Повышение коэффициента извлечения углеводородного сырья при разработке нефтяных и газокондесатных месторождений

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 24 Апреля 2013 в 18:29, реферат

Описание работы

Современные методы разработки неф-
тяных, газовых и газоконденсатных месторо-
ждений были научно обоснованы и внедрены
в середине прошлого столетия. В основу ме-
тодов извлечения углеводородного сырья
было положено поддержание пластового
давления путем нагнетания воды или газов в
пласт, в том числе сайклинг-процесс [1,2 и
др.]. Однако, несмотря на широкое примене-
ние этих методов, коэффициент извлечения
нефти не превышает 30% [3], а на газокон-
денсатных месторождениях до настоящего
времени извлечение ретроградного конден-
сата из пласта представляет большую про-
блему.

Скачать архив (260.96 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Файлы: 1 файл

034kalinina.pdf

— 276.43 Кб (Скачать файл)
Page 1
34
ПОЛЗУНОВСКИЙ АЛЬМАНАХ № 4
 /
 2 2011
 ПОВЫШЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОД-
НОГО СЫРЬЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И
ГАЗОКОНДЕСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
 Калинин А.Е. – аспирант, Семенякин В.С. – к.т.н., профессор
Астраханский государственный технический университет (г. Астрахань)
ООО «Наука и прогресс»
Современные методы разработки неф-
тяных, газовых и газоконденсатных месторо-
ждений были научно обоснованы и внедрены
в середине прошлого столетия. В основу ме-
тодов извлечения углеводородного сырья
было положено поддержание пластового
давления путем нагнетания воды или газов в
пласт, в том числе сайклинг-процесс [1,2 и
др.]. Однако, несмотря на широкое примене-
ние этих методов, коэффициент извлечения
нефти не превышает 30% [3], а на газокон-
денсатных месторождениях до настоящего
времени извлечение ретроградного конден-
сата из пласта представляет большую про-
блему. Попытки извлечь из пласта выпавший
в жидкую фазу конденсат путем закачки в
пласт отсепарированного осушенного газа к
желаемым результатам пока не приводят.
Тем не менее, очевидно, что низкая эф-
фективность существующих методов обу-
словлена, в основном, снижением пластового
давления ниже давления насыщения. При
выделении газа из нефти в свободное со-
стояние в пласте наблюдается резкое сниже-
ние дебита нефти, что можно объяснить по-
явлением газонефтяной смеси в призабойной
зоне пласта (ПЗП), препятствующей притоку
нефти в скважину.
Проведенные исследования этого явле-
ния на экспериментальной нефтяной скважи-
не 929 АГКМ, приведенные на рисунок 1, под-
тверждают это явление.
Рисунок 1 − Изменения среднего значения
плотности нефтегазовой смеси (ρ
 см
 ), пласто-
вого давлений (Р
 пл
 ) и газового фактора (Г
 ф
 )
при добыче нефти
То же самое говорят данные, приведен-
ные на рисунке 2, об изменении давления на
устье скважине 313 АГКМ при появлении сво-
бодного газа в ПЗП и в фонтанном подъемни-
ке.
Как видно из рисунке 2, в последние 12
часов в скважину поступала нефть с раство-
ренным в ней газом, который выделялся из
нее при снижении давления в насосно-
компрессорных трубах (НКТ) вблизи забоя
скважины, приводя к периодическим выбро-
сам нефти и поступлению газа в сепарацион-
ную установку.
Рисунок 2 − Изменение давления на
устье скважины 313при выделении свободно-
го газа
При этом, как только в НКТ начал посту-
пать газ, выделившийся в свободное состоя-
ние в ПЗП, давление на устье скважины Р
 тр
 за 7 часов выросло с 5 до 11 МПА. Это объ-
ясняется тем, что при низкой скорости подъ-
ема газонефтяной смеси НКТ работает как
трубный сепаратор, в котором газ поднимает-
ся вверх и уходит из скважины, а нефть, не
успевая полностью дегазироваться, остается
в нижней части НКТ и скважине.
По замеренным дебитам нефти и газа и
поинтервальным замерам давлений в стволе
работающей скважины были рассчитаны
средние плотности смеси, представленные в
таблице 1.
При этом оказалось, что плотности сме-
си нефти и газа распределились следующим
образом: в верхней части НКТ в интервале 0–
500 м при работе скважины плотность смеси
оказалась в два раза больше плотности газа,
Page 2

ПОВЫШЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ПРИ
РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОНДЕСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ПОЛЗУНОВСКИЙ АЛЬМАНАХ № 4
 /
 2 2011
35
а в нижней - она была равна 512 кг/м
 3
 , что
примерно на 300 кг/м
 3
 меньше плотности де-
газированной нефти.
Исходя из данных замеров распределе-
ния плотности газонасыщенной нефти, можно
сделать вывод, что перед переходом на ра-
боту газом, вынос ее из скважины газом осу-
ществлялся практически только из верхней
части подъемника в виде пены, где интенсив-
но происходил процесс дифференциального
разгазирования.
Таблица 1− Распределение плотностей неф-
ти и газа в НКТ при работе скважины 313
 Дата изме-
рения
Н, м
∆Р, МПа
,
кг/м
 3
 11.06.92
24.06.92
10.07.92
500
1 000
1 500
3 895
500
1 000
2 000
3 895
3 895
1,44
1,02
4,83
4,58
0,73
1,95
5,45
1,84
8,41
288
402
322
512
146
195
272
466
216
 Действительно, через 13 дней работы
скважины распределение плотности газона-
сыщенной нефти в подъемнике уже было та-
ково, что вверху НКТ находился только один
газ плотностью 146 кг/м
 3
 , ниже – смесь газо-
насыщенной нефти плотностью195 кг/м
 3
 и
только в самом низу плотность смеси была
равна
466 кг/м
 3
 . Таким образом, процесс
дифференциального разгазирования проис-
ходит уже в ПЗП, как это видно на рисунке 3.
Рассматривая рисунок 2 можно также
отметить, что давление на устье скважины
возрастает с уменьшением плотности газо-
жидкостной смеси.
Подобная картина извлечения нефти на
режиме истощения пластовой энергии харак-
терна как для однородных, так и многопла-
стовых залежей и часто объясняется смыка-
нием трещин. Однако в приведенном приме-
ре смыкание трещин пласта не происходит,
они остались открытыми и по ним продолжа-
ет поступать газ из пласта в скважину при
полном прекращении дебита нефти.
Для увеличения коэффициента извлече-
ния нефти на Ванкорском месторождения
предлагается осуществлять добычу нефти с
помощью горизонтальных скважин, которые
позволят достичь больших темпов отбора
нефти и достигаемого КИН и занять лиди-
рующие позиции эффективности удельных
эксплуатационных затрат на добычу нефти не
только в ОАО «НК «Роснефть», но и в мире
[4].
–10.06.92 г.; ○ –11.06.92 г.; ● –
24.06.92 г.
Рисунок 3 − Распределение плотности
смеси газа и нефти в стволе скважины по да-
там исследований в зависимости от давления
в интервалах замера
Однако имеющийся опыт разработки
нефтяных и газовых скважин позволяет ут-
верждать, что эффект от внедрения горизон-
тальных скважин за счет увеличения зоны
дренирования будет носить кратковременный
характер при форсированных режимах экс-
плуатации скважин. Эксплуатация горизон-
тальных скважин при низкой вертикальной
проницаемости или ее отсутствия приведет к
резкому сокращению дебитов уже после пер-
вых 5-7 лет эксплуатации скважин. При этом
нефть, расположенная в трещинах и порах
пласта, имеющих более высокую пористость,
но отрезанных от зоны дренирования тонкими
непроницаемыми прослойками, останется в
хорошем коллекторе не извлеченной.
В связи с вышеизложенным предлагает-
ся новая технология добычи нефти, разрабо-
танная на основе проведенных промысловых
исследований на скважинах АГКМ, а также
на месторождении Гойт-Корт. По предлагае-
мой новой технологии продление фонтанного
способа добычи нефти необходимо осущест-
влять нагнетание газа в законтурную часть
залежи, а не воду, как это принято по тради-
ционной схеме поддержания пластового дав-
ления. При равенстве объемов отобранной
нефти и нагнетаемого газа будет достигаться
максимальный КИН.
Page 3

КАЛИНИН А.Е., СЕМЕНЯКИН В.С.
36
ПОЛЗУНОВСКИЙ АЛЬМАНАХ № 4
 /
 2 2011
Предлагаемая идея нагнетания газа
вместо воды позволит снизить вязкость пла-
стовой нефти, за счёт чего нефть будет об-
ладать большей подвижностью при её дви-
жении к скважине. Поскольку газ и нефть не
смешиваются с водой в пластовых условиях,
вода будет оттесняется газом от эксплуата-
ционных скважин в водоносный бассейн.
Действительно, законтурное нагнетание
воды приводит к стоку ее по крыльям складок
в водоносный бассейн, подстилающий неф-
тяную залежь. Внутриконтурное нагнетание
воды приводит к быстрому обводнению сква-
жин, расчленению залежи на водоносные и
нефтеносные участки, что приводит к остав-
лению нефти в залежи. К настоящему време-
ни эти факты для разработчиков стали оче-
видными. В этой связи появились предложе-
ния попеременно закачивать сначала воду, а
затем газ в пласт, который, по мнению разра-
ботчиков данной технологии, будет создавать
непроницаемый барьер на пути движения
нагнетаемой воды к скважине, полагая при
этом, что так будет происходить вытеснение
нефти из коллектора к добывающим скважи-
нам сплошным фронтом.
При закачке газа вместо воды последний
будет вытеснять нефть из коллектора к сква-
жине в зону дренирования и поднимать ее на
дневную поверхность фонтанным способом.
Таким образом, пласт и скважина будут пред-
ставлять единую систему течения нефти и
газа из пласта до устья скважины. Не вовле-
ченная нефть потоком газа, как и вода, под
действием сил гравитации будет опускаться
вниз, смешиваться с поднимающимся газом и
извлекаться из пласта опять же фонтанным
способом. Наиболее эффективным примене-
ние данного способа может оказаться на га-
зоконденсатных месторождения Вуктыл и
Уренгой для извлечения ретроградного кон-
денсата.
Для повышения эффективности разра-
ботки массивных залежей с большим этажом
нефтеносности предлагается нагнетать воду
в купольную зону пласта, которая, опускаясь
в водоносный бассейна, будет вымывать
нефть из коллектора, приподнимать ее над
собой, где будет смешиваться с газом.
Подобный характер течения был доказан
при эксплуатации скважин 313 и 929 АГКМ, на
которых вели добычу нефти методом грави-
тационного замещения.
Процесс разработки месторождения лег-
ко контролируется по изменению дебита
скважин, газового фактора и устьевого дав-
ления. В первую очередь будут загазовы-
ваться добывающие скважины, расположен-
ные вблизи нагнетательных скважин. При
этом газовый фактор будет резко увеличи-
ваться. В этом случае эти скважины должны
быть остановлены. Разработку месторожде-
ния следует продолжать до тех пор, пока все
скважины не перейдут на работу газом.
Предлагаемая технология извлечения
нефти, заключающаяся в поддержании фон-
танного способа эксплуатации скважин на
весь период разработки залежи, может быть
рекомендована к применению на старых об-
водненных месторождениях. Данная техно-
логия позволит заместить воду в пласте и
освободит защемленную в пласте нефть и
продолжить разработку залежи[4]. К концу
разработки в пласте останется только плё-
ночная нефть, капиллярно связанная с пес-
чаными гранулами коллектора.
Особенно остро стоит проблема извле-
чения нефти из нефтенасыщенных глин, в
которых нефть находится в запечатанном
состоянии между тонкими прослойками поро-
ды. Неизвлекаемых запасов нефти в глинах
значительно больше, чем на всех известных
месторождениях нефти мира, что можно объ-
яснить их повышенной пористостью при от-
сутствии проницаемости. Однако и на целом
ряде крупных месторождений часто также не
представляется возможным поддерживать
пластовое давление нагнетанием воды в
пласт, так как эти месторождения имеют по-
вышенную неоднородность, невысокие кол-
лекторские свойства пород и ограниченную
связь с законтурной зоной.
Так, из 73 залежей нефти в Оренбург-
ской области только 16 объектов 12 месторо-
ждений обладают приемлемыми экономиче-
скими показателями разработки. К
этой
группе
месторождений приурочено 35,3%
запасов законсервированных месторождений.
Промышленное освоение 25 нефтяных объ-
ектов 25 месторождений при существующей в
настоящее время экономической ситуации
является малоэффективным. С этой группой
связано 37.6% запасов законсервированных
месторождений. Остальные 32 объекта ха-
рактеризуются отрицательными экономиче-
скими показателями и их разработка при су-
ществующей технологии нефтедобычи не-
рентабельна [5].
В подтвержденных бурением случаях
наряду с продуктивной скважиной всегда
имеется вторая, пробуренная по восстанию
пласта, но не давшая притока жидкости или
газа, т.е. вскрывшая тот же пласт, в низко-
проницаемых разностях пород.
Page 4

ПОВЫШЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ПРИ
РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОНДЕСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ПОЛЗУНОВСКИЙ АЛЬМАНАХ № 4
 /
 2 2011
37
Например, только на одном из таких ме-
сторождений в Оренбургской области оцени-
ваемые запасы нефти составляют 2,4 млрд.
м
 3
 . Подобные месторождения обнаружены во
многих нефтегазодобывающих регионах, на
которых можно приступить к добыче нефти
методом гравитационного замещения.
Характерной особенностью открытия та-
ких месторождений является то, что они об-
наруживаются при применении тяжелых бу-
ровых растворов, когда забойное давление
превышает давление раскрытия трещин и
даже давление гидроразрыва пород. Интен-
сивные проявления при бурении скважин на
этих растворах побуждали буровиков к дос-
рочному перекрытию источника появления, а
геологов к поиску залежи нефти и газа в гли-
нах. Так было на Северном Кавказе, где на
одном из месторождений искали нефтяные
линзы в майкопских глинах, так было и на
других месторождениях. Во всех подобных
случаях при бурении скважин наблюдаются
следующие аномалии: при вскрытии низко-
проницаемых пород возникает интенсивное
поглощение бурового раствора, а при пуске
скважин отмечают начальные высокие де-
биты нефти, которые уже через несколько
часов прекращают работать.
Подобные ситуации встречаются и в за-
рубежной практике. Так, при проходке сква-
жины 22/30с в Центральном грабене Север-
ного моря возникли серьезные осложнения
при вскрытии верхнеюрских песчаников на
глубине 5418 м, содержащих залежи газа с
высоким наведенным давлением, которое
было обусловлено механическим контактом
породы и тяжелого бурового раствора и эк-
вивалентной скоростью циркуляции, нежели
притоком пластовых флюидов в скважину [6].
Данная проблема привела к потере 29 дней и
дополнительным затратам в 2,2 млн. фунтов
стерлингов, потребовался спуск 177,8 мм
промежуточной колонны.
Аналогичные осложнения имеют место
при бурении филипповского горизонта на Ас-
траханском газоконденсатном месторожде-
нии (АГКМ).
Так, при бурении скважин 313, 431 и 929
АГКМ, опасаясь открытого фонтанирования,
прекратили дальнейшее бурение в соответ-
ствии с проектом, спустили эксплуатацион-
ные колонны и перфорировали ее в интерва-
лах расположения нефтенасыщенных глин
филипповского горизонта после чего присту-
пили к их освоению фонтанным способом.
Результаты добычи нефти на скважинах 313
и 929 представлены на рисунках 1 и 2.
Убедившись, что нефть не притекает к
скважине уже через несколько часов работы
при снижении забойного давления ниже гид-
ростатического давления, тем не менее,
скважины продолжают бурить при проявле-
ниях и поглощениях тяжелого бурового рас-
твора, продолжая воспринимать эти ослож-
нения, как если бы они вскрыли продуктивный
пласт с АВПД.
В создавшихся условиях на скважинах
313 и 929 АГКМ приступили к эксперимен-
тальным исследованиям по организации до-
бычи из глин. Вначале попытались увеличить
депрессию на пласт с помощью глубинного
штангового насоса. Убедившись, что приток
нефти отсутствует, насос извлекли из сква-
жины, после чего приступили к исследовани-
ям добычи нефти способом гравитационного
замещения нефти водой.
Первые же испытания этого способа на
скважине 313 АГКМ подтвердили возмож-
ность добычи нефти методом гравитационно-
го замещения, располагая при этом единст-
венной гидродинамической связью с пластом
по внутреннему пространству НКТ, так как на
них был установлен пакер, перекрывающий
затрубное пространство. Таким образом, ис-
пытания должны были проводится в жестких
условиях, когда по НКТ надо было закачивать
воду, а затем осуществлять добычу нефти по
этим же НКТ при противоточном течении
нефти никогда ранее не встречавшиеся в ми-
ровой практике. После первой закачки 100 м
 3
 воды при
давлении нагнетания на устье
скважины 22 МПа через сутки из скважины
получили 150 м
 3
 нефти.
В течение последующих 3-х месяцев
было проведено еще 6 закачек воды с сум-
марным расходом 1880 м
 3
 и при этом было
добыто 650 м
 3
нефти. Убедившись в эффек-
тивности гравитационного способа добычи
нефти, аналогичные испытания начали про-
водить на скважине 929.
Проведенные промысловые исследова-
ния способа гравитационного замещения
нефти водой на скважинах 313 и 929 в самых
жестких условиях при наличии единственного
канала связи с пластов с помощью НКТ по-
зволили сделать следующие выводы:
1. Установлено, что добыча нефти из
нефтенасыщенных глин при отсутствии есте-
ственного притока нефти к скважине может
быть осуществлена методом гравитационного
замещения и вытеснения пластовой нефти по
трещинам пласта при противоточном течении
двух несмешивающихся жидкостей к забою
скважины и далее на дневную поверхность
Page 5

КАЛИНИН А.Е., СЕМЕНЯКИН В.С.
38
ПОЛЗУНОВСКИЙ АЛЬМАНАХ № 4
 /
 2 2011
фонтанным способом при давлениях, превы-
шающих давление раскрытия трещин;
2. При проведении экспериментальных и
промысловых исследований была установле-
на скорость гравитационного замещения,
давления смыкания и размыкания трещин и
оптимальный период гравитационного заме-
щения нефти водой;
3. С учетом практики борьбы с нефтега-
зопроявлениями, вызванными гравитацион-
ным замещением, сопровождаемого погло-
щением бурового раствора, необходимо про-
должить испытания по непрерывному извле-
чению нефти из нефтегазонасыщенных глин,
используя для этого трубное и затрубное
пространства.
Положительные результаты, полученные
в ходе проведенных исследований, позволя-
ют рекомендовать его к широкому промыш-
ленному внедрению добычи нефти во всех
случаях как из тектонически-экранированных
залежей, так и из залежей с трудно извле-
каемыми запасами.
Принципиальная новизна и актуальность
идеи подтверждается патентом [7].
 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сафонов Е.Н. Лозин Е.В. Методыувеличе-
ния нефтеотдачи: реальность, перспективы, науч-
ные проблемы. // Нефтяное хозяйство, 2003 г № 4,
с. 23-25.
2. Ширковский А.И. Разработка и эксплуата-
ция газовых и газоконденсатных месторождений.
М., Недра, - 1979, - 303 с.
3. Антоненко Д. А., Исламов Р.А., Ставинский
П.В., Яценко В.М., Системный подход при проекти-
ровании разработки Ванкорского месторождения.
Доклад на Российской нефтегазовой технической
конференции. Москва. – 2006. – 2006.
4. Семенякин В.С., Саушин А.З., Калинин
А.Е., Щипакин Р.С. Способ разработки нефтяной
или газоконденсатной залежи // Патент РФ №
2380528.
5. Пантелеев А.С.
и др. Геологическое
строение и нефтегазоносность Оренбургской об-
ласти // Оренбургское кн. изд-во. -1997. - 2 с.
6. Idelovici, Jean-Louis. Unusual well control
technigues 7 pay off. Drill, contract. t.49.,1993. -n4,
p.p.31-33.
7. Семенякин В.С., Суслов В.А., Щугорев В.Д.
Способ разработки тектонически экранированной
нефтегазовой залежи // Патент РФ № 2103487.

Информация о работе Повышение коэффициента извлечения углеводородного сырья при разработке нефтяных и газокондесатных месторождений