонтанным притоком нефти в процессе работы
скважин на 1-4-х режимах с диаметром штуцера (шайбы) от 3 до 24 мм и
продолжительностью работы на режиме от одних суток - до, более чем, тридцати
суток. При отсутствии фонтанного притока на каждом режиме отбивались
динамические уровни с последующим пересчетом забойного давления на серединную
отметку интервала перфорации (исследования). По окончании исследования МУО
скважину обычно останавливали для регистрации кривой восстановления давления на
забое с целью определения начального пластового давления и оценки
фильтрационных параметров пласта. В не фонтанирующих скважинах прослеживалась
кривая восстановления уровня с преобразованием в дальнейшем в кривую
восстановления давления.
Распределение исследованных нефтяных интервалов (скважин) по
объектам эксплуатации следующее:
I объект (13 горизонт) - 22 скважины (25 исследований);
II объект (14 горизонт) - 47 скважин (62
исследования);
III объект (15 горизонт) - 26 скважин (35
исследований);
IV объект (16 горизонт) - 25 скважин (34
исследования);
V объект (17 горизонт) - 16 скважин (18 исследований);
VI объект (18 горизонт) - 10 скважин (11
исследований).
По данным исследований МУО в большинстве случаев получены
линейные индикаторные диаграммы, характеризующие ламинарное течение жидкости к
забою скважин (рисунки П10 - П15). Исключение составили индикаторные кривые
скважин 68 (13 гор), 249 (17 гор), 55 (14 гор), 180 (14 гор), где наблюдается
хаотический разброс точек, указывающий на некачественное проведение
исследований, очевидно, недостаточную продолжительность работы на режимах в
процессе исследования.
В результате интерпретации индикаторных диаграмм для каждого
исследованного интервала пласта определена его средняя продуктивность, а также
продуктивность, приходящаяся на один метр эффективной толщины, получены средние
коэффициенты гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности. На основе
параметров по скважинам оценены соответствующие средние характеристики по
горизонтам Анализ результатов обработок индикаторных диаграмм показал наиболее
высокую начальную продуктивность одного метра эффективной толщины пластов 17 и
18 горизонтов, составляющую соответственно 3,18 м3/сут/МПа/м и 3,6 м3/сут/МПа
при исследованных эффективных толщинах пластов равных в среднем 13,9 м (17
горизонт) и 12,8 м (18 горизонт), а также самые высокие значения проницаемости
коллекторов данных горизонтов, равные в среднем мкм2 и 0,179 мкм2,
наблюдается улучшение продуктивных и фильтрационных показателей с глубиной от
14 к 18 горизонту. По данным 22 исследований для 13 горизонта получены более
высокие фильтрационные параметры относительно 14 и 15 горизонтов при наименьшей
неоднородности распределения величин (R213 гор < R214 гор < R215 гор). Зная высокую неоднородность пластов 13
горизонта (сочетание зон с низкими коллекторскими свойствами и зон распространения
высокопроницаемых коллекторов большой эффективной мощности и значительной
протяженности), можно предположить, что на данном этапе доминирует количество
исследований высокопроницаемых интервалов пласта 13 горизонта.
На основании результатов непосредственно глубинных замеров
пластового давления, значений давления, определенного по КВД, а также величин,
полученных путем пересчета статического уровня на отметку середины интервала
перфорации (исследования), были построены зависимости изменения пластового
давления от глубины в абсолютных отметках; определены градиенты нефтяной и
водяной зон залежи, а также оценены начальные пластовые давления, приведенные к
условным отметкам середины залежи каждого объекта, принятым ранее в основных
проектных документах.
Анализ текущего состояния разработки,
технологических показателей разработки
Осуществлена оценка средних по горизонтам текущих
продуктивных и фильтрационных характеристик пластов по результатам
гидродинамических исследований, выполненных в добывающих (фонтанных,
механизированных: с ШГН, ЭЦН) и нагнетательных скважинах в 2011-2012 гг. Для
оценки использовались как результаты исследований установившейся фильтрации
(метод установившихся отборов с замером режимных забойных давлений или отбивкой
динамических уровней, метод установившихся режимов закачки), так и данные
исследований неустановившейся фильтрации (метод восстановления давления с
регистрацией кривой восстановления давления на забое (КВД), метод
восстановления уровня с фиксированием кривой восстановления уровня (КВУ), метод
падения давления с прослеживанием кривой падения давления (КПД). Охват
исследованиями эксплуатационного фонда скважин составил: по 13 горизонту - 25%,
по 14 горизонту - 23%, по 15 горизонту - 26%, по 16 горизонту - 11%, по 17 горизонту
- 28%, по18 горизонту - 83%.
Значительная часть гидродинамических исследований 2004-2005
годов в скважинах 3, 3а, 4, 5 блоков 13-18 горизонтов была выполнена сервисной
компании ТОО «СиамМунайСервис» с последующей обработкой данных с помощью
специализированных программных продуктов Pressure, BD SIAM, TestSHGNU, PanSystem и дальнейшей
интерпретацией результатов.
Глубинные замеры выполнялись электронными глубинными
манометрами типа АМТ - 0,8 и PPS-25. Замеры устьевых давлений производились
электронным устьевым манометром МТУ - 0,4. Динамические и статические уровни
определялись уровнемерами типа «Судос-мини2» и «Судос-автомат2».
Диагностические исследования ШГН были выполнены динамографом Сиддос-автомат».
По данным исследования добывающих скважин методом восстановления
давления (уровня) и нагнетательных скважин методом падения давления для каждого
исследования строился график КВД (КВУ), КПД в логарифмических координатах. В
соответствии с характером поведения кривой производной давления, учитывая
геолого-физическую характеристику пластов, выбиралась соответствующая модель
притока флюида к скважине, включая геометрию пласта и границ, определялись
емкостно-фильтрационные свойства пласта. С целью проверки достоверности
выбранного режима течения, а также значений расчетных параметров были получены
следующие зависимости: график КВД в декартовых координатах; график в
координатах Хорнера, отражающий характер течения в пласте; график притока
(индикаторная кривая). В каждом случае степень достоверности полученных данных
оценивалась сходимостью фактической и смоделированной кривых. Согласно
проведенному анализу наиболее часто встречающейся моделью является модель
неограниченного радиального гомогенного пласта с радиальным притоком флюида к
забою скважины. В более редких случаях фиксируются: модель
радиально-композитного пласта с увеличением подвижности флюида на небольшом
удалении от скважины относительно подвижности в прискважинной зоне; модель
двойной пористости, характеризующая движение флюида по системе трещин. Наблюдается
также характерное для скважин данного месторождения сферическое течение в
околоствольной зоне, что означает либо неполноту вскрытия продуктивного пласта,
либо возможный подпор пластовой воды. Интерпретация исследований нагнетательных
скважин показывает наличие (более чем в 50% случаях) модели вертикальной
трещины ограниченной или неограниченной проводимости, что объясняется чрезмерно
высоким давлением закачки, сопоставимым с давлением гидроразрыва при
незначительной проницаемости коллектора.
Средние по эксплуатационным объектам текущие продуктивные и
фильтрационные параметры пластов (продуктивность, проницаемость, скин-фактор,
Рпл, пъезопроводность и гидропроводность) представлены в таблице
Согласно полученных результатов, более высокими продуктивными
возможностями отличаются скважины дренирующие пласты 15, 17 и 18 горизонтов,
так средняя продуктивность по нефти, приходящаяся на 1 м эффективной толщины
пласта, составила соответственно 0,34 м3/сут/МПа/м, 0,29 м3/сут/МПа/м
и 0,39 м3/сут/МПа/м, удельная продуктивность по жидкости равна 1,26
м3/сут/МПа/м, 1,02 м3/сут/МПа/м, 1,13 м3/сут/МПа/м.
Пласты данных горизонтов характеризуются также улучшенными по отношению к
остальным объектам коллекторскими свойствами. Так коэффициент проницаемости,
средневзвешенный по эффективной толщине исследуемых интервалов пласта
составляет: 0,057 мкм2 (15 гор.), 0,076 мкм2 (17 гор.),
0,060 мкм2 (18 гор.). Текущая обводненность исследованных скважин в
среднем по эксплуатационным объектам изменяется в интервале 61,8-77,2%. Минимум
коэффициента гидропроводности приходятся на 18 горизонт (0,12 мкм2*м/мПа*с),
максимум - на 17 горизонт (0,33 мкм2*м/мПа*с). Наиболее высокая
скорость перераспределения давления в пласте фиксируется на 15, 16, 17
горизонтах при максимальном проявлении - 0,037 м2/с и 0,038 м2/с,
0,031 м2/с соответственно.
Согласно расчетам, средние коэффициенты проницаемости для 13
и 14 горизонтов практически близки и составляют 0,043 мкм2 и 0,048
мкм2. Однако для проницаемости 13 горизонта квадрат коэффициента
вариации, характеризующий степень неоднородности пласта снижен относительно
соответствующих показателей других горизонтов, что противоречит существующим
представлениям о геологическом строении залежи 13 горизонта, отличающегося
самой высокой неоднородностью распределения коллекторских свойств по площади
(наличие зон с низкой проницаемостью и достаточно протяженных высокопроницаемых
участков большой мощности). Этот факт может быть объяснен неравномерным
количеством исследований различных участков данного горизонта, преобладанием,
равно как и в начальный период разработки, исследований высокопроницаемых
пластов, что несколько завышает фактический коэффициент проницаемости в среднем
по горизонту.
При сравнении текущих продуктивных и фильтрационных
характеристик пластов с начальными параметрами выявлено их ухудшение на всех
эксплуатационных объектах. Так максимальное (11-11,5 раз) снижение удельной
продуктивности отмечается на 13, 16 и 17 горизонтах, минимальное (в 5,6 раза)
на 15 горизонте. Степень снижения коэффициента гидропроводности в среднем по
горизонтам изменяется от 1,9 раза (15 горизонт) до 5,1 раз (18 горизонт).
Текущая проницаемость пластов снизилась от 34% (18 горизонт) до 61% (15
горизонт). Наблюдаемое снижение продуктивной и фильтрационной характеристики
месторождения обусловлено процессом естественного истощения пластов за более
чем 40-летний период эксплуатации месторождения, при отборе свыше 290 млн. тонн
нефти, составляющем 27,36% от извлекаемых запасов месторождения.
Анализ значений скин-фактора по данным исследований показал
наличие на каждом объекте скважин с неблагоприятным состоянием околоствольных
зон пластов. Максимальный скин-фактор по обьектам составил: 42,4 (13 гор.),
51,2 (14 гор.), 22,6 (15 гор.), 60 (16 гор.), 37,8 (17 гор.), 5,2 (18 гор.). В
условиях данного месторождения потеря полезной депрессии на преодоление
скиновой зоны может быть обусловлена следующими факторами:
- кольматацией пласта в процессе
эксплуатации скважин в результате накопления в призабойной зоне
асфальто-парафино-смолистых отложений, а также нерастворимых осадков (солей)
вследствие не совместимости породы с закачиваемой водой.
- не полным (частичным) вскрытием пласта,
когда нарушается геометрия потока, и создается дополнительное сопротивление
потоку жидкости, увеличивающее уровень естественного скин-фактора. Это явление
встречается в скважинах, эксплуатирующих как технологические объекты №1 (тела),
где зачастую вскрытым является верхний небольшой интервал мощного
пласта-коллектора, так и на ТОР2, ТОР3.
- Анализ всех имеющихся определений
скин-фактора на предмет частичного вскрытия пласта показал, что данная
составляющая скин-эффекта присутствует:
- в четырех скважинах 13 горизонта, что
составляет 13% из всех скважин, где оценивалось состояние призабойной зоны;
- в шестнадцати скважинах 14 горизонта (46%
исследованных скважин);
- в восьми скважинах 15 горизонта (29%
исследованных скважин);
- в шестнадцати скважинах 16 горизонта (53%
исследованных скважин);
- в девяти скважинах 17 горизонта (69%
скважин с определением скин-фактора);
- одной скважине 18-го горизонта (7,7%
исследованных скважин).
- В качестве основных рекомендаций по
снижению скин-эффекта рекомендуются следующие виды работ:
- Обработки призабойных зон пластов
различными методами (ВУВ, ВУС, ЭКВ, СКО, ОГН, ОГВ и др);
- Дострелы эффективных толщин коллекторов,
главным образом, в пределах ТОР1;
- Проведение химического анализа воды,
закачиваемой в пласт. В случае не совместимости породы с закачиваемой водой
необходимо подобрать новый химический состав воды.
Анализ выработки запасов нефти и газа
В истории разработки месторождения по кривым, характеризующим
динамику основных показателей во времени отмечается ряд периодов, среди которых
можно выделить определяющие периоды разработки, отличающимися динамикой
показателей и условиями разработки.
Месторождение явилось полигоном для испытания и внедрения
новых технологий повышения нефтеотдачи, для совершенствования систем разработки
и заводнения. Достаточно упомянуть реализацию в начале 5-рядной системы
заводнения, затем переход на 3-рядную, ступенчато-термальное заводнение,
фигурное заводнение и, наконец, площадное избирательное заводнение.
Одновременно осуществлялось на месторождении по отдельному Приказу
разукрупнение объектов - переход с объектов (13+14, 15+16), с большими толщинами
и количеством совместно эксплуатируемых пластов, к самостоятельным
разрабатываемым горизонтам (13, 14, 15, 16). За 1973-1981 годы изоляционные
работы по разукрупнению объектов проведены в 315 скважинах (всего требовалось
провести эти работы по 323 скважинам). По оставляемому горизонту (объекту
нагнетания) средняя приемистость увеличилась с 184 м3/сут до 319 м3/сут
при давлении 7,7 МПа. При освоении для увеличения приемистости проводились
мероприятия по воздействию на призабойную зону пластов. Коэффициент воздействия
и средняя приемистость по одному горизонту (объекту нагнетания) увеличилась
соответственно в 1,8 и 1,7 раза. Основным способом отключения верхнего
горизонта является спуск 4» колонны. Основным способом изоляции нижнего
горизонта является цементные заливки под давлением. Изоляционные работы по
разукрупнению объектов в добывающих скважинах за период 1973-1977 годы
выполнены по 13 скважинам. До 1980 года разукрупнение объектов нагнетания на
месторждении Узень, практически, было завершено. В общем технологический эффект
от разукрупнения в соответствии с их целевым назначением должен выражаться в
снижении темпов обводнения, а следовательно, и в замедлении темпа падения
добычи нефти. Но разделение на объекты проведено, в основном, в нагнетательных
скважинах. Совместные добывающие скважины в большинстве своем работали,
совместно эксплуатируя 13+14, 15+16 горизонты до ликвидации или до изоляции
одного из горизонтов из-за высокой обводненности.
Долгое время проводился эксперимент по закачке горячей воды с
целью поддержания пластовой температуры. Проводились опытные работы по
циклическому воздействию, по закачке ПАВ и др.
Все эти работы, проводимые в разное время и с разной
технологической эффективностью и отсутствием таковой, не позволяют однозначно
находить объективные причины и факторы, влияющие на изменение динамики
показателей разработки и тем более на состояние остаточных запасов нефти в
пластах.
Кроме того, не маловажное влияние оказали на состояние
разработки и выработку запасов месторождения социальные факторы, такие как
распад СССР и обвальное прекращение снабжения из бывших стран СССР и
необходимого финансирования для поддержания добычи на нужном уровне.
Для анализа выработки запасов месторождения Узень по
фактическим показателям были построены графики: динамика добычи нефти,
жидкости, закачки воды, обводненности, фонда скважин за годы разработки
месторождения (рисунок 2.1 и 2.2), зависимость удельного месячного отбора нефти
на одну пробуренную скважину от накопленного отбора нефти к середине рассматриваемого
периода и зависимость удельного месячного отбора жидкости на одну пробуренную
скважину от накопленного отбора жидкости к середине рассматриваемого периода
(рисунок 2.3-2.4). В таблице 2.1 приведено состояние выработки запасов по
горизонтам за разные периоды.
С использованием построенных графиков выделено 10 периодов,
отличающихся особенностями и условиями разработки месторождения. Следует
отметить, что эти периоды прослеживаются на всех описанных выше кривых, хотя и
могут иметь различную тенденцию динамики отдельных показателей.
На графиках видно, что в своем большинстве отдельные периоды
(до VIII-го) характеризуются устойчивым снижением удельных месячных
отборов нефти и жидкости в расчете на одну скважину. Экстраполяция зависимостей
(рисунок 2.3-2.4) до пересечения с осью абсцисс в разные периоды показывает
возможные при существующем фонде скважин, системе и технологии разработки
суммарные отборы нефти и жидкости.
Первые три периода охватывают временной интервал с 1965 г. по
1975 г. и характеризуется нарастающей добычей нефти на первой стадии
промышленного освоения месторождения за счет увеличения числа пробуренных
скважин. В конце этого периода в 1975 г. был достигнут максимальный за все
время разработки Узени годовой уровень добычи нефти - 15811 тыс. т в год.
Текущая нефтеотдача в конце 1975 г. достигла 9% при обводненности 25,4%. Как
видно из таблицы, удельные вовлеченные запасы по нефти и по жидкости на одну
скважину были самыми высокими за все время разработки месторождения. Общий
объем вовлеченных в разработку запасов нефти приблизился к 233 млн. т (24% от
геологических запасов нефти), по жидкости - к 455 млн.т.
Рисунок 2.1 - Динамика показателей разработки месторождения Узень
Следующие 4 периода (IV-VII) характеризуются устойчивым
падением добычи нефти и жидкости, за исключением V периода, кода отмечается
рост добычи жидкости. IV и VII периоды характеризуются значительным темпом
падения добычи нефти и жидкости, что привело к примерно одинаковому выпадение
запасов нефти из разработки - в IV - 62 млн. т и в VII - 65 млн. т. Падение в IV периоде самое
чувствительное для дальнейшей жизни месторождения, так как произошла потеря
добычи с 15811 тыс. т в год до 10043 тыс. т. Причиной падения добычи послужили
технологические обстоятельства. Среди которых: разукрупнение объектов в
нагнетательных скважинах, резкое увеличение приемистости, резкий рост объемов
закачиваемой вода - достижение текущей компенсации 153-130%, а накопленная
компенсация впервые превысила 100-110%, катастрофические прорывы воды и др.
Рисунок 2.2 - Состояние фонда скважин за период с 1998 по 2013 гг.
Рисунок 2.3 - Зависимость удельной месячной добычи нефти от
накопленной добычи нефти
Рисунок 2.4 - Зависимость удельной месячной добычи жидкости
от накопленной добычи жидкости
Таблица 2.1 - Изменение фонда добывающих и
нагнетательныхскважин, соотношения m по периодам
|
Период
|
Гори- зонт
|
Добывающие
скважины
|
Изме- нение
|
Нагнетательные
скважины
|
Изме- нение
|
Соотношение доб
и нагн скв
|
|
|
начало
|
конец
|
начало
|
конец
|
|
начало
|
конец
|
|
IV
|
13
|
490
|
404
|
-86
|
210
|
160
|
-50
|
2,1
|
2,7
|
|
(1982-
|
14
|
666
|
652
|
-14
|
205
|
132
|
-73
|
3,2
|
5,0
|
|
1985 гг.)
|
15
|
229
|
210
|
-19
|
88
|
58
|
-30
|
2,5
|
4,1
|
|
16
|
213
|
246
|
33
|
69
|
39
|
-30
|
3,1
|
6,6
|
|
17
|
80
|
130
|
50
|
28
|
40
|
12
|
3,5
|
3,3
|
|
18
|
31
|
31
|
0
|
6
|
6
|
0
|
5,2
|
5,8
|
|
13-18
|
1720
|
1701
|
-19
|
581
|
496
|
-85
|
3,3
|
4,6
|
|
V
|
13
|
447
|
661
|
214
|
187
|
232
|
45
|
2,5
|
3,0
|
|
(1986-
|
14
|
652
|
874
|
222
|
132
|
263
|
131
|
3,5
|
3,6
|
|
1991 гг.)
|
15
|
243
|
332
|
89
|
95
|
123
|
28
|
2,5
|
3,0
|
|
16
|
250
|
397
|
147
|
73
|
119
|
46
|
4,2
|
3,5
|
|
17
|
130
|
202
|
72
|
39
|
54
|
15
|
4,3
|
3,6
|
|
18
|
31
|
58
|
27
|
4
|
7
|
3
|
4,7
|
9,6
|
|
13-18
|
1701
|
2485
|
784
|
600
|
814
|
214
|
3,6
|
4,4
|
|
VI
|
13
|
615
|
735
|
120
|
232
|
230
|
-2
|
2,9
|
3,3
|
|
(1992-
|
14
|
874
|
954
|
80
|
263
|
355
|
92
|
3,6
|
2,7
|
|
2001 гг.)
|
15
|
332
|
373
|
41
|
123
|
152
|
29
|
2,9
|
1,9
|
|
16
|
406
|
367
|
-39
|
119
|
130
|
11
|
3,3
|
2,8
|
|
17
|
202
|
202
|
0
|
55
|
56
|
1
|
3,8
|
3,6
|
|
18
|
57
|
57
|
0
|
7
|
16
|
9
|
8,3
|
3,7
|
|
13-18
|
2485
|
2756
|
271
|
814
|
937
|
123
|
4,1
|
3,0
|
|
VII-VIII
|
13
|
744
|
529
|
-215
|
249
|
205
|
-44
|
2,9
|
3,9
|
|
(2002-
|
14
|
954
|
665
|
-289
|
368
|
184
|
-184
|
2,6
|
4,4
|
|
2013 гг.)
|
15
|
373
|
299
|
-74
|
152
|
73
|
-79
|
1,9
|
4,7
|
|
16
|
367
|
205
|
-162
|
134
|
47
|
-87
|
2,8
|
6,0
|
|
17
|
202
|
121
|
-81
|
59
|
17
|
-42
|
3,7
|
8,0
|
|
18
|
57
|
28
|
-29
|
15
|
4
|
-11
|
3,3
|
10,0
|
2756
|
1923
|
-833
|
989
|
503
|
-486
|
2,9
|
6,2
|
В теле по состоянию на 01.09.2013 г. из 13 добывающих скважин
6 имеют накопленную добычу выше рациональных запасов (в среднем 178700 т
нефти), 3 скважины от 16000 до 40000 (в среднем 26500 т) и менее 16000 т - 4
скважины (в среднем 6800 т).
Таким образом, анализ состояния разработки «тел» и выработки
в них запасов показал, что средняя накопленная добыча нефти на одну скважину
гораздо выше рациональных запасов и изменяется от 92000 до 117000 т.
При этом коэффициент нефтеизвлечения достаточно высок и
изменяется от 0,214 до 0,558. Наблюдается четкая связь между фактической
плотностью сетки скважин и КИН. Так при низкой плотности сетки в «теле» 7, 7а
блока - 14,7 га/скв КИН составил 0,214, а при плотных сетках скважин в «теле»
2, 4 блока 4,6 га/скв и 8,2 га/скв КИН составил, соответственно, 0,505 и 0,558.
Характеристика энергетического состояния залежи,
режимы разработки
Динамика основных технологических показателей
разработки в целом по месторождению представлена в таблице 2.2 и на рисунке
2.5.
За 2014 год добыто 5783,9 тыс. т нефти при фонде действующих
добывающих и нагнетательных скважин 3203 и 1123 и суточном дебите по нефти 5,3
т/сут, при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов 1,2% и от остаточных
3,1%. За последние 5 лет годовая добыча нефти увеличилась с 3386,5 тыс.
т до 5783,9 тыс. т - в 1,71 раза, при этом добыча жидкости возросла с 13685
тыс. т до 29889,5 - 2,18 раза. Обводненность добываемой продукции скважин
увеличилась с 75,3% до 80,65%. Годовая добыча растворенного газа за 2014 год составила 231,4
млн. м3, что на 16,5% больше, чем в 2013 году. Средний газовый
фактор по месторождению составляет 40 м3/т.
Увеличение добычи нефти происходит за счет
интенсивного ввода скважин из бурения, активной работы с бездействующим фондом
и за счет применения на месторождении целого комплекса технологий повышения
нефтеотдачи, таких как: гидроразрыв пласта, обработка скважин растворителями
ВУС (вязкоупругие составы), ВУВЭ (водо-углеводородная эмульсия), ЭКВ (эмульсия
комплексного воздействия); закачка сшитых полимерных составов (СПС) и
полимерно-гелевого реагента «Темпоскрин»; воздействие на призабойную зону
скважин акустическими
колебаниями звукового и ультразвукового диапазонов (АРСиП) и электрическим
током (ЭВ); газодинамический разрыв пласта и др.
Динамика основных технологических показателей разработки за
2010-2014 гг. по 13 - 18 горизонтам приведены в таблицах 2.2 - 2.3 и на
графиках 2.1-2.2.
Рисунок 2.5 - Основные показатели отборов нефти, жидкости и
газа, закачки воды по месторождению Узень
Закачка воды на месторождении Узень проводится с 1967 года.
По официальной отчетности максимальная закачка была достигнута в 1986 году и
составила 40,5 млн. м3. В последующие годы объемы закачки несколько
уменьшились и к 1999 году они составили 18,2 млн. м3. Однако,
начиная с 2010 года, объемы закачиваемой воды увеличиваются. В 2010 году
закачка составила 25 млн. м3, на 01.01.2015 года она возросла до 48
млн. м3. В 2014 году 46,9 млн. м3 закачиваемой воды
приходится на 13-18 горизонты основного свода и лишь 264 тыс. т на 15-18
горизонты куполов. 67% годовой закачки приходится на 13+14 горизонты, 14% - на
15 горизонт и 12% - на 16 горизонты.
Текущая компенсация отбора закачкой в среднем по 13-18
горизонтам (см. табл. 3.13) составила в 2010 году - 168%, в 2011 году - 160%, в
2012 году - 155%, в 2013 году - 174%, в 2014 году снизилась до 149%.
При изучении вопроса компенсации представляет интерес рассмотрение
этого параметра по блокам, однако следует отметить, что в связи с остановкой
практически всех нагнетательных скважин разрязающих рядов в оставшихся
работающих скважинах можно распределить воду по смежным блокам делением
пополам, по очаговым скважинам, находящимся внутри блока, закачка относилась
полностью к рассматриваемому блоку.
В таблице 3.13 приведены данные по компенсации на 01.01.2015
г. по блокам 13-18 горизонтов основного свода.
Гидродинамические исследования скважин и пластов
Целями гидродинамических методов по
контролю и регулированию разработки на данной стадии эксплуатации месторождения
являются:
- получение наиболее полной и необходимой
информации о состоянии разработки нефтяных залежей
- оценка и уточнение текущих продуктивных и фильтрационных
характеристик пластов;
- оценка состояния прискважинных зон пластов;
- контроль добываемой продукции (добывающих
скважинах), закачиваемого агента (в нагнетательных скважинах);
- оценка эффективности проведения мероприятий по
интенсификации добычи;
- контроль за энергетическим состоянием залежи;
- оценка гидродинамической связи между скважинами,
объектами эксплуатации, установление наличия нарушений, расчлененности пластов.
Для осуществления намеченных целей необходимо выполнение
следующих видов исследований и замеров:
- замеры дебита добывающих скважин, объемов
закачиваемой воды нагнетательных скважин;
- определение динамических забойных давлений и
температуры;
- определение статических забойных давлений и
температуры
- определение динамических устьевых давлений и
температуры;
- определение статических устьевых давлений и
температуры
- исследование изменения давления и температуры по
стволу скважины
- исследование установившейся фильтрации: методы
установившихся отборов, установившихся режимов закачки;
- исследование восстановления (падения) давления в
добывающих (нагнетательных) скважинах;
- исследование взаимодействия скважин
(интерференция, гидропрослушивание);
- контроль за учетом закачиваемой воды в пласте.
В зависимости от конструкции скважины,
способа эксплуатации, технического состояния установленного оборудования
забойное давление должно определяться:
- по данным прямого измерения глубинными
манометрами непосредственно на забое скважины; прямые измерения могут быть
проведены в фонтанных, газлифтных, нагнетательных скважинах, а также в
скважинах механизированного фонда, оборудованных для спуска глубинных приборов
через затрубное пространство;
- по данным измерений динамических уровней жидкости
или прямых измерений глубинными манометрами в точках, отстоящих на значительном
расстоянии от забоя скважин, в которых по техническим причинам невозможен спуск
прибора на забой;
- по данным измерений динамического давления на
устье нагнетательных и добывающих скважин, работающих в определенных условиях.
Прямые замеры забойного давления в
фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах проводятся стандартными
глубинными манометрами или комплексными приборами, имеющими датчики давления. В
скважинах механизированного фонда, оборудованных для спуска приборов через
затрубное пространство, для измерения забойного давления используются
малогабаритные глубинные манометры.
Для проведения измерений прибор опускается
на глубину середины интервала перфорации, а если это по техническим причинам
невозможно, то на максимально возможную глубину, и замеряют при установившемся
режиме эксплуатации скважины.
На период измерений из фонтанных и
компрессорных скважин, а также скважин, оборудованных УЭЦН, извлекаются
механические скребки.
Для исследований скважин, оборудованных УЭЦН,
используют либо лифтовые манометры, устанавливаемые на длительное время ниже
приема насоса, либо специальные устройства, называемые суфлерами,
устанавливаемые выше насоса, и позволяющие с помощью обычных манометров,
спускаемых в лифтовые трубы, измерять давление в затрубном пространстве вблизи
насоса.
В скважинах механизированного фонда, где
нет возможности прямого замера давления глубинными манометрами, забойное
давление может быть определено по данным замеров динамических уровней в
межтрубном пространстве.
Динамические уровни в скважинах отбивают с
помощью эхолотов, уровнемеров или по данным геофизических исследований.
Пересчет замеренного динамического уровня
в забойное давление возможен при условии, когда давление на приеме насоса
превышает давление насыщения нефти газом.
Забойное давление можно определить через
устьевое только для нагнетательных скважин. При этом к нагнетательным скважинам
предъявляется ряд требований, таких, как герметичность устьевого оборудования и
НКТ, однородность жидкости, заполняющей НКТ, и затрубное пространство, работа
скважины по одному из каналов и др.
Пластовое давление может быть определено
путем:
- прямого измерения в период остановки скважины
глубинными манометрами или датчиками давлений комплексных приборов, спущенными
до середины интервала перфорации;
- пересчета через статический уровень, устьевое
давление или давление, замеренное в какой-либо точке ствола скважины;
- по данным исследования скважины методом
восстановления давления.
Замеры пластового давления могут совмещаться
с замерами забойного давления.
Время восстановления (падения в
нагнетательных скважинах) давления до пластового определяется значением
пьезопроводности пласта в районе скважины. Оно устанавливается для каждой
скважины опытным путем.
Информацию о пластовых и забойных
давлениях в фонтанных скважинах на месторождении получают путем прямых
измерений, прямые замеры пластовых давлений в скважинах, оборудованных ШГН,
осуществлялись только при остановках на ПРС.
Если прямые замеры пластового давления на
забое технически невозможны, то пластовое давление можно найти путем пересчета
через статический уровень или статическое устьевое давление.
Кроме того, необходимо проведение исследований по решению
задачи определения оптимального давления нагнетания в нагнетательных скважинах
с целью увеличения коэффициента охвата.
Исследование интерференции и гидропрослушивание обычно
рассматриваются в сложных ситуациях, когда результатов исследований МУО, КВД
недостаточно для понимания процессов, происходящих в пласте, оценки пластовых
характеристик.
Исследование интерференции (гидропрослушивание) является
наиболее важным для установления в пласте зон возможного прорыва закачиваемого
агента.
Необходимо
выбрать скважины для проведения исследований методом гидропрослушивания для
решения таких задач, как выявление или подтверждение нарушений и их
проводимости.
Система ППД и применяемые методы повышения
нефтеотдачи пластов
Организация и применение высоконапорной и
низконапорной систем ППД на месторождении за длительный период разработки создана
обширная система ППД, включающая 16 БКНС и ВРБ, с подключенными к ним
нагнетательными скважинами по территориальному признаку, без учета их
поглощающих способностей и принадлежности к эксплуатационным объектам.
По состоянию на 01.01.2015 г. эксплуатационный фонд
нагнетательных скважин на месторождении составил 1146, в том числе действующих
- 1070, бездействующих - 76.
В качестве рабочего агента используются сточные воды, вода
каспийского моря и Волжская вода.
Мощность сооружений системы ППД рассчитывается на
максимальный уровень закачки воды, исходя из максимального уровня добычи
продукции в пластовых условиях с учетом обоснованного коэффициента компенсации.
давление системы ППД определяется, исходя из коэффициентов приемистости и
объемов закачки для различных типов коллекторов.
Исследованиями последних лет установлено, что в области
давлений, превышающих давление насыщения на 5-10 МПа, нефть качественно меняет
свои реологические и фильтрационные свойства. В этом диапазоне давлений резко
снижается вязкость нефти и, следовательно, увеличивается ее подвижность в
пористой среде.
На поздней стадии разработки месторождения, когда остаточная
нефть, обладающая реологическими свойствами, содержится в наименее проницаемых
пластах, первостепенной задачей повышения эффективности системы ППД является
вовлечение в процесс вытеснения наименее проницаемых участков залежи. Достичь
это возможно путем дифференцированного воздействия на низкопроницаемые пласты
повышенным давлением. При этом необходимо обеспечить глубокую очистку воды,
иначе в низкопроницаемые пласты вода не пойдет, или пойдет в ограниченном
объеме, в результате чего не будет достигнута эффективность от воздействия
повышенным давлением.
Для интенсификации закачки воды в нагнетательные скважины,
вскрывающие низкопроницаемые пласты, предложено создание независимой
нагнетательной системы повышенного давления (СПД). Поблочное разбуривание
месторождения позволяет в каждом блоке вводить систему СПД индивидуально - для
каждого блока.
Определены нагнетательные скважины с ухудшенными
коллекторскими свойствами и низкой приемистостью, предусмотренные к подключению
в эту систему.
При определении величины повышенного давления нагнетания,
исходили из условия, что оно не должно превышать величину давления гидроразрыва
пласта, характерную для продуктивных пластов месторождении Узень.
Накопленные результаты исследований показывают, что давление
гидроразрыва для продуктивных пластов месторождения составляет примерно 27-32
МПа. Эта величина подтверждается результатами расчета давления ГРП по
гипотетической скважине месторождения.
Таким образом, на скважинах месторождения Узень ожидаемое
максимальное давление ГРП на устье составляет ~22 МПа, максимальное давление на
забое ~32 МПа.
Перед проведением опытно-промысловых работ необходимо
провести лабораторные исследования физико-химических и фильтрационных
характеристик полимерных растворов, а также провести исследования кинетики
гелеобразования композиций.
Контроль внедрения процесса предусматривает следующие виды
работ: контроль режимов работы скважин; контроль технологических свойств
закачиваемого полимерного раствора; контроль обводненности добывающих скважин;
исследование попутно-добываемой воды на содержание ПАА; контроль выработки
пласта.
Описание проведения работ
1. На первом этапе внедрения закачивается 0,2% раствора ПАА
в течении 5 суток.
2. По окончании первого этапа закачивается 0,2% раствора
ПАА с одновременной дозировкой 0,03% раствора сшивателя (ацетат хрома) в
течение 10 суток. Раствор сшивателя дозируется насосами в коллектор полимерного
раствора.
. Производится суточную закачку 0,2% раствора ПАА.
. Подключается участок под закачку воды.
Для осуществления технологии загущения воды на БКНС
потребуется:
строительство блока
подготовки ПАА (емкостное оборудование для растворения и накопления ПАА, насосы
откачки ПАА, фильтры, расходомеры);
дополнительное
строительство 6 ВРП с прокладкой разводящих коллекторов от БКНС условным
диаметром 150 мм и протяженностью 5600 м.;
подключение 57 проектных
скважин ТОР2 с прокладкой трубопроводов условным диаметром 100 мм и
протяженностью 11200 м;
установка расходомеров
для учета воды.
Перечень необходимого оборудования представлен в таблице
П112.
Рисунок 2.6 - Распределение новых добывающих скважин по
горизонтам 13-18
На рисунках 2.12 и 2.13 показано распределение новых скважин
по дебитам нефти и обводненности. Как видно, 4 новые скважины (2692, 1881,
7813, 2609) имели нулевой начальный дебит, около 30% нового фонда -
низкодебитные (до 5 т/сут) скважины, всего 5% - высокодебитные скважины (более
50 т/сут). 17 новых скважин имеют начальный дебит выше 50 т/сут, из них 10
пробурены на 13 горизонт, одна переведена на этот же горизонт из
нагнетательного фонда, 5 - на 14 горизонт и 1 - на 15 горизонт. Практически все
новые скважины вступают в эксплуатацию с начальной обводненностью, 13% фонда
имеют в продукции скважин до 30% воды, 22% - вступили в эксплуатацию с высокой
обводненностью (выше 70%). 4,5% нового добывающего фонда вступило в эксплуатацию
с содержанием воды более 90%. Безводных скважин нет. Обводненность по скважинам
изменяется от 15 до 64%, в среднем составляя 33%.
На рисунках 2.7-2.14 для каждого горизонта приведено
распределение фонда новых скважин по блокам.
Рисунок 2.7 - Распределение новых скважин по дебитам нефти
Рисунок 2.8 - Распределение новых скважин по обводненности
Рисунок 2.9 - Распределение новых скважин по блокам 13
горизонта
Рисунок 2.10 - Распределение новых скважин по блокам 14
горизонта
Рисунок 2.11 - Распределение новых скважин по блокам 15
горизонта
Рисунок 2.12 - Распределение новых скважин по блокам 16
горизонта
Рисунок 2.13 - Распределение новых скважин по блокам 17 горизонта
Рисунок 2.14 - Распределение новых скважин по блокам 18 горизонта
Подробные сведения о начальных параметрах новых добывающих и
нагнетательных скважин, средних за год и накопленных на дату анализа за
последний год приведены в таблице 3.8 и 3.9.
Самый высокий удельный накопленный отбор нефти (3919 т) на
одну новую скважину оказался по 17 горизонту, самый низкий по 18 горизонту
(1215 т). По основным по добыче нефти горизонтам, 13-ому и 14-ому,
соответствующие отборы составляют 2942 т и 2496 т. Новые скважины с такими
средними накопленными показателями окупают себя за первый год эксплуатации.
Анализ местоположения новых скважин на залежах показал, что,
в основном, высокодебитные новые скважины попали в зоны развития улучшенных
коллекторов, так называемых «песчанных тел», образовавшихся в условиях речного
и руслового осадконакопления.
Рассмотрим особенности перфорации и состояние эксплуатации
таких скважин.
Скважина 4523 (рисунок 2.14) вступила
в эксплуатацию с начальным дебитом по нефти 114 т/сут и за первый год
эксплуатации среднесуточный дебит нефти составил - 81 т/сут. Скважина попала в
песчаное тело 13 продуктивного горизонта в 5а блоке. Песчаное тело включает
пачки б+в+г с общей эффективной нефтенасыщенной толщиной около 32
метров.
В представлении, что нижняя часть тела обводнена от закачки,
в скважине перфорировано только 4 метра верхней части пачки б (см.
рисунок 3.32), которая по геофизике на момент перфорации характеризовалась как
нефтенасыщенная с начальной нефтенасыщенностью. Однако скважина вступила в
эксплуатацию с обводненностью около 40%.
По кривой характеристики накопления (рисунок 2.21),
экстраполированной на ось накопленной добычи видно, что скважиной вовлечено в
активную разработку дополнительно в «теле» около 190000 т нефти, из которых за
4 года эксплуатации уже отобрано 120680 т нефти, текущая обводненность выросла
и составляет около 83%. Предстоит отобрать этой скважиной еще 69320 т нефти.
Накопленная добыча превысила рациональные запасы нефти (при
цене 158 $ за тонну - 40000 т) и близка к уровню отборов по старым скважинам
(накопленная добыча нефти, приходящаяся на одну скважину из семи старых в
рассматриваемой зоне составляет 102400 т). Сам 5а блок является одним из
наиболее длительное время разрабатываемых блоков и в самом теле при начальных
геологических запасах 7298000 т и накопленной добыче нефти из скважин, попавших
в него - 2112460 т, достигнут коэффициент извлечения нефти равный 0,289. Такой
характер работы скважины указывает на то, что она попала в еще невыработанную
зону песчаного тела, которое простирается через весь блок с запада на восток
практически перпендикулярно 5 и 5а разрезающим рядам.
2.2 Техника и технология добычи нефти и газа
Анализ
структуры фонда скважин и их текущих дебитов
По состоянию на 1.01.2014 г. на месторождении Узень общий
фонд составил 5945 скважин, фонд по 13-18 горизонтам - 5596 скважин,
из них на основной свод приходится 5534 скважины. В фонде добывающих скважин -
3095 скважин, из них действующих - 3016, в бездействии - 79. Большая часть
бездействующих скважин простаивает в ожидании капитальных ремонтов по
ликвидации аварии с подземным оборудованием и устранению негерметичности
эксплуатационной колонны. Фонд действующих нагнетательных скважин - 1070, в
бездействии - 76 скважин. За время разработки было ликвидировано 1261 скважина,
в том числе из добывающего фонда 459 и нагнетательного - 80. К разряду
контрольных отнесено 85 скважин. Фонд скважин, эксплуатирующихся
механизированным способом, составляет значительную часть от общего действующего
фонда (95%). Основной способ эксплуатации действующих скважин - ШГН. Фонтанным способом
эксплуатируется 50 скважин, ВШН - 69 скважин и УЭЦН - 33 скважины. Основная
доля (50%) фонтанных скважин (25 единиц) приходится на 13 горизонт, 22% - на
14. Эксплуатационные объекты Хумурунского, Северо-Западного и Парсумурунского
куполов полностью эксплуатируются механизированным способом. В действующем
фонде добывающих скважин на основных горизонтах числится 81 скважина,
эксплуатирующая совместно два горизонта - на 13+14 горизонты - 59 скважин, на
14+15 - 3 скважины и на 15+16 - 19. Нагнетательных скважин, совместно
эксплуатирующих несколько горизонтов, за последние пять лет на месторождении не
было.
На 01.01.15 г. коэффициент использования фонда добывающих
скважин составил в среднем 0,98, коэффициент эксплуатации - 0,91, по
нагнетательному фонду - 0,75 и 0,82 соответственно.
Характеристика фонда скважин по горизонтам за последние пять
лет представлена в таблицах 2-3 и 3.3 и на рисунке 2.15, динамика фонда
действующих добывающих и нагнетательных скважин по горизонтам представлена на
рисунке 2.15.
Надо отметить, что на месторождении в последние
годы проведена большая работа с фондом по выводу скважин из бездействия: число
бездействующих скважин с каждым годом снижается. Если в 2010 году количество
бездействующих скважин составляло 23,6% от эксплуатационного фонда, то в 2014
году их уже - 3,8%. Сокращение числа бездействующих скважин связано с
проведением в них ремонтно-восстановительных работ, таких как: негерметичности
устранение эксплуатационной колонны, восстановление цементного камня за
колонной, устранение аварии с подземным оборудованием, очистка забоя и ствола
скважин и др.
За последние пять лет проводилась работа по
разукрупнению объектов в скважинах, совместно эксплуатирующих несколько
горизонтов. Так, если в 2010 году на 13+14 горизонты работало 136 скважин, то в
2014 году уже - 59 скважин, соответственно на 15+16 горизонты - 50 и 19
скважин.
Как видно из нее, коэффициент использования и эксплуатации
увеличивается
из года в год по всем горизонтам, что связано с улучшением работы с фондом скважин, с
проведением различных геолого-технических мероприятий по увеличению
производительности скважин. Наименьшие значения коэффициентов использования
(0,55-0,88) и эксплуатации (0,66-0,75) наблюдаются по скважинам 15 горизонта
Парсумурунского купола.
Рисунок 2.15 - Фонд скважин месторождения Узень (основной
свод) по состоянию на 01.01.14
Рисунок 2.16 - Динамика фонда действующих добывающих и
нагнетательных скважин за период 2009-2014 год
Как видно из них, на дату анализа максимальным дебитом по
нефти характеризуется 13 горизонт - 7,25 т/сут, по жидкости 34,5 т/сут - 17
горизонт, наименьшим дебитом по нефти - 15 горизонт Парсумурунского купола
(2,15 т/сут), по жидкости (14,6 т/сут) - 18 горизонт Хумурунского купола.
Как видно из приведенных таблиц, большая часть действующего
фонда скважин основного свода характеризуются низкими дебитами до 10 т/сут и
высокой обводненностью (от 50 до 90%). Тем не менее, наблюдается уменьшение в
2004 году количества скважин с дебитами нефти до 5 т/сут по сравнению с 2010
годом по всем горизонтам основного свода, тогда как фонд скважин с дебитом
больше 5 т/сут увеличивается к 2014 году. Число скважин с дебитом нефти от 20
до 50 т/сут незначительное и на дату анализа составляет 6,5% по 13 горизонту,
2,1% - по 14 горизонту и 3,1% - на 15 горизонту. Только единичные скважины
имеют дебит нефти свыше 50 т/сут. Из них большая часть вступила в эксплуатацию
за анализируемый период.
Характеристика показателей способов эксплуатации
скважин
Способ эксплуатации скважин УПШН является самым
малопроизводительным и самым трудоёмким. Широкое применение этого способа в
мировой практике объясняется наличием на месторождениях большого числа скважин
с относительно невысокими дебитами, для которых эксплуатация плунжерными
штанговыми насосами остаётся технически оправданной и экономически достаточно
эффективной по сравнению с другими способами эксплуатации.
На месторождении наземное оборудование УПШН представлено
станками-качалками (СК): 6СК6, ПШГН, 7СК8, СКД8, СК12 (UR - 12 Румыния), Лафкин
(США), грузоподъемностью 6, 8, 10, 12 тонн.
Подземное оборудование УПШН состоит из глубинных трубных
насосов типа НСН - 2 - 44, 56, 70 мм, насосно-компрессорных труб (НКТ) в
основном 73 мм (2,5») - (88%) и 89 мм (3,5») - 12%. Наиболее применимыми
являются насосы диаметрами 44 и 57 мм, составляющие 88% общего числа установок.
Распределение скважин месторождения по диаметрам штанговых
насосов, дебитам и обводнённости представлено в табл. 2.2
Таблица 2.2 - Распределение скважин по диаметрам штанговых
насосов, дебитам и обводнённости
|
Показатели
|
Значения
|
в т.ч. по
диаметрам насосов, мм (%)
|
|
|
44
|
57
|
70
|
|
Кол. скважин
(тип насоса НСН - 2Б)
|
2897 (100%)
|
898 (31%)
|
1651 (57%)
|
348 (12%)
|
|
Средний дебит
на одну скважину по жидкости (нефти), м3/сут
|
26 (5)
|
10 (2,5)
|
35 (7)
|
71 (12,6)
|
|
Обводнённость,
%
|
80
|
74
|
81
|
82
|
На месторождении работа фонда в целом характеризуется
коэффициентом подачи насоса 0,52, который можно считать удовлетворительным. В
табл. 2.3 приводится распределение скважин, оборудованных УПШН, по
коэффициентам подачи насоса.
Таблица 2.3 - Распределение скважин оборудованных УПШН, по
коэффициентам подачи насоса
|
Диаметр насоса,
(мм)
|
Кол. скважин
|
в т.ч.
работающие с коэффициентом подачи (кпод)
|
|
|
кпод
< 0,3
|
0,3 ≤ кпод
≤ 0,4
|
0,4 < кпод
< 0,6
|
0,6 ≤ кпод
≤ 0,8
|
кпод
> 0,8
|
|
Всего
|
2652 (100%)
|
1130 (43%)
|
393 (15%)
|
563 (21%)
|
353 (13%)
|
213 (8%)
|
|
44
|
766 (29%)
|
500 (65%)
|
110 (14%)
|
75 (10%)
|
48 (6%)
|
33 (4%)
|
|
57
|
1557 (58%)
|
576 (37%)
|
241 (16%)
|
380 (24%)
|
225 (14%)
|
135 (9%)
|
|
70
|
329 (13%)
|
54 (16%)
|
42 (13%)
|
108 (33%)
|
80 (24%)
|
45 (14%)
|
Для более полной реализации потенциальных возможностей
скважин, оборудованных УПШН, можно рекомендовать:
- увеличение режима откачки или перевод на более
производительный способ эксплуатации скважин, работающих с коэффициентом подачи
насоса более 0,8, составляющих 8% фонда;
- увеличение объема и повышение качества
проводимых подземных ремонтов (ПРС) и геолого-технических мероприятий (ГТМ) на
низкопродуктивных скважинах с коэффициентом подачи насоса менее 0,3,
составляющих 43% фонда. (Таблица 2.4)
Таблица 2.4 - Распределение скважин, оборудованных УПШН, по
уровню обводненности
|
Диаметр насоса,
мм
|
Всего
|
Обводненность,
%
|
|
|
nв < 40
|
40 ≤ nв ≤ 80
|
nв > 80
|
|
Всего
|
2652 (100%)
|
199 (7%)
|
1373 (52%)
|
1080 (41%)
|
|
44
|
766 (29%)
|
84 (11%)
|
429 (56%)
|
253 (33%)
|
|
57
|
1557 (58%)
|
109 (7%)
|
779 (50%)
|
669 (43%)
|
|
70
|
329 (13%)
|
6 (2%)
|
165 (50%)
|
158 (48%)
|
Как следует из данных, представленных в таблице 6.7, 41%
скважин, оборудованных УПШН, работает с обводненностью более 80%.
Увеличение обводненности продукции свыше 80% вызывает
снижение ресурса работы плунжерной пары, увеличение интенсивности утечек, рост
нагрузки на оборудование.
Выбор технологического режима работы скважин направлен на
обеспечение дебита при таких забойных давлениях, которые не ухудшают
продуктивность скважин.
Из 2897 скважин действующего фонда, оборудованным УПШН, в
технологическом режиме на 01.01.15 г. по 2478 скважинам приведены фактические
данные по забойным давлениям, а также текущих средневзвешенных значений
давлений насыщения, которые приведены в (таблице 2.5)
Таблица 2.5 - Распределения средних давлений по горизонтам
|
Горизонты
|
средние
давления по горизонтам, МПа
|
Средневзвешенное
значение Рнас, МПа
|
|
Рпл
|
Рзаб
|
ΔРср
|
|
|
13
|
10,3
|
6,3
|
4,0
|
5,9
|
|
14
|
11,1
|
6,6
|
4,5
|
6,8
|
|
15
|
12,3
|
7,3
|
5,0
|
7,5
|
|
16
|
12,5
|
7,7
|
4,8
|
7,59
|
|
17
|
12,6
|
8,4
|
4,2
|
7,59
|
|
18
|
12,3
|
7,1
|
5,2
|
8,20
|
|
В среднем
|
11,85
|
7,2
|
4,65
|
7,3
|
Как следует из данных, представленных в таблице 2.5, исходя
из средних показателей, работа скважин в целом характеризуется оптимальным
режимом, т.е. Рзаб ср»Рнас, и
средней депрессии на пласт ΔРср=4,65 МПа.
Наименьшая депрессия характерна для 13 горизонта (ΔРср=4,0 МПа) при Рзаб»0,94 Рнас,
наибольшая - для 18 горизонта (ΔРср=4,65 МПа)
при этом Рзаб»0,866Рнас.
соответствие фактического режима работы скважин оптимальному
режиму оценивалось по значениям забойных давлений. При этом исходили из
условий, что режим работы скважин в диапазоне забойных давлений 0,8 Рнас≤Рзаб≤1,2Рнас
является оптимальным, так как при Рзаб=(0,8 Рнас¸Рнас) не
происходит существенного снижения продуктивности, а при Рзаб=(Рнас¸1,2Рнас)
потенциальные возможности скважины реализуются в достаточной мере. Согласно
принятым условиям, фонд скважин распределялся по горизонтам и группировался по
значениям величин забойного давления следующим образом:
- с забойным давлением Рзаб>1,2Рнас;
- с забойным давлением 0,8Рнас≤Рзаб≤1,2Рнас;
- с забойным давлением Рзаб<0,8Рнас.
Распределение фонда скважин по горизонтам эксплуатации и по
значениям величин забойного давления представлено в таблице 2.6
Таблица 2.6 - Распределение фонда скважин по горизонтам
эксплуатации и по значениям величин забойного давления
|
п.п №№
|
Забойное
давление
|
Диаметр насоса
|
Количество скважин
|
Всего
|
|
|
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
13-14
|
15-16
|
|
|
1
|
|
всего
|
743
|
826
|
364
|
270
|
155
|
56
|
48
|
16
|
2478
|
|
2
|
Рзаб>1,2Рнас
|
44
|
37
|
19
|
8
|
6
|
9
|
1
|
1
|
-
|
81
|
|
|
57
|
184
|
126
|
53
|
44
|
34
|
6
|
17
|
8
|
472
|
|
|
70
|
66
|
60
|
19
|
19
|
15
|
2
|
11
|
1
|
193
|
|
|
итого
|
287
|
205
|
80
|
69
|
58
|
9
|
29
|
9
|
746
|
|
3
|
0,8Рнас≤Рзаб≤1,2Рнас
|
44
|
127
|
50
|
42
|
27
|
14
|
1
|
-
|
367
|
|
|
57
|
192
|
295
|
148
|
97
|
45
|
8
|
12
|
5
|
802
|
|
|
70
|
23
|
35
|
18
|
14
|
12
|
2
|
4
|
2
|
110
|
|
|
итого
|
321
|
457
|
216
|
153
|
84
|
24
|
17
|
7
|
1279
|
|
4
|
Рзаб<0,8Рнас
|
44
|
62
|
96
|
43
|
28
|
6
|
15
|
4
|
-
|
254
|
|
|
57
|
71
|
61
|
23
|
20
|
7
|
8
|
2
|
-
|
192
|
|
|
70
|
2
|
2
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
6
|
|
|
итого
|
135
|
159
|
68
|
48
|
13
|
23
|
6
|
-
|
452
|
Как следует из данных, представленных в таблице 2.6, из
общего числа 2478 скважин анализируемого фонда, с забойными давлениями выше
давления насыщения работает 746 скважин, т.е. около третьей части фонда (~30%).
в этих скважинах возможно увеличение дебита за счет снижения забойного давления
до давления насыщения путем увеличения режима работы установленного насосного
оборудования или использования более производительных установок
механизированной добычи, например, УЭЦН.
С забойными давлениями в пределах оптимального отклонения от
давления насыщения эксплуатируется 1279 скважин, т.е. более половины фонда
(~52%). Эти скважины отнесены к фонду, работающему на оптимальном
режиме.
С забойным давлением ниже давления насыщения работает 452 скважин
(18%). На этом фонде скважин эффективным является проведение работ по повышению
продуктивности путем проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ):
перестрел, дострел, воздействия на призабойную зону и др.
На месторождении работа подземного оборудования на скважинах,
эксплуатирующихся УПШН, осложнена асфальтосмолистопарафинистыми отложениями
(АСПО), а также отложениями солей и механических примесей. предприятием
проводится значительный объем ПРС для поддержания фонда скважин,
эксплуатирующегося в осложненных условиях в работоспособном состоянии.
Мероприятия по предупреждению и борьбе с
осложнениями при эксплуатации скважин
Основными осложняющими факторами на месторождении являются
парафиносолеотложения в призабойной зоне скважин, в подземном и наземном
оборудовании.
Мероприятия по предупреждению и борьбе с
парафиноотложениями. Осложнения от парафиноотложений определяются аномальными
свойствами нефтей продуктивных горизонтов месторождения, состоящие в следующем:
- высокое содержание в нефти растворенного парафина
(до 25%) и асфальто-смолистых веществ (до 18%);
- температура насыщения нефти парафином
равна или близка начальной пластовой температуре;
- небольшая разница в своде структуры между
давлением насыщения нефти газом и начальным пластовым давлением;
- при снижении температуры пласта ниже
температуры насыщения нефти парафином в пористой среде пластов - коллекторов из
нефти может выделяться парафин.
Нефти с такими свойствами при определённых термобарических
условиях приводят к запарафиниванию нефтепромыслового оборудования и застыванию
нефти в выкидных трубопроводах, что осложняет технологические процессы добычи
нефти.
Анализ осложнений, связанных с парафинизацией
призабойной зоны
скважин и подземного оборудования.
На месторождении в 2010-2011 гг. в целях предотвращения
парафиноотложений в призабойной зоне и в подземном оборудовании скважин
проводились опытно-промысловые испытания ингибиторов парафиноотложений.
для борьбы с парафиноотложениями в призабойной зоны скважин и
подземного оборудования проводились опытно-промысловые испытания ингибитора
парафиноотложений «Дисперсоген V-4451» фирмы «Clariant GmbH» (Германия) с 17 по
21 декабря 2013 года испытания ингибитора парафиноотложений «Дисперсоген V
4451» проводились в соответствии с утвержденной рабочей программой и временной
технологической инструкцией путем закачки в добывающие скважины.
При проведении технологии непрерывной подачи ингибитора
«Дисперсоген V 4451» межочистной период (МОП) увеличился с 54 до 99 суток. При
технологии периодической подачи произошло незначительное увеличение МОП.
Результаты проведенного анализа недостаточны для выдачи
конкретных рекомендаций по применению ингибитора парафиноотложений «Дисперсоген
V-4451».
Поэтому работы по поиску экономически выгодного ингибитора
парафиноотложений были продолжены.
На 10 добывающих скважинах ЦДНГ-1 были проведены испытания
диспергатора парафина «Прошинор АП 07» французской фирмы «СЕКА», разработанного
для обработки сырой нефти.
Реагент «Прошинор АП 07» снижает рост кристаллов парафина,
разрушает эмульсию, снижает температуру застывания нефти.
Ингибитор закачивался в межтрубное пространство дозировочным
насосом из расчета 250-300 г./т нефти. Подача реагента дозировочным насосом или
с помощью капельницы устанавливается в соответствии с суточным дебитом
скважины.
Таблица 2.7 - Параметры работы скважин, обработанных
ингибитором парафиноотложений «Прошинор АД 32К»
|
ГУ
|
№ скв
|
Гор.
|
Режим
|
Дата ПРС
|
Параметры
работы скважины до обраб.
|
Дата дозир
|
Расход, сут/л
|
|
|
|
Qж м3/сут.
|
Qв, %
|
Qн т/сут.
|
|
Дата исслед.
|
Ндин, м
|
Рмах, кг
|
|
|
|
61
|
3153
|
16
|
20
|
35
|
10
|
27.01.13
|
28.01.13
|
600
|
2929
|
04.02.13
|
3
|
|
4376
|
18
|
15
|
30
|
8,8
|
25.01.13
|
27.01.13
|
900
|
2973
|
04.02.13
|
2,5
|
|
7750
|
17
|
15
|
30
|
8,8
|
02.02.13
|
03.02.13
|
750
|
5067
|
04.02.13
|
2,5
|
|
4071
|
17
|
15
|
35
|
8,2
|
29.01.13
|
03.02.13
|
650
|
4542
|
04.02.13
|
2,5
|
|
4947
|
15
|
20
|
50
|
8,0
|
07.02.13
|
07.02.13
|
600
|
2189
|
08.02.13
|
2
|
|
6106
|
16
|
10
|
60
|
3,5
|
26.01.13
|
28.01.13
|
200
|
пк
|
04.02.13
|
1
|
|
4164
|
17
|
35
|
80
|
5,9
|
08.02.13
|
10.02.13
|
250
|
пнч
|
10.02.13
|
2
|
|
62
|
3628
|
16
|
25
|
85
|
3,0
|
02.02.13
|
30.01.13
|
150
|
пк
|
04.02.13
|
1
|
|
3161
|
16
|
30
|
45
|
13
|
30.01.13
|
04.02.13
|
450
|
4916
|
04.02.13
|
3,5
|
|
6017
|
16
|
30
|
50
|
12
|
20.01.13
|
29.01.13
|
650
|
5240
|
04.02.13
|
3,5
|
По результатам осмотра подземного оборудования установлено,
что на 5-ти скважинах МОП в среднем составил 95,6 сут. Скорость отложения
парафина составила 0,08 мм/сут. На одной скважине запарафинивание оборудования
произошло за 30 суток. Две скважины не принимали реагент.
В 2005 г. на скв. 3344, 1916, 259, 8807, 7320 в целях
удаления АСПО с подземного оборудования при подготовке к ПРС были проведены
промывки горячей водой с добавлением ПАВ типа «Рауан-100» с различной
концентрацией ПАВ: 0,1%, 0,2% и 0,5%.
Таблица 2.8 - Перечень скважин, в которых провели промывку
технической водой с ПАВ типа «Рауан-100» перед подъемом П.О.
|
НП/ГУ
|
Скв.
|
Гор.
|
Дебит по
технол. режиму
|
Дата промывки
|
Объем воды с
ПАВ «Рауан-100»
|
Дата подъема
ПРС
|
Состояние
оборудования после промывки
|
|
|
|
Qж, м3сут
|
Qн, т/сут
|
nв, %
|
|
темпера, °С
|
ПАВ, %
|
|
|
|
2/89
|
3344
|
13
|
15
|
8
|
40
|
28.08.14
|
80
|
0,1
|
28.08.14
|
НКТ и штанги
забиты парафином
|
|
2/90
|
1916
|
23
|
15
|
1
|
92
|
26.08.14
|
80
|
0,2
|
26.08.14
|
НКТ и штанги
чистые
|
|
5/74
|
259
|
17
|
70
|
6
|
90
|
28.08.14
|
80
|
0,2
|
28.08.14
|
НКТ и штанги
чистые
|
|
2/88
|
8807
|
14
|
50
|
21
|
50
|
01.09.14
|
80
|
0,1
|
01.09.14
|
На НКТ и
штангах обнаружено отложение парафина
|
|
8/84
|
7320
|
14
|
60
|
10
|
80
|
03.09.14
|
80
|
0,5
|
03.09.14
|
НКТ и штанги
забиты парафином
|
Результаты осмотра оборудования после промывки показали, что
проделанные работы были эффективными на скважинах 1916 и 259. Положительный
результат получен при промывке 2%-м раствором ПАВ типа «Рауан-100». Кроме того,
на процесс парафинизации оборудования скважин 1916 и 259 оказало влияние
эксплуатации скважин в обводненном режиме, что снижает процесс парафинизации.
Для решения вопроса о дальнейшем применении ПАВ типа
«Рауан-100» необходимо продолжить испытания реагента.
В настоящее время на месторождении для обработки призабойной
зоны пласта и очистки подземного оборудования от асфальтосмолопарафиновых
отложений (АСПО) применяются тепловые методы, в частности, технология обработки
скважин горячей нефтью с использованием агрегатов депарафинизаторов
модернизированных (АДПМ-12/150 и АДПМ-Хотойл). Устройство АДПМ-12/150,
например, представляет собой нагреватель вертикальный, цилиндрический,
прямоточный, змеевикового типа для нагрева нефти до температуры плюс 150 0С
при давлении до 16 МПа.
Успешность тепловых обработок 68%. Средняя продолжительность
работы скважины с восстановленным дебитом после обработок- 9 сут. Межочистной
период 52 дня.
Обобщая изложенное, следует отметить, что на месторождении
технология депарафинизации подземного оборудования скважин горячей нефтью
представляется наиболее эффективной с использованием модернизированных
агрегатов - депарафинизаторов (АДПМ-12/150 и АДПМ-Хотойл).
Анализ осложнений, связанных с парафинизацией наземного
оборудования.
Парафинизация и застывание в нефти и водонефтяной эмульсии в
выкидных трубопроводов существенно осложняют работу скважин, особенно в
холодный период года. С увеличением обводненности добываемой продукции,
интенсивность парафинизации наземного оборудования несколько снижается. Однако
работа выкидных трубопроводов, транспортирующих высокопарафинистую застывающую
нефть и вязкую эмульсию, продолжает оставаться ненадежной.
На месторождении предотвращение застывания нефти и нефтяной
эмульсии в выкидных трубопроводах, особенно в холодный период года, решалась
путем применения выкидных трубопроводов с тепловой изоляцией и устьевого
подогрева. Однако, тепловая изоляция, несмотря на ее достаточную эффективность,
была реализована на ограниченном фонде скважин. В качестве устьевых подогревателей
использовались печи, работающие на попутном газе. С увеличением обводненности
содержание попутного газа в продукции скважин снизилось и работа устьевых
подогревателей, особенно в самый ответственный холодный период года, оказалась
ненадежной.
Таким образом, необходимость поиска путей эффективной защиты
выкидных трубопроводов от застывания в них добываемой продукции остается
актуальной.
Наиболее эффективным является применение теплоизолированных
стальных выкидных трубопроводов или трубопроводов из стекловолоконного
материала и устьевого подогрева. Поскольку с увеличением обводненности
продукции содержание в ней попутного газа снижается, в качестве печей устьевого
подогрева рекомендуются печи типа ТЭН.
Мероприятия
по предупреждению и борьбе с солеотложениями.
Отложения
неорганических солей в призабойной зоне скважины и нефтепромысловом
оборудовании также серьезно осложняют разработку месторождения.
Отложения солей достаточно сложный и многофакторный процесс,
сопровождающийся главным образом, изменением физико-химических свойств
закачиваемых сред, изменением термобарических условий в скважине и ряд других
причин, обусловленных более сложными явлениями, происходящими в пласте.
Неорганические соли интенсивно откладываются в системе внутри
промыслового сбора и подготовке нефти. Наиболее отрицательные последствия от
солеобразований возникают при добыче нефти на скважинах, эксплуатируемых
механизированным способом. Образования в скважинном насосном оборудовании
различных отложений приводят к значительным издержкам производства и увеличению
себестоимости добычи нефти.
Анализ осложнений, связанных с солеотложениями в призабойной
зоне скважин и нефтепромысловом оборудовании, и способов их предотвращения.
С целью повышения эффективности эксплуатации скважин с 24.04.2004
года на месторождении Узень началось внедрение в производство
электроцентробежных погружных насосов производства фирмы «Алнас».
Основной проблемой эксплуатации УЭЦН является отложения солей
на сетке газосепаратора, рабочих колесах насоса и др. На рабочих частях и
поверхностях электронасосов образуется осадок, что приводит к нарушению
теплообмена и выходу насоса из строя.
По состоянию на 1.03.14 г. установками центробежных насосов
(УЭЦН) по НГДУ-3 оборудована 91 скважина. За период с апреля 2012 года по
1.03.14 г. 76% ремонтов от общего числа проведенных ПРС, проведено по причине
солеотложений (таблица 2.20) Проведенный анализ показал, что МРП по ним
изменяется в широких пределах от 2 суток (скважина 3059) до 402 суток (скважина
5661). Наименьший МРП и наибольшее число преждевременных отказов наблюдается у
15% скважин
Работы проводились согласно «Программе
научно-исследовательских работ по изучению состава отложений на элементах
подземного оборудования УЭЦН и разработка способов их устранения». В соответствии
с этой «Программой…» лабораторией АО «КазНИПИнефть» был выполнен анализ состава
отложений, отобранных с узлов насосов.
Химический анализ состава солеотложений, отобранных с
различных узлов оборудования, показывает присутствие:
труднорасворимого сульфата бария в рабочих узлах насоса
скважины 2818;
карбоната кальция на приемной сетке скв. 3456, скв. 1086.
Эффективность от закачки кислотных растворов определялась по
изменению дебита скважин. На скважинах 1086, 2088, 5594, 7237 получено
увеличение дебита.
Отсутствие положительного результата на остальных скважинах
объясняется, тем, что в отложениях присутствуют соли нерастворимые в соляной
кислоте.
Требования и рекомендации к системе сбора и
промысловой подготовки продукции скважин
Система внутрипромыслового сбора, транспорта и подготовки
добываемой продукции месторождения представляет собой совокупность
капиталоемких, металлоемких и трудозатратных эксплуатационных объектов,
предназначенных для сбора со скважин, индивидуального замера и промыслового
транспорта добываемой продукции на объекты ее подготовки до товарной кондиции и
сдачи потребителю, очистки и утилизации газа и сточных вод.
В соответствии с Едиными правилами разработки нефтяных и
газовых месторождений РК технология системы внутрипромыслового сбора,
транспорта и подготовки продукции скважин должна обеспечить следующие
требования:
- герметизированный сбор добываемой продукции;
- достоверный замер дебита продукции каждой
скважины и возможность проведения гидродинамических исследований;
- учет промысловой продукции месторождения в
целом;
- учет объемов попутного газа, потребляемого
на собственные нужды;
- надежность эксплуатации всех
технологических звеньев;
- автоматизацию всех технологических
процессов;
- минимальные технологические потери нефти и
газа.
Действующая система внутрипромыслового сбора и транспорта
нефти месторождения обеспечивает предъявляемые к ней требования по
герметизированному сбору добываемой продукции, её замеру, первой ступени
сепарации и дальнейшему раздельному трубопроводному транспорту жидкости и газа
на объекты её предварительной и товарной подготовки. Достигается это за счёт
применения довольно сложной технологии и технологического оборудования. При
этом система внутрипромыслового сбора продолжает характеризоваться осложненными
условиями эксплуатации в связи со специфическими особенностями нефти и
водонефтяной эмульсии:
- высокое содержание парафиноасфальтосмолистых
веществ;
- высокая температура застывания высокопарафинистой
нефти;
- неуклонный рост обводненности добываемой продукции;
- невысокий уровень газосодержания в
добываемой нефти;
- наличие значительного фонда малодебитных
скважин;
- обширная площадь месторождения.
В процессе создания на месторождении многочисленных объектов
промыслового обустройства велся поиск, создавались и реализовывались
мероприятия по дальнейшему совершенствованию системы внутрипромыслового сбора.
Текущее состояние действующей системы
промыслового сбора продукции скважин.
За продолжительный период промышленной разработки на
месторождении создана обширная сеть объектов промыслового обустройства,
включающая тысячи скважин, подключенных в систему внутрипромыслового сбора,
сотни тысяч километров нефтегазоводопроводных труб различного диаметра и
назначения, около 240 групповых и замерных установок, печи устьевого и путевого
подогрева, объекты предварительной подготовки нефти и сточных вод, центральный
пункт товарной подготовки нефти.
Высокопарафинистая нефть месторождения при снижении
температуры характеризуется резким увеличением вязкости, а при температуре ниже
плюс 32 ºС теряет текучесть. Вязкость водонефтяной эмульсии при тех же
условиях на порядок выше вязкости нефти. Поэтому, с самого начала разработки
месторождения эксплуатация системы внутрипромыслового сбора и транспорта нефти
оказалась наиболее сложной.
Работа малодебитного фонда скважин в холодный период года
остается крайне ненадёжной из-за застывания нефти в выкидных трубопроводах.
устьевой и путевой подогрев не обеспечивает надежность работы скважин с
невысокими дебитами и выкидными трубопроводами протяжённостью более 300 м. Это
послужило причиной объединения нескольких скважин в один выкидной трубопровод.
Подробная информация по количеству и номерам скважин,
работающим совместно в один трубопровод, с указанием объема жидкости,
транспортируемый по трубопроводу, его общей длины, номеров ГУ и ЗУ, к которым
подключены совместно работающие скважины, представлена в Приложении П159.
Рисунок 2.17 - Распределение фонда скважин по способам
подключения к ГУ (ЗУ)
Эксплуатация системы промыслового транспорта на месторождении
в основном обеспечивает подачу нефти от ГУ на объект ее подготовки и возврат
сточной воды в систему ППД. Однако, с ростом обводненности добываемой продукции
повышаются энергетические затраты на перекачку больших объемов вязкой
застывающей эмульсии и агрессивных сточных вод, возникают осложнения, связанные
с отложениями солей и интенсивной коррозией вследствие высокой агрессивности
среды. В результате коррозионного износа возрастает частота порывов промысловых
коллекторов. Агрессивность коррозионной среды обусловлена, прежде всего,
высоким содержанием в водной фазе сероводорода порядка 16-38 мг/л, а также
наличием значительного количества абразивных механических примесей, вызывающих
коррозионно-эрозионный износ нижней образующей нефтепроводов. Наибольшему
коррозионному износу подвержены нефтесборные коллектора и трубопроводы сточных
вод. Аварийные ремонты трубопроводов создают перебои в технологическом
процессе, нарушая температурный и гидравлический режим. Отсутствие ненадежных
условий эксплуатации системы внутрипромыслового сбора и транспорта приводит к
порывам выкидных трубопроводов, изливам нефти, дополнительным потерям нефти и
газа, нарушению экологической обстановки на промыслах.
Внутрипромысловый сбор продукции скважин месторождении
осуществляется по однотрубной герметизированной системе. Продукция скважин по
выкидным трубопроводам за счет избыточного давления на устье поступает на
групповые ГУ и ЗУ. выкидные трубопроводы от скважин к ГУ и ЗУ прокладываются по
лучевой схеме. на ГУ (ЗУ) производится индивидуальный поочерёдный замер дебита
каждой скважины на автоматизированной групповой замерной установке (АГЗУ) типа
«Спутник АМ-40» или «Спутник Б-40», рассчитанных на различное количество
подключаемых скважин (8, 10 и 14). С замерной установки продукция всех скважин
поступает в нефтегазовый горизонтальный двухфазный сепаратор первой ступени
сепарации типа НГС-I-П - 1,6-2400-1-Т и НГС-I-П - 1,6-3000-1-Т, в котором происходит отделение
газа от жидкости. На ГУ предусмотрены:
- дренажная система, по которой, в случае
проведения ремонтных и профилактических мероприятий, осуществляется слив
жидкости из технологических сетей (трубопроводов) и аппаратов в подземную
горизонтальную дренажную емкость типа ЕП-8-2000-1-2;
С установок предварительного сброса воды нефть с остаточной
обводненностью до 10% подается на центральный пункт подготовки нефти (ЦППН),
где готовится до товарного качества и сдается на реализацию.
С целью повышения надёжности работы выкидных трубопроводов за
счет сокращения их протяженности в системе внутрипромыслового сбора нашло
применение звено «скважина-ЗУ (БГ) - ГУ». Для улучшения работы малодебитных
скважин, удаленных от ГУ и ЗУ, производится подогрев газожидкостной смеси на
устье с использованием устьевых подогревателей.
2.3 Разработка технологии теплового воздействия
на высоковязкой нефти на месторождении Узень
Краткий обзор по специальной части дипломного
проекта
В наше время существенно увеличились масштабы добычи нефти и
газа и вводятся в разработку месторождения со сложными геолого-физическими
условиями, решается важнейшая проблема увеличения полноты извлечения нефти из
недр.
Исследования показывают, что средняя величина коэффициента
нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37-0,4, а в США - 0,33 (по данным Торри).
Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами,
характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. М. Макет считает, что
объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического
предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3
объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых
истощенных пластах огромны. Они представляют собой солидный резерв
нефтедобывающей промышленности. Повышение коэффициента нефтеотдачи пласта со
средними запасами до 0,7-0,8 равносильно открытию новых крупных месторождений.
Увеличение отношения объема добываемой нефти к ее остаточным труднодоступным
(или недоступным) для извлечения запасам является очень важной и сложной
проблемой. Однако работы отечественных и зарубежных исследователей показали,
что она может быть решена в ближайшем будущем.
Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. Величина притока и темпы
извлечения нефти, производительность скважины в значительной степени зависят от
состояния призабойной зоны скважины. Особое значение имеет эффективная
проницаемость призабойной зоны пласта. Ввиду радиального притока жидкости в
скважину, на единицу площади призабойной зоны приходится наибольшее количество
поверхностно-активных компонентов. Снижение проницаемости призабойной зоны
может быть обусловлена выпадением содержащихся в нефти парафина и
асфальтено-смолистых веществ, а также отложением их на поверхности породы и
стенках скважины. Поверхности частиц песка или других пород скелета пласта
могут служить такими же центрами кристаллизации, как и шероховатые поверхности
стенок насосно-компрессорных труб.
В результате адсорбции поверхностно-активных веществ нефти
может изменяться молекулярная природа поверхности и произойти гидрофобизация
первоначально гидрофильной породы. Опыты Ф.А. Требина показали, что явление
затухания фильтрации с повышением температуры снижается, и при 60-65°С для
большинства нефтей оно почти исчезает. Повышение температуры препятствует также
выделению из нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ. Указанные факты
показывают, что для повышения производительности скважин тепловое воздействие
на призабойную зону является одним из важных методов.
Паротепловое воздействие на призабойную зону преследует цель
прогрева ограниченной площади пласта, направленного на увеличение
продуктивности скважин. При этом улучшаются фильтрационные характеристики,
снижается вязкость нефти, изменяется смачиваемость горных пород, увеличивается
подвижность нефти, активизируется режим растворенного газа.
Тепловое воздействие на призабойную зону может быть
осуществлено путем электропрогрева или закачкой пара. Нагнетание пара в пласт
производят в режиме циклической закачки его в добывающие скважины, выдержкой их
в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же
скважин. При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в
призабойной зоне скважин, наряду со снижением вязкости повышается пластовое
давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и
восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к
скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины,
увеличивается охват пласта вытеснением.
На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно
внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки
в прогретой зоне пласта за счет противоточной капиллярной пропитки происходит
активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее
проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые
слои. Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в
последовательной реализации трех операций (этапов). Этап 1. В добывающую
скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один
метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание
скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех
компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара
должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем
меньше давление в пласте. Этап 2. После закачки пара скважину закрывают
на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения
насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между
паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации
устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более
подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации
пара происходит и капиллярная пропитка - в низкопроницаемых зонах нефть
заменяется водой. Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим
отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного
дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит
скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема
горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой
паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором,
способствующим притоку нефти в эту зону.
Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого
цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) -
величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения
максимального эффекта.
При осуществлении паротепловой обработки скважин горные
породы действуют как теплообменник и способствуют тому, чтобы тепло,
аккумулированное в процессе закачки пара, эффективно использовалось при
фильтрации нефти из пласта в скважину. Одновременно при проведении паропрогрева
происходит очистка призабойной зоны от парафина и асфальтено-смолистых
отложений.
Реакция пласта на циклическую закачку пара в значительной
степени зависит от коллектора. В толстых крутопадающих пластах, где
преобладающим механизмом вытеснения нефти является гравитационное дренирование,
может быть осуществлено 10 циклов и более. В пологих пластах, где добыча
осуществляется на режиме растворенного газа, пластовая энергия быстро
истощается, ограничивая число циклов обработки паром до 3-5.
На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе,
редко - более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в
зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом
может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется.
Существенным экономическим показателем эффективности пароциклического
воздействия является паронефтяной фактор, величина которого не должна превышать
2 т/т. Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины
нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой
горелки. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных
пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы
с избыточной температурой 40°С, как показывают расчеты и исследования, едва
достигает 1 м. При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится
до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки -
парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном
кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько
десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне
расположения нагревателя до 180 - 200°С, вызывающее образование из нефти кокса.
Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка
электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости
ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от
двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200
м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие
жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2.
Скрутка жил обматывается прорезиненной лакотканью и грузонесущей оплеткой,
рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН. Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном
прицепе смонтированы автотрансформатор и станция управления от установки для
центробежных электронасосов, применяемых при откачке нефти из скважин. В
комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех
скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного
подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого
оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной
меди диаметром 11 мм, заполненные плавленой окисью магния. В трубках
расположена спираль из нихромовой проволоки (рисунок 2.18). Сверху
нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических
повреждений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину 2,1 м при
мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт. В верхней части
электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам
кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и
весь процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключается к станции
управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой
низковольтной (380 В) сети.
- крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос;
4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 -
нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательпые трубки.исунок. 2.18 -
Скважинный электронагреватель
Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что
температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В
некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут (рисунок 2.19).
Рисунок 2.19 - Изменение температуры на забоях скважины во
времени при электропрогреве: 1 - 21 кВт; 2 - 10,5 кВт; 3, 4 - 21 кВт; 5, 6, 7 -
10,5 кВт. Кривые 1, 2 - для скважин Арланского месторождения, остальные - для
Ишимбайского
Измерения температуры по стволу скважины показали, что
нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз
от места установки электронагревателя. Это объясняется конвективным переносом
теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем. По
данным промысловых электропрогревов ПЗС в Узбекнефти после 5 -7-суточного
прогрева нагревателем мощностью 10,5 кВт и последующего его отключения
температура на забое падает со скоростью примерно 3 - 5°С/ч. Поэтому пускать
скважину в работу после электропрогрева необходимо без промедления. Эффект
прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают
снижение эффективности.
По результатам 814 электропрогревов в Узбекнефти эффективных
было 66,4%, при этом получено 70,3 т дополнительно добытой нефти на одну
успешную обработку. По результатам 558 электропрогревов в Башкирии эффективных
было 64,7%, при этом на каждую эффективную обработку получено 336 т
дополнительной нефти.
При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов (ПНП)
коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и / или испарить ее. В
обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно
направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах
создается движущая сила (давление). Существует два перспективных метода
термического ПНП: нагнетание перегретого водяного пара и метод внутрипластового
движущегося очага горения.
Вытеснение нефти перегретым паром.
Водяной пар благодаря скрытой теплоте парообразования
обладает значительно большим теплосодержанием, чем горячая вода. Если вода при
температуре 148,9°С содержит 628 кДж/кг тепла, то насыщенный пар при той же
температуре - 2742 кДж/кг, т.е. более чем в 4 раза. Но это еще не означает, что
пар отдаст пласту в 4 раза больше тепла, чем-то же количество воды. Если
пластовая температура равна 65°С, то 1 кг воды, нагретой до 148,9°С передает
пласту 356 кДж, а 1 кг пара при тех же условиях - 2470 кДж, т.е. почти в 7 раз
больше. Поэтому при помощи пара в пласт можно внести значительное количество
тепла в расчете на единицу веса нагнетаемого агента. Кроме того, при одинаковых
условиях 1 кг пар занимает в 25-40 раз больший объем и может вытеснить
наибольший объем нефти, чем горячая вода.
При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный
влажный пар, представляющий собой смесь пара и горячего конденсата. Степень
сухости закачиваемого в пласт пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем выше
степень сухости пара, равная отношению массы пар к массе горячей воды при
одинаковом давлении и температуре, тем больше у него теплосодержание по
сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 309°С у
влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше,
чем у горячей воды.
Процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при
нагнетании в пласт водяного пара является более сложным, чем при нагнетании
горячей воды. Пар нагнетают в пласты через паронагнетательные скважины,
расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через
добывающие скважины.
Механизм извлечения нефти из пласта, при нагнетании в него
перегретого пара, основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся
в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость
нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров
повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу. Увеличению нефтеотдачи
также способствуют процессы испарения углеводородов за счет снижения их
парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне
испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и
переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и
растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая
обеспечивает дополнительное увеличение нефти. При температуре 375°С и
атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти
плотностью 934 кг/м3.
При паротепловом воздействии (ПТВ) в пласте образуются три
характерные зоны: зона вытеснения нефти паром; зона горячего конденсата, где
реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях, и
зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти
водой пластовой температуры (рисунок 2.20). Указанные зоны различаются по
температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти
из пласта. Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают взаимное
влияние.
Рисунок 2.20 - Схема распределения температуры в пласте при
нагнетании в него водяного пара. Зоны: 1 - перегретого пара: 2 - насыщенного
пара; 3 - горячего конденсата: 4 - остывшего конденсата.
Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты прогрева.
При этом температура нагнетаемого перегретого пара вблизи нагнетательной
скважины снижается (в зоне 1) до температуры насыщенного пара (т.е. до точки
кипения воды при пластовом). На прогрев пласта (в зоне 2) расходуется скрытая
теплота парообразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температура
пароводяной смеси и пласта будут приблизительно постоянны и равны температуре
насыщенного пара (зависящей от давления), пока используется вся скрытая теплота
парообразования. Основным фактором увеличения нефтеотдачи здесь является
испарение (дистилляция) легких фракций остаточной нефти, образованной после
вытеснения горячей водой. Размеры ее при практически приемлемых объемах закачки
небольшие. В зоне 3 пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата)
до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта. В
зоне 4 температура пласта снижается до начальной.
Нефть вытесняется остывшим конденсатом при пластовой
температуре. Часть теплоты, как и в случае нагнетания горячей воды, расходуется
через кровлю и подошву пласта. Кроме того, на распределение температуры влияет
изменение пластового давления по мере удаления теплоносителя от нагнетательной
скважины. В соответствии с распределением температуры нефть подвергается
воздействию остывшей воды, горячего конденсата, насыщенного и перегретого пара.
Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения под действием пара
нагретой нефти и фильтрации части углеводородов в парообразном состоянии. В
холодной зоне пары углеводородов конденсируются, обогащая нефть легкими
компонентами и вытесняя ее как растворитель.
Механизм вытеснения и характер распределения температуры в
пласте удобно рассматривать и в обратном к вытеснению направлении (рисунок
2.21).
Рисунок 2.21 - Схема вытеснения нефти паром. Условные
обозначения: а - пар; б - вода; в-нефть
В зоне 4 фильтруется безводная нефть при пластовой
температуре. В зоне 3 температура пласта тоже равна начальной. Вытеснение нефти
водой происходит при пластовой температуре. Насыщенность воды в направлении
вытеснения постепенно уменьшается до значения насыщенности связанной водой.
Зона 2 - это зона горячей воды. Температура в этой зоне снижается от
температуры пара до начальной пластовой. В ней фильтруется горячая вода,
нагретая нефть, обогащенная легкими фракциями углеводорода, которые
образовались из остаточной нефти в зоне пара и вытесняются из зоны конденсации.
Здесь вытеснение нагретой нефти производится горячей водой. В этой зоне
повышение коэффициента нефтеотдачи достигается за счет снижения вязкости нефти,
повышения ее подвижности, усиления капиллярных эффектов. На участке зоны 2,
примыкающей к зоне 1, температура несколько ниже, чем температура
парообразования. В этой зоне, размеры которой небольшие, пары воды и
газообразные углеводородные фракции из-за охлаждения компенсируются и
вытесняются горячей водой по направлению к добывающим скважинам. Зоны: 1 -
насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти
водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях.
Зона 1 - это зона влажного пара, которая образуется вблизи нагнетательной
скважины. В ней температура приблизительно постоянна, ее значение равно
температуре парообразования воды, зависящей от давления в пласте. В этой зоне
происходит испарение легких фракций из остаточной нефти.
Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара
достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата
пласта воздействием: путем расширения нефти, перегонки ее паром и
экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.
Вязкость нефтей, как правило, резко снижается с увеличением
температуры, особенно в интервале 20-80°С. Поскольку дебит нефти обратно
пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена
в 10-30 раз и более.
Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают
большим темпом снижения вязкости, остаточная нефтенасыщенность их уменьшается
более резко, особенно при температурах до 150°С. С повышением температуры
вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также
благоприятствует повышению нефтеотдачи. В процессе закачки пара нефть в зависимости
от состава может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия
для вытеснения пластовых жидкостей. По Р.Х. Муслимову (1999), влияние различных
факторов па нефтеотдачу при вытеснении нефти паром оценивается за счет (рисунок
2.22)
- снижения вязкости нефти - до 30;
- эффекта термического расширения - до 8%;
- эффекта дистилляции - до 9%;
- эффекта газонапорного режима - до7%;
- эффекта увеличения подвижности - до 10%.
Рисунок 2.22 - Зависимость нефтеотдачи от различных факторов
при паротепловом воздействии (по Ρ
Χ Муслимову.
1999): 1 - режим истощения при естественной (пластовой) температуре; 2 -
снижение вячкости; 3 - термическое расширение; 4 - дистилляция; 5 -
газонапорный режим; 6 - изменение подвижности
Процесс вытеснения нефти паром предусматривает непрерывное
нагнетание пара в пласт. По мере продвижения через пласт пар нагревает породу и
содержащуюся в нем нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам.
При этом процессе основная доля тепловой энергии расходуется на повышение
температуры пород пласта. Поэтому даже без тепловых потерь при движении
теплоносителя по стволу скважины и в кровлю-подошву пласта фронт
распространения температуры отстает от фронта вытеснения нефти.
С целью повышения эффективности процесса и рационального
использования внесенного в пласт тепла, после создания тепловой оторочки,
составляющей 0,6-0,8 порового объема пласта, эту оторочку продвигают к забоям
добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагнетательные
скважины. Данная технология получила название метода тепловых оторочек Оценка
эффективности теплового воздействия на пласт при закачке пар обычно выражается
удельным расходом пара на добычу дополнительной нефти.
При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить 13-15
т пара, поэтому при рентабельной технологии удельный расход пара на
дополнительную добычу нефти не может быть больше 13-15 т. Если учесть затраты
на приготовление и закачку пара, составляющие 30-35% от общих расходов, то
получится, что при эффективном процессе расход пара на добычу одной тонны
дополнительной нефти должен быть не более 3-6 тонн.
При выборе объекта для ПТВ необходимо иметь в виду, что
нефтенасыщенная толщина пласта не должна быть менее 6 м. При меньшей толщине
процесс вытеснения нефти паром становится неэкономичным из-за больших потерь
теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта не должна
превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые примерно
достигают 3% на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения
прочности колонн. Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм, а темп
вытеснения нефти должен быть достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в
кровлю и подошву залежи. Общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте не
должны превышать 50% от поступившей на устье скважины. В противном случае
процесс ПТВ будет неэффективен. Существуют различные технологические схемы
ввода в пласт теплоносителя (пара) для подогрева пласта и содержащихся в нем флюидов:
циклическая, блочно-циклическая, импульсно-дозированная, площадная, или рядная.
Внутрипластовое горение
Процесс внутрипластового горения (ВГ) - способ разработки и
метод повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, основанный на использовании
энергии, полученной при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в
пластовых условиях при нагнетании окислителя (воздуха) с поверхности. Это
сложное, быстро протекающее превращение, сопровождаемое выделением теплоты,
используется для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи в
основном на залежах нефти с вязкостью более 30 мПа∙с. Основа горения -
экзотермическая окислительно-восстановительная реакция органического вещества с
окислителем. Для начала реакции необходим первичный энергетический импульс,
чаще всего нагревание нефти. Поэтому процесс ВГ начинается с поджога некоторого
количества нефти с помощью забойного нагревающего устройства (электрических или
огневых горелок). После образования устойчивого очага горения в пласт
закачивают через нагнетательную скважину окислитель или смесь окислителя и
воды. Кислород соединяется с топливом (нефтью), образуя СО2 и воду с
выделением тепла. Предварительно разогретая порода далее нагревает движущийся
через нее окислитель до температуры выше воспламенения кокса и нефти. При
нагнетании окислителя разогретая зона (очаг горения), температура которого
поддерживается высокой за счет сгорания части нефтепродуктов, продвигается
вглубь пласта. При этом часть пластовой нефти (10-15%) сгорает и выделяющиеся в
результате горения газы, пар и другие горючие продукты сгорания, продвигаясь по
пласту, эффективно вытесняют нефть из пласта. Процесс автотермический, т.е.
продолжается непрерывно за счет образования продуктов для горения (типа кокса).
Процесс внутрипластового горения сочетает все преимущества термических методов
- вытеснение нефти горячей водой и паром, а также смешивающегося вытеснения,
происходящею в зоне термического крекинга, в которой все углеводороды переходят
в газовую фазу. Диапазон применения ВГ очень широк: на неглубоко залегающих
месторождениях и на значительных глубинах.
Экспериментальные работы в сочетании с теоретическими
исследованиями позволили сформулировать основные закономерности процесса ВГ:
- внутрипластовое горение может проявляться в трех
разновидностях: сухое (СВГ), влажное (ВВГ) и сверхвлажное (СВВГ);
- определяющим параметром для ВВГ и СВВГ
является водовоздуш-ный фактор (ВВФ) - отношение объема закачиваемой в пласт
воды к объему закачиваемого в пласт воздуха;
- интенсивные экзотермические реакции
окисления нефти происходят в узкой зоне пласта, называемой фронтом горения;
- на фронте горения при сухом и влажном
процессах температура в среднем может составить 400-600°С, процесс
сверхвлажного горения протекает при температурах 200-250°С:
- увеличение ВВФ позволяет: повысить
скорость продвижения по пласту тепловой волны, снизить расход воздуха на
выжигание пласта и на добычу нефти, уменьшить концентрацию сгорающего в
процессе химических реакций топлива;
- на процессе внутрипластового горения существенное
влияние оказывают такие параметры, как пластовое давление, тип
породы-коллектора, тип нефти, начальная нефтенасыщенность.
Различают два основных варианта внутрипластового горения -
прямоточный и противоточный.
Прямоточное внутрипластовое горение - это процесс теплового
воздействия на пласт, при котором фильтрация окислителя и распространение
фронта горения происходит в направлении вытеснения нефти - οт нагнетательной скважины к добывающей. Скорость движения фронта
горения регулируется типом и количеством сгоревшей нефти и скоростью нагнетания
воздуха.
Если же повышают температуру призабойной зоны добывающей
скважины и очаг горения возникает в ее окрестности, то фронт горения
распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном
направлению вытеснения нефти. Такой процесс называется противоточным горением.
Он используется, как правило, только в том случае, если невозможно осуществить
прямоточный процесс горения, например на залежах с неподвижной нефтью или
битумом.
При внутрипластовом горении действует широкий комплекс
механизмов извлечения нефти: вытеснение ее газообразными продуктами горения,
водой, паром; дистилляция легких фракций нефти; разжижение нефти под действием
высокой температуры и углекислого газа. Образованные за счет дистилляции легкие
фракции нефти переносятся в область впереди теплового фронта и, смешиваясь с
исходной нефтью, играют роль оторочки растворителя.
В процессе прямоточного горения температура и профиль
насыщения флюидами в пласте развиваются согласно характерным зонам. Прямоточный
процесс ВГ включает: выжженную зону, содержащую окислитель (воздух); зону
горения, содержащую кокс; зону испарения (многофазную зону), содержащую пар,
газы, воду, легкие углеводороды: зону конденсации, или трехфазную зону,
содержащую нефть и газ; зону пласта, не охваченную воздействием (рисунок 2.23).
Рисунок 2.23 - Схема процесса прямоточного внутри пластового
горения (по Р.Х. Муслимову. 1999): а - температурные зоны в пласте, б - зоны
распространения процесса: 1,2 - нагнетательная и добывающая скважины; 3. 4,7.8
- зоны: соответственно выжженная, испарения, конденсации и пара; 5 - легкие
углеводороды; 6 - нефтяной вал; 9 - фронт горения
Зона 1. В этой области пласта фронт горения уже прошел,
она состоит практически из сухой породы без нефти. В порах фильтруется
окислитель. Температура в ней достаточно высокая, плавно увеличивается в
направлении вытеснения. По мере фильтрации в этой зоне происходит нагревание
закачиваемого окислителя за счет контакта с нагретым коллектором.
Зона 2. - зона горения и коксообразования. В ней
происходят высокотемпературные окислительные процессы, т.е. горение остаточного
коксоподобного топлива. Температура в этой зоне достигает своего максимального
значения, которая обычно составляет 350-600°С. В результате горения образуются
углекислый газ, окись углерода и вода. Тепло, выделяемое в процессе горения,
аккумулируется в следующей зоне и затем отдается потоку окислителя.
В лабораторных условиях установлено, что минимальное
количество горючего, которое необходимо для поддержания внутрипластового
горения, составляет 18-30 кг на 1 м3 нефтенасыщенной породы. Расход
воздуха на сгорание 1 кг топлива (кокса) составляет обычно 10-12 м3.
В зоне 2 под действием высокой температуры происходит
крекинг и окислительный пиролиз фракций нефти, которые не были вытеснены к
этому времени, с образованием жидких и газообразных продуктов с последующим
растворением в нефти впереди фронта горения. Из тяжелых остатков в результате
сложных термохимических реакций образуется коксоподобное вещество, которое
служит топливом для поддержания процесса внутрипластового горения, а
газообразные и жидкие углеводороды потоком газов горения и пара,
образовавшегося из реакционной воды, вытесняются в направлении фильтрации.
Углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти,
повышая их подвижность.
В зоне 3 происходит испарение воды, содержащейся в пласте
в свободном и связанном состоянии. При испарении воды с температурой в зоне
150-200°С происходит процесс перегонки нефти в потоке горячих паров воды и
газов. Поток способствует испарению при этой температуре более тяжелых фракций
нефти, чем при обычном кипении. Этими процессами определяется многофазность
зоны испарения, где одновременно присутствуют пар, газы, вода и легкие
углеводороды.
В начале зоны 4 происходит конденсация паров воды и
углеводородных газов, образованных в зоне 3. Конденсирующаяся влага образует
зону повышенной водонасыщенности. Кроме того, из сконденсировавшихся паров воды
может возникнуть оторочка горячей воды (вал горячей воды), которая вместе с
газообразными продуктами вытесняет нефть из пласта. Впереди оторочки (вала)
горячей воды, за счет конденсации газообразных углеводородов, образуется
нефтяной вал (зоны 5,6), который вытесняет первичную нефть в направлении
фильтрации жидкостей (рисунок 2.8).
При прямоточном горении ввиду малой теплоемкости
закачиваемого окислителя, основная доля выделившегося тепла остается позади
фронта горения и не участвует в процессе вытеснения нефти. Как видно из схемы
распределения температуры в пласте в процессе горения (рисунок 2.8а), впереди
фронта горения температура пласта довольно резко снижается, вплоть до пластовой
температуры, так как переброшенное потоками газа тепло расходуется на
нагревание породы и содержащейся в ней нефти. А позади фронта, наоборот, из-за
рассеивания тепла в окружающие пласт породы наблюдается плавное ее снижение.
Поэтому размер прогретой области впереди фронта существенно меньше, чем позади
фронта.
Итак, суммарный результат воздействия движущегося очага
горения на пласт складывается из многочисленных эффектов, способствующих
увеличению нефтеотдачи: образуются легкие углеводороды, конденсирующиеся в
ненагретой зоне пласта впереди фронта горения и уменьшающие вязкость нефти;
конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности (вал горячей
воды); происходит термическое расширение жидкостей и породы, увеличивается
проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов;
углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти,
повышая их подвижность; тяжелые осадки нефти подвергаются пиролизу и крекингу,
что увеличивает выход углеводородов из пласта.
В ходе теоретических и промысловых исследований установлено,
что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива
увеличивается, с увеличением проницаемости пород - уменьшается. В зависимости
от геолого-физических условий пласта расход сгорающего топлива может составить
10-40 кг на 1 м3 пласта, или 6-25% первоначального содержания нефти
в пласте. Проницаемость пористой среды незначительно влияет на механизм
горения, хотя требует повышенного давления нагнетания и увеличивает сроки
реализации процесса.
Опыт показывает, что при нагнетании в нефтесодержащий пласт
окислителей, могут протекать процессы низкотемпературного окисления (при t=
100-200°С), которые отличаются от рассмотренных тем, что в связи с пониженной
температурой процесс этот может охватывать значительные зоны пласта в более
короткие сроки. При длительных подачах окислителя в пласт в больших количествах
наступает самопроизвольное воспламенение нефти.
При нагнетании воздуха в пласт для поддержания процесса
горения, как правило, не весь кислород, содержащийся в воздухе, расходуется на
горение. Бакинскими исследователями (P.M. Мехтибейли, З.А. Султановым)
установлено, что часть окислителя может теряться на взаимодействие с породой,
что значительно увеличивает удельную потребность окислителя. Отношение
количества кислорода, участвующего в реакции внутрипластового горения, к общему
его количеству, введенному в пласт с нагнетаемым воздухом, называется
коэффициентом использования кислорода.
Коэффициент использования кислорода - важный показатель
эффективности процесса ВГ. Его снижение при прочих равных условиях приводит к
увеличению относительного расхода воздуха. По промысловым данным он колеблется
в пределах 0,5-0,98.
К сказанному добавим, что поскольку при ВГ тепловая энергия
образуется непосредственно в пласте, исключаются тепловые потери по стволу
скважин, которые имеют место при закачке теплоносителей. Кроме этого, при
внутрипластовом горении зона внутрипластового генерирования тепла перемещается
по направлению к добывающим скважинам, поэтому снижаются тепловые потери в
окружающие породы через кровлю и подошвы пласта.
Сухое внутрипластовое горение (СВГ). Это обычное
внутрипластовое прямоточное горение, в котором в нагнетательные скважины после
инициирования горения для его поддержания закачивается только воздух. Расход
воздуха на 1 т добываемой нефти, по данным практики, колеблется от 400 до 3000
м3.
Влажное внутрипластовое горение (ВВГ). Это разновидность
внутрипластового горения, позволяющего интенсифицировать разработку
месторождений с высоковязкими нефтями, увеличивая конечную нефтеотдачу. При
этом в нагнетательные скважины после создания устойчивого очага горения вместе
с воздухом или попеременно закачивают (в определенном соотношении) воду. При
этом вода, контактируя с нагретой породой, испаряется. Пар. увлекаемый потоком
воздуха (газа), переносит тепло в область, находящуюся впереди фронта горения.
Вследствие высокой теплоемкости воды, скорость конвективного переноса теплоты
водовоздушной смесью возрастает, потери теплоты позади фронта горения
сокращаются, количество необходимого воздуха на осуществление процесса
снижается в 2-3 раза по сравнению с сухим процессом горения.
Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и
воздуха составляет примерно 1-5 м3 воды на 1000 м3
воздуха, т.е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1:5)∙10-3
м3/м3 [3]. По данным ВНИИ, водовоздушное отношение должно
находиться в пределах 0,004-0,002 м3/м3. Конкретные
значения водовоздушного отношения определяются геолого-физическими и
технологическими условиями осуществления процесса.
Сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ).
Процесс является разновидностью внутрипластового горения,
осуществляемого при увеличении водовоздушного соотношения в закачиваемой смеси
воды и воздуха или в сочетании с заводнением. При этом тепловая энергия,
выделяемая при горении остаточного топлива в пласте, становится недостаточной
для испарения всей массы закачиваемой воды. В этом случае исчезает зона
перегретого пара, и температура в зоне реакции существенно снижается. Процесс
высокотемпературного окисления (горения) переходит в процесс
низкотемпературного окисления остаточного топлива.
При сверхвлажном горении утилизация кислорода улучшается, а
коэффициент использования топлива при достаточно высоком ВВО становится меньше
единицы, что связано с увеличением роли конвективного потока воды в процессе.
Процесс СВВГ протекает при температуре 200-250°С в отличие от влажного и сухого
горения, когда температура достигает 400-600°С и соответствует температура
насыщенного водяного пара. А скорость перемещения зоны генерации тепла при
сверхвлажном горении пропорциональна водовоздушному фактору и определяется
темпом нагнетания воды, а не воздуха. При сверхвлажном горении эта скорость
возрастает в несколько раз. С увеличением ВВО снижаются расходы сгорающего
топлива и воздуха.
Таким образом, процессу СВВГ характерно следующее: во всей
области теплового воздействия в фильтрующемся потоке жидкости присутствует
вода; экзотермические реакции, необходимые для поддержания процесса, протекают
в прогретой зоне; окислительные реакции происходят в низкотемпературном режиме;
полное вытеснение нефти после теплового фронта не достигается.
Технологический расчет по теме дипломного проекта
Дополнительный приток нефти в скважины, а, следовательно, и
дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости
призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый
раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее
проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в
процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного
пласта увеличивают за счет применения различных методов:
- химических (кислотные обработки),
- механических (гидравлический разрыв пласта
и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),
- тепловых (паротепловая обработка,
электропрогрев) и их комбинированием.
На промыслах применяют следующие виды тепловых обработок
призабойной зоны пластов: горячей нефтью, паром (паротепловая);
электронагревателями (электротепловая); термоакустическое воздействие;
высокочастотное электромагнитоакустическое воздействие.
Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том
случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько
видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину
горячих жидкостей; паротепловая обработка. Термокислотную обработку скважин
применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом
случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или
призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления
осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку
О температуре закачиваемой воды при вытеснении
высокопарафинистой нефти
Чтобы сохранить пластовое термодинамическое равновесие
температура закачиваемой воды на забоях нагнетательных скважин не должна была
быть ниже начальной температуры пластов и температуры насыщения нефти
парафином. Для того чтобы ответить на этот вопрос: достаточна ли была
температура закачиваемой в пласты воды, содержащие высокопарафинистую нефть,
были проведены расчеты возможной температуры воды на забоях нагнетательных
скважин с учетом фактических данных по месторождению Узень. Исходные данные и
результаты расчетов приведены в таблице 2.9. Расчетная максимальная температура
воды на забоях нагнетательных скважин
, (1)
где 
, 
при заданных значениях 
и 
;
(2)
В приведенных формулах 
и 
- температура соответственно закачиваемой
горячей воды на забое нагнетательных скважин, исходная температура холодной
воды перед нагревательной установкой (для всех горизонтов Ти
= 20оС), начальная пластовая, критическая пластовая температура, при
которой из нефти выпадает парафин (для всех горизонтов Тк =
50оС); 
- cоотношение плотности нефти и агента в поверхностных условиях, b - коэффициент увеличения объема нефти за
счет растворенного в ней газа или объемный коэффициент, 
- удельный расход топлива на единицу
объема горячей воды (= 0,008); х - минимальная
проницаемость отдельного слоя, промытого вытесняющим агентом, в долях средней
проницаемости всех эксплуатационных слоев; А2 - предельная
максимально допустимая массовая доля вытесняющего агента в дебите жидкости
добывающей скважины (А2=0,98); - коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего
агента (воды),
; (3)
- соотношение
вязкостей нефти и агента в пластовых условиях; К2 -
коэффициент вытеснения нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего
агента (К2 =0,62); 
- отставание теплового фронта от фронта вытеснения нефти агентом
(водой), которое надо учитывать при расчете теплового взаимодействия более
проницаемого слоя с менее проницаемым, отделенным непроницаемым прослоем;
- доля эффективной толщины в общей толщине нефтяного пласта; 
- доля поперечного сечения эффективной
толщины нефтяного пласта, занятая закачиваемой водой, равная произведению доли
пористости, начальной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения; 1,5 -
соотношение удельных теплоемкостей закачиваемой воды и пористой породы,
насыщенной нефтью и водой.
Таблица 2.9 - Исходные данные и результаты расчетов возможной
температуры воды на забоях нагнетательных скважин
|
Наименование
|
Горизонт
|
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
|
Начальная
пластовая температура, оС
|
57
|
60
|
64
|
64
|
66
|
|
Доля эф. толщ.
в общ. толщ. нефт. пл.
|
0,599
|
0,611
|
0,633
|
0,591
|
0,646
|
|
Доля поперечного
сечения эффективной толщины нефтяного пласта, занятая закачиваемой водой
|
0,1094
|
0,1053
|
0,1021
|
0,0864
|
0,0849
|
|
Пористость ср.
взв.
|
0,256
|
0,252
|
0,245
|
0,237
|
0,232
|
|
Нач.нефтенас.
ср. взв.
|
0,689
|
0,674
|
0,672
|
0,588
|
0,59
|
|
Расчетная
предельная максимально возможная доля вытесн. агента в продукции
|
0,956
|
0,964
|
0,964
|
0,962
|
0,959
|
|
Минимальная
проницаемость отдельного слоя, промытого вытесняющим агентом, в долях средней
проницаемости всех эксплуатационных слоев
|
0,33
|
0,30
|
0,30
|
0,31
|
0,32
|
|
Вязкость нефти
в пластовых условиях, мПа*с
|
4,24
|
3,2
|
3,17
|
3,49
|
3,89
|
|
Коэффициент
различия физических свойств нефти и вытесняющего агента
|
2,24
|
1,85
|
1,83
|
1,95
|
2,10
|
|
Соотношение
вязкостей нефти и агента
|
2,724
|
2,056
|
2,036
|
2,242
|
2,499
|
|
Плотность нефти
в поверх. условиях, г/м3
|
0,856
|
0,853
|
0,854
|
0,854
|
0,860
|
|
Плотность
агента (воды), г/м3
|
1,03
|
1,03
|
1,03
|
1,03
|
1,03
|
|
объемный
коэффициент
|
1,198
|
1,19
|
1,21
|
1,2
|
1,19
|
|
Соотношение
плотностей нефти и агента
|
1,442
|
1,437
|
1,459
|
1,447
|
1,426
|
|
1,398
|
1,211
|
1,189
|
1,258
|
1,342
|
|
Отставание
теплового фронта от фронта вытеснения нефти агентом (водой)
|
10,51
|
10,69
|
10,69
|
10,69
|
10,69
|
|
Расчетная
температура закачиваемой горячей воды на забое нагн. cкважин, оС
|
80,93
|
89,88
|
89,85
|
86,72
|
83,58
|
Результаты расчетов показывают, что температура воды на
забоях нагнетательных скважин должна составлять от +81-90 оС,
следовательно, на устье порядка 100оС (запроектированные
водонагревательные установки рассчитаны на 100оС) и производилась
закачка недостаточно подогретой воды - исследования скважин с целью определения
изменения пластовой температуры, замеры температуры на выходах нагревательных
установок и устьях нагнетательных скважин на месторождении Узень показали, что
закачивалась преимущественно горячая вода с температурой на выкиде печей +55-70
оС, температура на устьях скважин колебалась от +40 до 58оС,
температура на забое нагнетательных скважин +51-56 оС, тогда как
начальная пластовая температура по горизонтам характеризовалась значениями
пластовых температур, приведенными в таблице 2.10.
Вытеснение из пластов высокопарафинистой нефти закачиваемой
горячей водой
На многопластовых месторождениях с высокопарафинистой нефтью
с большой проницаемостной неоднородностью слоев-коллекторов снижение пластовой
температуры ниже температуры насыщения нефти парафином при закачке холодной воды,
может привести к выпадению парафина и прекращению фильтрации нефти в
относительно низкопроницаемых пластах. В связи с этим встает вопрос об
эффективности закачки горячей воды, ведь закачка горячей воды только тогда
имеет смысл, когда расход нефти (или газа в эквиваленте на нефть) на нагрев
воды меньше, чем возможные потери запасов нефти при закачке холодной воды.
Проведены теоретические расчеты с использованием фактических
данных по месторождению Узень. Исходные данные для расчетов приведены в таблице
2.10.
Для нагрева воды необходимо сжечь некоторую часть добытой
нефти или эквивалентное количество газа, при этом объем товарной продукции,
равный объему добытой нефти за вычетом сожженной, должен увеличиваться.
Критерий эффективности закачки горячей воды должен учитывать это
обстоятельство. Критерий эффективности закачки горячей воды характеризуется
следующими формулами:
, (4)
после некоторых преобразований критерий эффективности закачки
горячей воды принимает вид
, (5)
где х** - максимальное значение нормированной
проницаемости, у совокупности менее проницаемых слоев, подверженных воздействию
опасного изменения пластовой температуры DT*.
При вытеснении высокопарафинистой нефти закачиваемой холодной
водой происходит опасное изменение пластовой температуры DT* при котором возможно
выпадение парафина из нефти и застывание нефти, превращение ее в неподвижное
твердое тело.
Опасному изменению пластовой температуры DT*, соответствует вполне
определенная кратность промывки
(6)
Эта кратность промывки равна произведению расчетной кратности
промывки, которая могла быть при одинаковой подвижности вытесняющего агента и
нефти, и корректирующего коэффициента, учитывающего различие их подвижностей,
обычно более высокую подвижность вытесняющего агента
(7)
В приведенных формулах DTo=(Та-То) - максимально возможное изменение
пластовой температуры, наблюдающееся вблизи (на стенке) нагнетательной
скважины; To - первоначальная пластовая температура; Та
- температура закачиваемого в нефтяной пласт вытесняющего агента (закачиваемой
воды); vТ - отставание теплового фронта от фронта вытеснения нефти агентом
(водой), определяемое по формуле:
(8)
где D - доля
эффективной толщины в общей толщине нефтяного пласта; 
- доля поперечного сечения эффективной
толщины нефтяного пласта, занятая закачиваемой водой, равная произведению доли
пористости, начальной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения; 1,5 -
соотношение удельных теплоемкостей закачиваемой воды и пористой породы,
насыщенной нефтью и водой.
- расчетная средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости; К3
- коэффициент извлечения подвижных запасов нефти; F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов
нефти.
Величины К3 и F определены с учетом заданных значений 
- показателя послойной неоднородности по
проницаемости нефтяного пласта и А - расчетной предельной максимально
возможной доли вытесняющего агента в продукции нефтяного пласта в момент
прекращения эксплуатации добывающей скважины. Расчетная предельная доля агента А
определена по заданному значению А2 - предельной массовой
доле агента в продукции нефтяного пласта (А2 =0,98) с учетом- коэффициента различия физических свойств
нефти и вытесняющего агента (воды):
. (9)
Для случаев, когда = 1 и = 0,5, Y(x**) посчитаны по формулам:
и 
. (10)
Для других значений Y(x**) определены путем интерполяции и экстраполяции и приведены в
таблице 2.10.
Таблица 2.10 - Значения Y(x**)
|
Горизонт
|
Показатель
послойной неоднородности по проницаемости
|
Уравнение
|
Максимальное
значение нормированной проницаемости
|
|
13
|
= 1,32
|
Y (x**)
=0,1401705* - 0,044246
|
x** = 0,151
|
|
14
|
= 1,36
|
Y (x**)
=0,1262871*-0,0438983
|
x** = 0,137
|
|
15
|
= 1,16
|
Y (x**)
=0,1262051*-0,0438913
|
x** = 0,109
|
|
16
|
= 0,91
|
Y (x**)
=0,111643* - 0,0419126
|
x** = 0,062
|
|
17
|
= 1,71
|
Y (x**)
=0,1218743*-0,0434513
|
x** = 0,179
|
По известным значениям и Y(x**) определены значения х** и W(x**), где W(x**) - доля участия совокупности менее проницаемых слоев в общей
производительности пласта в начальный период, до начала обводнения добывающей
скважины. В этом случае:
, (11)
,
(12)
A = (1+x) e-x, (13)
, (14)
, 
. (15)
При этом критерий эффективности закачки горячей воды принимает
вид:
или 
.
Результаты расчетов приведены в таблице 2.11.
Таблица 2.11 - Результаты расчетов критерий эффективности закачки
горячей воды
|
Горизонт
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
|
Расчетная
предельная доля агента, А
|
0,952
|
0,960
|
0,960
|
0,957
|
0,954
|
|
Отношение
проницаемости рассматриваемого слоя к ср. проницаемости всех слоев, x
|
0,347
|
0,315
|
0,315
|
0,327
|
0,339
|
|
Расчетный
суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти, F
|
2,879
|
3,179
|
3,179
|
3,062
|
2,948
|
|
Коэффициент
извлечения подвижных запасов нефти, K3
|
0,845
|
0,858
|
0,858
|
0,853
|
0,848
|
|
 0,01040,00860,00550,00180,0143
|
|
|
|
|
|
|
 0,01710,01480,01490,01560,0164
|
|
|
|
|
|
|
Извлекаемые
запасы нефти, которые теряются при закачке холодной воды
|
3,53%
|
3,18%
|
2,03%
|
0,65%
|
4,97%
|
|
Количество добытой
нефти, которое сжигают для приготовления горячей воды
|
5,84%
|
5,49%
|
5,52%
|
5,59%
|
5,71%
|
Как видно из таблицы 2.11, критерий эффективности применения
горячей воды для вытеснения нефти не выполняется, при этом извлекаемые запасы
нефти, которые теряются при закачке холодной воды: 
; количество добытой нефти, которое
сжигают для приготовления горячей воды:
. (16)
. Закачка горячей воды началась в 2003 г.,
в мае 2010 г. был осуществлен полный переход на закачку горячей воды, и
прекращена закачка горячей воды в 2010 г. Таким образом, не были выполнены
проектные сроки перевода месторождения на закачку горячей воды.
. Оценка дополнительной добычи нефти
составила 16057 тыс. т., что составляет около 3,5% от извлекаемых запасов нефти
месторождения.
3. Результаты расчетов показывают, что температура воды на
забоях нагнетательных скважин должна составлять от +81-90 оС,
следовательно, на устье порядка 100оС (запроектированные
водонагревательные установки рассчитаны на 100оС) и производилась
закачка недостаточно подогретой воды - закачивалась преимущественно горячая
вода с температурой на выкиде печей +55-70 оС, температура на устьях
скважин колебалась от +40 до 58оС, температура на забое
нагнетательных скважин +51-56 оС.
. Рассчетами установлено, что извлекаемые запасы нефти,
которые теряются при закачке холодной воды составляют по горизонтам: 13 - 3,53%,
14 - 3,18%, 15 - 2,03%, 16 - 0,65%, 17 - 4,97%. Количество добытой нефти или ее
эквивалент, которое сжигают для приготовления горячей воды составляет по
горизонтам: 13 - 5,84%, 14 - 5,49%, 15 - 5,52%, 16 - 5,59%, 17 - 5,71%.
При отказе от применения закачки горячей воды увеличивается
суммарный отбор углеводородов на 1-3,5%, дополнительно усиливается значительной
экономией затрат на строительство дополнительных и ремонт существующих печей
для нагрева воды, а также значительным уменьшением технологических и
экономических потерь из-за коррозии водоводов, поскольку при холодной воде по
сравнению с горячей интенсивность коррозии уменьшается в 2-4 раза.
Расчет степени сухости пара и площади прогретой части по
месторождению Узень при нагнетании пара
Таблица 2.12 - Исходные данные для расчета по месторождению
Узень
|
1
|
Глубина
скважины
|
H
|
1150
|
м
|
|
2
|
Диаметр
скважины, м
|
dc
|
0,1683
|
м
|
|
3
|
Темп нагнетания
пара
|
qn
|
500
|
т/сут
|
|
4
|
Степень сухости
пара на устье
|
Xy
|
0,8
|
|
|
5
|
Температура
пара
|
Тп
|
250
|
0С
|
|
6
|
Средняя
начальная температура в скважине
|
15
|
0С
|
|
7
|
Скрытая теплота
парообразования
|
rn
|
1750
|
кДж/кг
|
|
8
|
Теплопроводность
окружающих скважину пород
|
λοп
|
8,1
|
Вт/(м-К)
|
|
9
|
Температуропроводность
окружающих скважину пород
|
 оп2,89· 10-6м2/с
|
|
|
|
10
|
Теплоемкость
горячей воды
|
св
|
4,2
|
кДж/(кг-К)
|
|
11
|
Толщина пласта
|
h
|
45
|
м
|
|
12
|
Коэффициент
охвата пласта процессом по толщине
|
η2
|
0,8
|
|
|
13
|
Плотность
пласта и окружающих его пород
|
 2600кг/м3
|
|
|
|
14
|
Теплоемкость
пласта и окружающих его пород
|
сп
|
0,85
|
кДж/(кг-К)
|
Требуется определить степень сухости пара на забое
нагнетательной скважины через 1 год (365 дней = 3,154 107 сек) после
начала закачки и площадь нагретой части пласта. Определим степень сухости пара
на забое нагнетательной скважины по формуле:
; (2.1)
где: 
; (2.2)
; (2.3)
X3 -
степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через время t
Тогда 
; (2.4)
(2.5)
Подставив в формулу (2.1) вычисленные значения, получим
(2.6)
Площадь прогретой части пласта определим по формуле
Маркса-Лангенхейма
;
(2.7)
где: qТ - темп подачи тепла в пласт, кДж/с;
еrfс - стандартное обозначение интеграла вероятности ошибок;
; (2.8)
; (2.9)
В методике Маркса-Лангенхейма использовали следующие
допущения:
1. Теплопроводность пласта в направлении, параллельном
напластованию, равна нулю, а в перпендикулярном - бесконечности.
2. Теплопроводность окружающих пород перпендикулярно к
пласту равна реальной теплопроводности пород, а параллельно пласту - нулю.
Подставляя значения, имеем
(2.10)
; (2.11)
;
erfc (0.053) = 0.112; (2.12)
(2.13)
Расчет с использованием компьютерных программ
|
Расчет с
применением Excel
|
|
период
|
d(t)
|
lnd(t)/dc
|
Xз
|
|
дни
|
секунды
|
|
|
|
|
365
|
31536000
|
38,186
|
5,42
|
0,549557
|
|
183
|
15811200
|
27,03
|
5,079
|
0,532743
|
|
90
|
7776000
|
18,96
|
4,72
|
0,512415
|
|
30
|
2592000
|
10,948
|
4,175
|
0,474874
|
|
10
|
864000
|
6,32
|
3,625
|
0,425545
|
|
1
|
86400
|
2
|
2,475
|
0,251556
|
Зависимость степени сухости пара от периода
Как видно из расчетов, применение пара увеличивает
нефтеотдачу пластов с высоковязкими узеньскими нефтями. Степень сухости пара
имеет оптимальное значение в период 1 года (365 дней). Площадь прогретой части
пласта увеличивается и составляет примерно 24 тыс. квадратных метров.
3. Экономическая часть
3.1
Технико-экономические показатели разработки месторождения
Экономическая оценка вариантов разработки проводилась в
соответствии с Основными правилами экономической оценки вариантов разработки
месторождений углеводородов (Единые правила разработки нефтяных и газовых
месторождений РК) и общепринятой мировой практикой, т.е. для оценки
экономической эффективности проекта использовалась методика анализа потоков
наличности.
Для целей проведения технико-экономических расчетов была
разработана модель, соответствующая условиям экономики предприятия и
действующей налоговой системы РК, на основе которой и проводилась оценка
экономической эффективности вариантов разработки объектов месторождения Узень.
В данном разделе приведен экономический анализ результатов
расчетов при прогнозе основных технологических показателей вариантов разработки
проекта.
В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на
операционные и текущие расходы, налоги и отчисления в специальные и другие
фонды, подлежащие вычету при налогообложении прибыли, и капитальные вложения,
необходимые для реализации данного проекта. Расчет произведен как для
определения суммы эксплуатационных затрат, валового дохода, так и
налогооблагаемой прибыли. Такой расчет необходим для предварительного
определения доходов государства и Заказчика проекта в случае реализации
рассматриваемых вариантов и выбора среди них - оптимального.
За интервал планирования принят промежуток времени,
соответствующий одному календарному году. Срок проекта - рентабельный период,
т.е. период безубыточной добычи до момента, начиная с которого чистый
недисконтированный доход (сальдо денежного потока) принимает только
отрицательные значения. Первым годом реализации проекта принят 2006 год.
Источником доходов настоящего проекта является реализация
добываемой на месторождении нефти. Объем реализации нефти по данным предприятия
принимается равным 98,7% от уровня добычи нефти.
Выручка от реализации продукции (нефти) рассчитана, исходя из
объемов реализации продукции и цен на УС принятых к расчету.
В соответствии с фактическими данными ПФ «Узеньмунайгаз» за
2005 г. нефть реализовывается в следующем порядке: 27% на внутреннем рынке
Республики Казахстан, 13% - в КТК (Каспийский трубопроводный консорциум) и 60%
- в дальнее зарубежье (по нефтепроводу «Узень-Атырау-Самара» и морским путем).
На внутренний рынок нефть поставляется как давальческое сырье на АНПЗ для
переработки с последующей реализацией нефтепродуктов. В связи с этим
предприятие несет расходы по уплате акцизов на бензин и дизтопливо, затраты по
процессингу и транспортировке нефти и нефтепродуктов, используемых на
собственные нужды. Попутный нефтяной газ после подготовки на КазГПЗ
используется на собственные нужды.
Цена нефти, принятая в проекте определена в соответствии с
фактическими ценами реализации нефти данным предприятием за 2005 год.
Проектируемая цена установлена на уровне 106,5 $/тонну (с НДС) при реализации продукции
на местном рынке, 450,5 $/тонну при реализации по направлению КТК и 347,6
$/тонну при реализации в дальнее зарубежье.
Затраты на транспортировку нефти так же как и цена
различаются от направления: на внутренний рынок - 22,3 $/тонну (с НДС), в КТК -
84,3 $/тонну, в дальнее зарубежье - 46,8 $/тонну.
Все стоимостные показатели, применяемые в расчетах, приведены
в текущих ценах с переводом национальной валюты тенге в доллары США для
упрощения дальнейших расчетов. Также принято, что на весь проектный период
обменный курс национального банка РК будет неизменным.
При расчете нормативов принят тот среднегодовой курс, который
соответствует тому году, по которому производится расчет норматива.
Предполагается, что на весь период расчета обменный курс национального банка РК
будет неизменным - 127 тенге за 1 $ США.
Инфляция при расчете не принималась во внимание, так как
увеличение затрат на одну и ту же величину не оказывает влияние на соотношение
издержек.
Приведение разновременных затрат и результатов к единому
моменту времени осуществляется путем приведения (дисконтирования) их к ценности
в начальном периоде. В качестве момента времени, к которому приводятся денежные
потоки, выступает год, предшествующий началу расчетов. Для данного проекта
приняты различные ставки дисконтирования 10, 15, 20%.
Показатели
экономической оценки вариантов разработки
При оценке экономической эффективности вариантов разработки в
работе использовались основные и оценочные показатели. К основным показателям
эффективности относятся:
- денежные потоки (чистый недисконтированный
доход / поступления);
- чистый дисконтированный доход /
поступления (NPV);
- индекс доходности (PI);
- период окупаемости капитальных вложений;
- рентабельный период (безубыточный период
добычи).
- К оценочным показателям относятся:
- капитальные вложения на освоение
месторождения;
- эксплуатационные затраты на добычу нефти;
- доход / поступления государства (налоги и
платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РК).
Технико-экономический
анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению
варианта разработки
Экономическая оценка проводилась в следующей
последовательности:
- базовый вариант - при существующем количестве
скважин и сложившейся системе и технологии разработки;
- по вариантам с бурением:
а) выбор наиболее экономически целесообразного варианта среди
вариантов разработки с использованием различного количества буровых установок,
и соответственно, различных темпов разбуривания месторождения и профилей
добычи;
б) с учетом рекомендуемого темпа разбуривания месторождения -
выбор наиболее технологически и экономически рационального варианта среди
вариантов разработки с различным порядком разбуривания месторождения;
- по вариантам с проведением геолого-технических
мероприятий и применением различных методов повышения нефтеотдачи и
интенсификации притока (проведение ГРП, РЦЗ, бурение горизонтальных и
многоствольных скважин, увеличение вязкости (загущение) закачиваемого агента).
Итак:
вариант 1 (базовый) предусматривает дальнейшую разработку
месторождения при использовании сложившейся системы разработки залежей.
- вариант 2 - выбор темпа разбуривания с проведением
комплекса ГТМ:
а - 150 скважин в год в течение 16-17 лет;
б - 180 скважин в год в течение 13-14 лет;
в - 248 скважин в год в течение 9-10 лет.
вариант 3 - выбор схемы разбуривания с учетом рекомендуемого
темпа бурения:
а - с 1 блока по 10 блок (схема 1);
б - с 3а блока на восток и с 4 блока на запад (схема 2);
в - полное разбуривание каждого блока поочередно для разны
НГДУ (схема 3);
г - частичное разбуривание одновременно нескольких блоков для
нескольких НГДУ (схема 4).
вариант 4 - рассмотрение возможных вариантов разбуривания
месторождения с учетом рекомендуемой схемы бурения:
а - рекомендуемая схема бурения + проведение ГРП;
б - рекомендуемая схема бурения при темпе бурения 152
скважины в год + проведение ГРП (текущий темп бурения на месторождении);
в - рекомендуемая схема бурения + проведение ГРП + проведение
мероприятий по технологии нанизывания низкопродуктивных пластов только для 13
горизонта (без 14 горизонта, как в варианте 4а).
вариант 5 аналогичен варианту 4а + РЦЗ;
вариант 6 аналогичен варианту 5 + строительство
горизонтальных скважин и скважин-елок;
вариант 7 аналогичен варианту 6 + закачка загущенного агента;
вариант 8 аналогичен варианту 7 + технология закачки водного
раствора ПАВ.
Анализ результатов расчетов технико-экономических показателей
при различных темпах разбуривания объектов и темпах отборов запасов показал,
что наиболее целесообразным является вариант 2в с темпом бурения 248 скважин в
год в течение 9-10 лет. В данном варианте чистые дисконтированные поступления
при различных ставках дисконта имеют более высокие значения, чем в вариантах 2а
и 2б, поэтому этот темп разбуривания рекомендуется для рассмотрения дальнейших
вариантов.
Выбор схемы разбуривания при рекомендуемом темпе ввода
скважин производился с учетом как экономической, так и технологической
эффективности, поскольку порядок разбуривания месторождения зависит от
множества факторов, не влияющих на экономические показатели, но определяющих
возможность качественной и своевременной реализации исполнения выбранного темпа
бурения. Это - рациональное размещение буровых станков на месторождении,
максимальное быстрое перемещение буровых станков с одной проектной точки
бурения на другую, обеспечение четкой организации работ, сокращения простоев в
процессе бурения, т.е. максимальное предотвращение всех возможных ситуаций,
приводящих к невозможности исполнения выбранного темпа разбуривания.
Сравнительный анализ технико-экономических показателей по
вариантам разработки с четырьмя различными схемами разбуривания показал, что
все четыре варианта укрупнено, имеют близкие объемы денежных поступлений
(вариант 3а: NPV_15% = 3651 млн.$; вариант 3б: NPV_15% = 3640 млн.$;
вариант 3в: NPV_15% = 3631 млн.$, вариант 3г: NPV_15% = 3513 млн.$),
поэтому выявить какой-либо порядок разбуривания с позиции экономической выгоды
весьма затруднительно. Тем не менее, более выгодным, с позиции небольшого
превышения денежных поступлений, является вариант 3а. При этом, вариант 3г
наиболее рационален с позиции суммарных объемов добычи, и достигаемого за
рентабельный период коэффициента извлечения нефти (вариант 3а: КИН = 39,13%,
вариант 3б: КИН = 39,12%, вариант 3в: КИН = 39,12%, вариант 3г: КИН = 39,24%).
К тому же реализация варианта 3г наиболее приемлема с позиции технологичности и
удобства исполнения, как буровых работ, так и работ по обустройству
месторождения. В результате анализа этих критериев, к реализации рекомендуется
схема разбуривания, предусмотренная вариантом 3г.
Далее, методы повышения нефтеотдачи и увеличения
производительности скважин, уменьшения обводненности рассматривались для
выбранного варианта 3г (темп бурения 248 скв/год). Но представлял особый
интерес вариант (4б) приближенный к текущему состоянию работ на промыслах
Недропользователя: бурение около 150 скважин в год и осуществление тепловых
методов воздействия.
Технико-экономические расчеты показали, что вариант 4а имеет
более высокий темп отбора запасов и проектный уровень добычи нефти, чем по
варианту 4б и хотя он, из-за более короткого срока разработки, проигрывает
варианту 4б по КИН, но по экономическим показателям он является
преимущественным (см. табл. 5.4).
Также технико-экономические расчеты выполнены по сопоставлению
двух таких вариантов как 4а и 4в. Этот вариант как технологически, так и
экономически проигрывает варианту 4а: КИН по нему достигается - 41,69%, по
варианту 4а - 42,29%; чистые денежные поступления при ставке дисконта 15% на
212 млн.$ меньше, чем в варианте 4а
Следующий этап экономической оценки - рассмотрение
интегрированных вариантов разработки 5, 6, 7 и 8, т.е. каждый последующий
вариант аналогичен предыдущему с добавлением к нему различных методов
увеличения нефтеотдачи.
При проведении экономической оценки по этим вариантам
использовался рекомендованный темп бурения 248 скважин в год (вариант 4а). Но
дополнительно с целью технико-экономического анализа были рассмотрены также
основные варианты разработки 5, 6, 7 и 8 и с темпом бурения 152 скважины в год.
Таким образом, при выборе рекомендуемого варианта разработки,
были рассмотрены вариант 1 (базовый) и 4 основных варианта: 1, 4а (3г+ГРП), 5
(4а+РЦЗ), 6 (5+ГС+СЕ), 7 (6+загущение), 8 (7+ПАВ).
Экономический риск оценивался анализом чувствительности основного
показателя эффективности, определяющего выбор рекомендуемого варианта и эффект
проекта - чистым дисконтированным поступлениям проекта (NPV) к изменению следующих
факторов, которые отражаются на оценке рентабельности проекта: объем добычи,
уровень цен на реализуемую продукцию, объем капитальных вложений в проект,
эксплуатационные затраты по проекту. В соответствии с принятыми нормами
руководящих документов нефтяной и газовой отрасли, расчеты были проведены при
изменении цен, затрат и добычи в диапазоне ±30%. Это позволило получить
доверительные интервалы для корректировки построенных номограмм к изменению
экономических условий.
Из приведенного графика на рисунке видно, что наибольшее
влияние на величину чистых дисконтированных поступлений недропользователя
оказывает неопределенность в отношении цен на нефть и изменение показателей
добычи нефти. Так, например, при снижении цены на нефть на 30% NPV при 15% дисконта снижается
c 5570,2 млн.$ до 2766,6
млн.$, а при снижении добычи нефти на 30% NPV при 15% дисконта снижается
c 5570,2 млн.$ до 3392,8
млн.$.
Рисунок 3.1 - NPV по основным вариантам за проектный рентабельный
период
Рисунок 3.2 - Сравнение экономических показателей по основным
вариантам за проектный рентабельный период
Рисунок 3.3 - Изменение величины NPV (15%) при отклонениях
исходных данных от проектных величин по рекомендуемому варианту. Вариант 7
3.2 Расчет экономической эффективности
В нефтегазодобывающей промышленности главным направлением
технического прогресса является совершенствование технологий добычи,
способствующее ускоренному росту объемов производства и улучшению качественных
показателей разработки нефтяных месторождений.
К методам увеличения нефтеотдачи пластов на месторождении
Узень относится тепловые методы воздействия. Сущноть его заключается в
увеличение нефтеотдачи.
Для определения ожидаемого эффекта от тепловых методов
воздействия на пласт найдем дополнительное количество нефти, которое получится
за все время работы скважины на повышенном дебите на рассматриваемый период.
Для этого зададимся продолжительностью эффекта Тэ=1 год, в течение
которого скважина работает со стабильным повышенным дебитом q2=3,5 тонн / сутки. Дебит
скважины до внедрения составляет q1=0,5 тонн / сутки. Коэффициент эксплуатации
скважины составляет Кэ=0,95.
Количество нефти, полученной за один год после внедрения
методов воздействия для одной скважины определим по формуле:
Q2 = q2·Тэ·Кэ
Q2 = 3,5·365·0,95 = 1213,625 тонн/год
Дебит за то же время без обработки скважины составил бы:
Q1 = 0,5·365·0,95 = 173,375 тонн/год
Определим общий прирост добычи нефти, полученной в результате
обработки по формуле:
ΔQ = Q2 - Q1
ΔQ = 1213,625 - 173,375 =
1040,25 тонн/год.
Расчет
эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия и о пределение
себестоимости единицы продукции
Эксплуатационные затраты после внедрения тепловых и методов
атрат по извлечению нефти, дополнительно добытой в текущем году.
В состав затрат, связанных с тепловым методом включаются
расходы по подготовительно-заключительным работам по скважине и расходы по
проведению соответствующих работ. Подготовительно-заключительные работы к
тепловым методом и пуск ее в эксплуатацию после этого, Непосредственно сам
тепловой метод связан с затратами на вызов и проезд соответствующей установки,
топливо, реагенты, необходимые реагенты компоненты, а также на амортизацию
оборудования.
Эксплуатационные расходы по тепловым методам можно выразить
следующей формулой:
З 1 = Зотб + Зпес + З
трансп + З топл + Aм,
где Зотб - затраты по оплате труда бригад,
задействованных в процессе мероприятия;
Зпес - затраты, связанные тепловыми воздействиями;
З трансп - транспортные расходы;
Зтопл - затраты на топливо;
Ам - амортизационные отчисления, приходящиеся на
одну скважино-обработку.
Затраты по оплате труда включают:
оплату труда бригад
подземного ремонта скважин;
оплату труда бригад по
исследованию скважин;
оплату труда бригад по
приготовлению раствора;
оплату труда бригад по
обслуживанию установки по закачке жидкости разрыва в скважину.
Определим себестоимость одной тонны нефти после обработки:
С2 = Зг / Q2 = 34617495,77 / 1213,625
= 28524,046 (тг)
Таким образом, себестоимость 1 тонны на конец года по
скважине составила 28524,046 тг/т.
Экономическая
оценка результатов теплового метода на месторождении Узень
В нефтегазодобывающей промышленности главным направлением
технического прогресса является совершенствование технологий добычи,
способствующее ускоренному росту объемов производства и улучшению качественных
показателей разработки нефтяных месторождений.
К методам увеличения нефтеотдачи пластов на месторождении
Узень относится тепловые методы. Сущность его заключается в увеличении
нефтеотдачи.
Определение
объема продукции после внедрения теплового метода воздействия
Для определения ожидаемого эффекта от теплового найдем
дополнительное количество нефти, которое получится за все время работы скважины
на повышенном дебите на рассматриваемый период. Для этого зададимся
продолжительностью эффекта Тэ=1 год, в течение которого скважина
работает со стабильным повышенным дебитом q2=3,5 тонн / сутки. Дебит
скважины до внедрения составляет q1=0,5 тонн / сутки. Коэффициент эксплуатации
скважины составляет Кэ=0,95.
Количество нефти, полученной за один год после внедрения
теплового метода для одной скважины определим по формуле:
Q2 = q2·Тэ·Кэ
Q2 = 3,5·365·0,95 = 1213,625 тонн/год
Дебит за то же время без обработки скважины составил бы:
Q1 = 0,5·365·0,95 = 173,375 тонн/год
Определим общий прирост добычи нефти, полученной в результате
обработки по формуле:
ΔQ = Q2 - Q1
ΔQ = 1213,625 - 173,375 =
1040,25 тонн/год.
Расчет
эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия и определение себестоимости
единицы продукции
Эксплуатационные затраты после внедрения мероприятия состоят
из расходов по проведению теплового метода затрат по извлечению нефти,
дополнительно добытой в текущем году.
В состав затрат, связанных с тепловыми методами, включаются
расходы по подготовительно-заключительным работам по скважине и расходы по проведению
соответствующих работ. Непосредственно сам тепловой метод связан с затратами на
вызов и проезд соответствующей установки, топливо, реагенты, необходимые
реагенты компоненты, а также на амортизацию оборудования.
Эксплуатационные расходы по тепловым методам можно выразить
следующей формулой:
З 1 = Зотб + Зпес + З
трансп + З топл + Aм,
где Зотб - затраты по оплате труда бригад,
задействованных в процессе мероприятия;
Зпес - затраты, связанные тепловыми воздействия;
З трансп - транспортные расходы на проведение
теплового воздействия;
Зтопл - затраты на топливо;
Ам - амортизационные отчисления ОПФ, приходящиеся
на одну скважино-обработку.
Затраты по оплате труда включают:
оплату труда бригад
подземного ремонта скважин;
оплату труда бригад по исследованию
скважин;
оплату труда бригад по
приготовлению раствора;
оплату труда бригад по
обслуживанию.
Таблица 3.2 - Годовые эксплуатационные затраты после
тепловых и комбинированных методов
|
Наименование
статей калькуляции
|
Сумма, тг
|
|
Электроэнергия
|
394486,379
|
|
Затраты на ППД
|
302333,406
|
|
Фонд оплаты
труда
|
2366179,2
|
|
Социальные
отчисления (31%)
|
733515,552
|
|
Амортизация
скважины
|
19297005
|
|
Сбор,
транспортировка и подготовка нефти
|
1091048,875
|
|
Текущий ремонт
|
3456180
|
|
Общепроизводственные
расходы
|
5804557,167
|
|
Внепроизводственные
расходы
|
138203,7421
|
|
Затраты по
проведению обработки
|
1033986,449
|
|
Итого
|
34617495,77
|
Определим себестоимость одной тонны нефти после обработки:
С2 = Зг / Q2 = 34617495,77 / 1213,625
= 28524,046 (тг)
Таким образом, себестоимость 1 тонны на конец года по
скважине составила 28524,046 тг/т.
Заключение
Развитие нефтяной промышленности зависит
от многих факторов и, прежде всего, от её ресурсной базы. При современном
уровне научно-технического прогресса из пластов извлекается в среднем лишь 35 -
40% геологических запасов нефти. Следовательно, большая часть «черного золота»
остается в недрах земли. Поэтому проблема повышения, как эффективности
разработки нефтяных месторождений, так и конкурентоспособности нефти и
нефтепродуктов на внешних и внутренних рынках является непростой задачей.
В настоящее время опережающий рост запасов
углеводородов путём новых открытий снизился. И не случайно постепенное снижение
добычи нефти. Это объясняется тем, что разработка крупных месторождений вступила
в позднюю стадию, а по многим - в завершающую фазу. Это привело к резкому
сокращению уровня добычи нефти и значительному усложнению процессов разработки,
а также удорожанию стоимости добываемой продукции.
Перечисленные факторы присущи и для
месторождения Узень, где добыто уже более половины извлекаемых запасов.
На месторождении Узень добыча нефти
осуществляется, за редким исключением, механизированным способом (ШГН) из-за
низкой пластовой энергии и высокой обводненности залежи (более 75%). В данных условиях
правильный выбор способа эксплуатации и выработка оптимального режима работы
скважин является важным фактором успешной разработки месторождения.
Основным фактором, обеспечивающим
увеличение добычи нефти, явилось внедрение современных методов разработка
технологии теплового воздействия пластов. Сюда входят закачка горячей воды и
ПАВ, закачка растворов полимеров, паротепловое воздействие и внутрипластовое
горение.
Проблема эксплуатации месторождения Узень
находится в тесной связи с разнообразием и сложностью геологического строения
нефтяных залежей, различием трудно воспроизводимых начальных термобарических
условий насыщения пород-коллекторов флюидами.
При проектировании разработки нефтяных
месторождений как залежей высоковязких нефтей, так и залежей маловязких
пластовых нефтей, насыщенных парафином, необходимо учитывать термодинамические
характеристики нефтей и пластовых систем, так как в них при повышении
температуры пласта снижается вязкость и увеличивается подвижность нефтей,
уменьшаются внутрипластовые гидродинамические сопротивления, что улучшает
приток флюидов к добывающим скважинам.
Список использованной литературы
1. «Справочная книга по добыче нефти» Ш.К.
Гиматудинов -1974 г.
. Методы прогнозирования развития нефтегазового
комплекса. О.П Желтков А.Б Золотухин издательство Москва «Наука» -1991 г.
. Разработка нефтяных месторождений Ю.П Желтков-
издательство «Недра»; 1986 г.
. Повышение производительности скважин. М.
1975 г.
Аммиян В.А., Аммиян А.В.
. Повышение производительности скважин. М.
1986 г.
Щуров В.И.
. Техника и технология добычи нефти. М. 1983 г.
. Журнал «Нефтяное хозяйство» №7. 1998 г.
8. Алиев Н.А.
Предотвращение загрязнения моря при разработке морских нефтяных месторождений.
- М.: Недра, 1987.
. Андерсен М.А.
Геологические исследования меловых отложений Северного моря. - Норвегия, 1995.
. Андерсон П.Д., Свендсон
М.У. Геологический отчет по датскому сектору Северного моря. - Копенгаген,
1962.
. Булатов А.И. и др.
Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. - М.: Недра, 1997.
. Гудфеллоу Р., Шассеро
Л. Освоение малых морских месторождений. - М.: Недра, 1990;
. Калугин М.В., и др.
Особенности бурения скважин в Северном море. - М.: ВНИИОЭНГА, 1980.
. Кесельман Г.С.,
Махмудбеков Э.А. Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении
нефти и газа. - М.: Недра, 1991.
15. «Общие правила охраны вод от загрязнения при
бурении и добыче нефти и газа на суше».
. Перчик А.И. Экономика освоения морских
месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1987.
17. Кесельман Г.С.,
Махмудбеков Э.А. Защита окружающей среды при
добыче, транспорте и
хранении нефти и газа. - М.: Недра, 1991.
18. Сулейманов М.М.
Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1980.
. Тайкулакова Г.С.
Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических
процессов. - А.: КазНТУ им. К.И. Сатпаева, 2000.
. Тронов В.П. Промысловая
подготовка нефти за рубежом. - М.: Недра, 1983.