Нестационарное заводнение в условиях Лянторского месторождения

В настоящее время весь нагнетательный фонд площади эксплуатируется в режиме нестационарного заводнения. Влиянием нестационарного заводнения охвачено большинство добывающих скважин.

К 1988 г., т. е. к моменту перевода на циклический режим работы как нагнетательных, так и добывающих скважин, отбор НИЗ составил по первому блоку 78,8 % при обводненности продукции 84,03 %, по второму блоку 73,8 % при обводненности 80,49 %. Период разработки блоков в нестационарном режиме характеризуется стабильными отборами жидкости и пониженными темпами роста обводненности продукции. Улучшилась динамика темпов отбора НИЗ от накопленной добычи нефти, а прирост активных извлекаемых запасов за период 1988-2002 гг. составил 3811,53 тыс. т по первому и 5044,11 тыс. т по второму блоку.

За 15 лет разработки в нестационарном режиме дополнительно добыто 3622211 т, в том числе 1784581 т по блоку 1, 1837630 т по блоку 2. За счет циклического заводнения текущая нефтеотдача повысилась на 1,6 %.

Из 346 скважин добывающего фонда первого блока к концу 1999 года из эксплуатации была выведена 41. Из оставшихся 305 двадцать были остановлены в период 2000-2002 гг. Это преимущественно высокообводненные скважины, по которым в 2000-2001 гг. положительного эффекта от нестационарного заводнения получить не удалось. Всего по рассматриваемому фонду добывающих скважин первого блока за период 2000-2002 гг. дополнительно добыто 160928 т нефти, в среднем 527 т на одну скважину.

Из 305 скважин в 191 (62,6%) в течение 2000-2002 гг. был получен положительный эффект от технологии нестационарного заводнения. В их числе 110 скважин из 139, работающих в режиме увеличения отборов жидкости. По этой группе получен основной прирост добычи нефти - 120853 т, или три четверти всего прироста по блоку 1. (см. таблицу 5)

По группе скважин, работающих в режиме ограничения отборов жидкости, положительный эффект за 3 года получен в 77 скважинах из 146, или 52,7%. В течение 2001-2002 гг. в большинстве скважин этой группы происходило снижение эффекта.

Как показал выборочный анализ по 115 добывающим скважинам (33% от всего фонда), аналогичная тенденция имеет место и по блоку 2.

Период разработки блоков в нестационарном режиме характеризуется стабильными отборами жидкости и пониженными темпами роста обводненности продукции (рис. 4)

Динамика дополнительной добычи нефти на блоке 1 и 2 различна. Если исключить сезонные колебания прироста нефти и перейти к годовым показателям, то прослеживаются следующие тенденции. Применение технологий НЗ на блоке 2 в первые три года привело к значительному приросту добычи нефти с максимальным значением в 1990 году. Затем наблюдается снижение эффекта вплоть до 1996 года, когда эффективность применяемых на блоке технологий НЗ снизилась более чем в 2 раза. На блоке 1 в этот период технологии НЗ менее эффективны по сравнению с блоком 2. Однако сам эффект на этом блоке более стабилен, более того, наблюдается слабый рост эффекта, так что, начиная с 1994 года, эффективность НЗ на блоке 1 выше, чем на блоке 2. Начиная с 1996 года наблюдается рост эффективности нестационарного заводнения на обоих блоках, который продолжается до 1998 года. Этот рост связан с перестройкой системы ППД, переводом ряда добывающих скважин под закачку, что привело к подключению к дренированию дополнительных нефтенасыщенных областей площади. После 1998 года наблюдается спад эффективности технологий НЗ. В период 2000 - 2002 гг. в 37,4% добывающих скважин в зоне воздействия НЗ имели место снижение эффективности технологии, уменьшение прироста добычи нефти.

Таблица 5 - Пример расчета дополнительной добычи нефти на Лянторском месторождении за счет нестационарного заводнения по блоку 1.

Рис. 4. Динамика текущих показателей разработки блоков 1 и 2 Лянторской площади

Блок 1: 1 - нефть, 2 - жидкость, 3 - обводненность.

Блок 2: 4 - нефть, 5 - жидкость, 6 - обводненность.

2.2 Уровень разработанности и проблемы в теории

Оценка эффективности разработки эксплуатационного объекта или отдельных проводимых на нём крупномасштабных и массовых мероприятий связана с решением обратной задачи разработки нефтяных залежей. В настоящее время для этого широко используют характеристики вытеснения. Однако имеются известные ограничения в их применении, связанные с возможностями статических методов в целом.

Характеристики вытеснения не отражают реально изменяющихся условий разработки залежи и более или менее удовлетворительно описывают только позднюю стадию эксплуатации. Основой практически всех известных методов, особенно нестационарного заводнения, является постоянство годовых отборов жидкости. Если задаваться другим законом, описывающим динамику отбора жидкости, то получаются более сложные эмпирические зависимости между добычей нефти, воды и жидкости.

В реальных условиях разработки объектов, когда высокодебитные скважины отключаются, годовой отбор жидкости не может сохраняться на постоянном уровне без проведения дополнительных мероприятий по интенсификации разработки. Такими мероприятиями могут быть увеличение депрессии на пласт, интенсификация системы заводнения, повышение предельной обводненности скважин, бурение дополнительных скважин. Следовательно, вариант доразработки длительно эксплуатируемого объекта, рассчитанный по одному из методов характеристик вытеснения, не может служить базовым вариантом разработки, поскольку требует сохранения на будущий прогнозируемый период уже сложившейся системы разработки и применяемой технологии эксплуатации скважин без проведения дополнительных мероприятий. Таким образом, извлекаемые запасы нефти, которые оцениваются традиционным способом по характеристикам вытеснения при постоянном отборе жидкости, не являются прямым следствием реализуемой системы разработки. Существующие многочисленные эмпирические методы характеристик вытеснения практически не применимы для решения обратной задачи разработки нефтяных залежей и оценки эффективности технологий нестационарного заводнения.

Предложен новый способ восстановления основных параметров эксплуатационных объектов по истории разработки и оценки эффективности мероприятий на основе аналитической методики расчетов показателей разработки залежей Лянторского месторождения. Суть его состоит в построении графической зависимости qн = f(Qн). Показатели qн и Qн рассчитываются по следующим формулам:

,

qн - годовая добыча нефти; qо - начальная добыча нефти; Кэ - коэффициент эксплуатации скважин; nд и nн - число соответственно добывающих и нагнетательных скважин; p - перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин; Qн - накопленная добыча нефти; Qo - начальные извлекаемые запасы нефти.

Если по фактическим данным разработки конкретного эксплуатационного объекта построить зависимость qн = f(Qн), то при прямолинейном ее характере можно определить потенциальные извлекаемые запасы нефти, а следовательно, коэффициент извлечения нефти (КИН). Это достигается экстраполяцией прямолинейных участков рассматриваемых зависимостей до пересечения с осью абсцисс Qн . Таким образом, определяются потенциальные извлекаемые запасы нефти на различные периоды разработки: к моменту начала внедрения нестационарного заводнения, моменту перехода к методу ИНФП и импульсному воздействию. Степень увеличения КИН в результате внедрения различных модификаций нестационарного заводнения определяется по формуле:

2 - К в · exp

где, но2 - КИН соответственно к моментам начала внедрения и перехода к различным технологиям нестационарного заводнения; Кв - коэффициент вытеснения; S1, S2 - плотность сетки скважин соответственно к моменту внедрения и после перехода к различным технологиям нестационарного заводнения.

На зависимости qн = f(Qн) довольно четко прослеживаются прямолинейные участки, начиная с раннего периода разработки. Это позволяет определить введенные и потенциальные извлекаемые запасы нефти до начала нестационарного заводнения. Из представленных зависимостей видна общая тенденция роста вовлеченных в разработку запасов нефти, характерная для всех рассмотренных объектов. Это прежде всего связано с масштабными мероприятиями, проводимыми непрерывно в процессе разработки залежей: бурение скважин, нестационарное заводнение и др. Однако, в определенные периоды, ограниченные прямолинейными участками рассматриваемых зависимостей, прироста извлекаемых запасов нефти практически не наблюдается, несмотря на бурение новых скважин. Следовательно, дополнительные скважины способствовали преимущественно интенсификации или поддержанию текущей добычи нефти.

По предложенной методике рассчитаны приросты КИН в результате внедрения нестационарного заводнения. Видно, что прирост КИН составляет 

2.3 Уровень разработанности и проблемы в практике

Метод нестационарного заводнения с переменой направления фильтрационных потоков в пласте является одним из эффективных гидродинамических способов увеличения нефтеотдачи и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти. Нестационарное заводнение осуществляется за счет попеременной работы нагнетательных и добывающих скважин по определенным программам, разработанным применительно к конкретным геолого-физическим условиям с учетом технических возможностей системы поддержания пластового давления (ППД). Для повышения эффективности нестационарное заводнение можно сочетать с обработками скважин, направленными на выравнивание профилей приемистости, изоляцию водопритоков и интенсификацию добычи.

В качестве объекта нестационарного воздействия рассматривались нефтяные залежи Лянторского месторождения, представленные песчаными слоисто-неоднородными пластами с хорошей гидродинамической связью между прослоями и выдержанные по простиранию. В результате выполненного критериального анализа имеющейся геолого-промысловой, геофизической информации и проектной документации были сделаны выводы о предпочтительности применения технологии нестационарного заводнения с точки зрения эффективности для различных геолого-промысловых условий и выделены следующие объекты: пласт АС10 Лянторского месторождения.

Участки для реализации нестационарного заводнения были выбраны на основе результатов анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, а также распределения остаточных нефтенасыщенных толщин.

Коллекторы представлены песчаниками серыми, буровато-серыми за счет нефтенасыщения, крупно-, средне-, мелкозернистыми и алевролитами крупнозернистыми, сцементированными глинистым цементом, участками с прослоями и линзами различной формы карбонатного песчаника, однородными или слоистыми.

Эффективность нестационарного заводнения зависит от правильного определения длительности циклов воздействия. На основе средней проницаемости опытного участка, найденной в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИС и исследования кернов, были рассчитаны средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка.

На основании информации о реакции добывающих скважин на изменение объемов закачки воды, результатах исследований по закачке индикаторов и технических возможностях системы ППД был определен полуцикл нестационарного воздействия с учетом вязкости пластовой нефти, пористости и проницаемости пласта, характерных для данного объекта. В результате расчетов было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта АС9 составляет 3,5 мес, или 107 сут. Технологические показатели закачки до начала применения технологии. Анализ показал, что суммарная закачка по всем скважинам КНС при проведении циклического заводнения (в период как первого, так и второго полуциклов) не будет превышать среднемесячную закачку при стационарном заводнении и проектную мощность КНС.

На основе анализа состояния разработки пласта АС9 Лянторского месторождения и полученных результатов расчета параметров реализации нестационарного заводнения был составлен график работы (пусков-остановок) нагнетательных скважин в соответствии с рассчитанной длительностью циклов. Для увеличения эффективности процесса нестационарного заводнения в скважинах системы ППД было запланировано проведение работ по перераспределению фильтрационных потоков (ПФП) и интенсификации приемистости с учетом имеющейся геолого-промысловой информации, включая данные ГИС-контроля.

Дополнительную добычу нефти, полученную в результате применения нестационарного заводнения в сочетании с обработкой призабойной зоны (ОПЗ фильтрационных потоков, оценивали: методом характеристик вытеснения, на основе анализа динамики текущей добычи нефти всех скважин участка и динамики добычи нефти единичных скважин участка.

Для изменения параметров работы всех добывающих скважин опытного участка в результате применения нестационарного заводнения для каждой скважины была построена динамика добычи нефти и обводненности. Применение нестационарного заводнения благоприятно повлияло на 29 скважин, стабилизировалась обводненность и снизился темп падения дебита.

В результате применения нестационарного заводнения восемь скважин, находившихся в простое в течение 2005 года, были введены в эксплуатацию с начала 2006 года. На 01.01.06г. в результате применения нестационарного заводнения было дополнительно добыто 18543 тонн нефти. Также следует отметить, что после проведения ОПЗ нагнетательных скважин обратными эмульсиями обводненность продукции окружающих добывающих скважин снизилась с 95,3 до 94,1%, а суммарная добыча нефти по окружающим добывающим скважинам возросла от 8617 до 10263 т/мес.

Таким образом, анализ результатов реализации первого полуцикла нестационарного заводнения на опытном участке Лянторского месторождения показал целесообразность применения этой технологии в сочетании с обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков.

Анализ применения нестационарного заводнения в сочетании ОПЗ на Лянторском месторождении показал эффективность выполненных мероприятий. Обводненность продукции стабилизировалась, добыча нефти увеличилась как по отдельным скважинам, так и по участку воздействия в целом, что подтверждает правильность выбора параметров реализации технологии на каждом опытном участке. Ранее для месторождения Лянтора была определена продолжительность полуциклов нестационарного заводнения около 15 суток. Однако этот срок требует существенных корректировок, и расчет параметров реализации технологии необходимо выполнять для каждого конкретно выбранного опытного участка. Отмеченное особенно важно на современном этапе развития нефтяной промышленности, когда в разработку вводится все больше месторождений с ухудшенными коллекторскими свойствами продуктивных пластов разукрупняются сетки скважин вследствие вывода скважин из добывающего фонда по причине обводненности или малой продуктивности; запроектированные системы сбора нефти и воды не соответствуют существующим в настоящее время форсированным темпам отбора жидкости; отсутствует возможность изменения режимов работы ЭЦН без привлечения бригад по ремонту скважин. Все эти вопросы, очевидно, должны учитываться уже на стадии проектирования системы разработки месторождений, чтобы в процессе их эксплуатации можно было оперативно устранять встречающиеся технические затруднения и повышать технико-экономические показатели и коэффициент извлечения нефти.

При реализации нестационарного заводнения на выбранных участках также отмечались затруднения технического характера, связанные с особенностями системы разработки месторождений и ППД: невозможность переброса закачиваемой воды с одних скважин на другие, остановка достаточно большого числа нагнетательных скважин, оперативное изменение режимов работы добывающих скважин и др. Это, несомненно, негативно повлияло на эффективность проведенных мероприятий.

Анализ результатов применения нестационарного заводнения на опытных участках показал, что эта технология может быть реализована на 36% разрабатываемых объектов Лянторского месторождения. Возможная дополнительная добыча нефти от мероприятий в сочетании с обработками скважин составит около 300-500 тысяч тонн в год.

2.4 Расчетная часть

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

И ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА.

Проектирование процесса закачки воды.

Дано:

Количество нефти, извлеченной из залежи Qнд = 19872 т/сут

Количество воды, извлеченной из залежи Qв = 8600 т/сут

Пластовое давление Pпл = 21 Мпа

Коэффициент растворимости газа в нефти б = 5 мі/(мі * Мпа)

Пластовая температура Тпл = 334,5 К

Объемный коэффициент нефти bн = 1,7

Объемный коэффициент воды bв = 1,01

Плотность дегазированной нефти снд = 891кг/мі

Плотность нагнетаемой воды св = 1008 кг/мі

Стоимость нагнетательной скважины Сс = 180000 руб

Коэффициент приемистости скважины Кпрм = 50 мі/(сут*Мпа)

Глубина скважины Lс = 2080 м

Время работы нагнетательной скважины t = 12 лет

КПД насосного агрегата з = 0,6

Коэффициент сверхсжимаемости z = 0,87

Расчет:

1. Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляем по формуле академика А. П. Крылова:

Pун = - (Рст - Рпл - Ртр),

где Сс - стоимость нагнетательной скважины, руб.;

- КПД насосного агрегата;

Кпрм - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, мі/(сут • МПа);

t - время работы нагнетательной скважины, год;

w - энергетические затраты на нагнетание 1 мі воды при повышении давления на 1МПа, кВт • ч/(мі •МПа) (w = 0,27)

Св - стоимость 1 кВт •ч электроэнергии, руб/(кВт • ч) (Св 0,015);

Рст - гидростатическое давление воды в скважине глубиной Lc' Мпа

Рст = 10 св gLc';

Рст = 10 •1008 • 9,81 • 2080 = 20,5 Мпа.

Pтр - потери давления при движении воды от насоса до забоя, Мпа;

Величину Pтр можно принять равной 3 Мпа,

Pпл - среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, Мпа;

тогда:

Рун = - (20,5 - 21 - 3) = - (20,5 - 21 - 3) = 3 + 3,5 = 6,5 Мпа.

Давление на забое нагнетательной скважины

Pзаб.н = Ру.н + 10 св gLc - Pтр;

Рзаб.н = 6,5 + 10 •1008 • 9,81 • 2080 - 3 = 24 МПа.

Необходимое количество закачиваемой воды Vв (в мі/сут)

Vв = 1,2 (Vнпл +Vг св пл +Vвпл),

Vнпл - объем добываемой нефти, приведенной к пластовым условиям, мі/сут;

Vг св пл - объем свободного газа в пласте при Рпл и Тпл, который добывается вместе с нефтью за сутки, мі/сут;

Vвпл - объем добываемой из залежи воды, мі/сут.

Объем нефти в пластовых условиях:

Vнпл = 10і Qнд bнпл /снд = 10і• 19872 · 1,7/891 = 37,92 ·10і мі/сут

Объем свободного газа:

Vг св пл = ;

Vг св пл = мі/сут

Объем воды:

Vвпл = 10і Qв bвпл/св = 10і • 8600 • 1,01/1008 = 8617 мі/сут.

Суточный объем закачки воды:

Vв = 1,2 (Vнпл + Vг св пл + Vвпл) = 1,2 (37920 + 4842 + 8617) = 61654 мі/сут.

Таким образом, для заданных условий суточный объем закачки составляет 61654 мі при давлении на устье скважины Ру.н = 21 МПа.

РАСЧЕТ ЧИСЛА НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН.

Дано:

Забойное давление Рзаб.н = 24 МПа

Объем закачиваемой воды Vв = 61654мі/сут

Пластовое давление Pпл = 21 МПа

Коэффициент приемистости скважины Кпрм = 50 мі/(сут*МПа)

Расчет:

1. Объем закачки воды в одну нагнетательную скважину:

qвн = Кпрм (Рзаб.н - Рпл) = 65 (24 - 21) = 195 мі/сут

2. Число нагнетательных скважин:

n = Vв/qвн = 61654/195 = 316

Таким образом, в данных условиях требуется 316 нагнетательных скважин.

2.5 Экологическая безопасность

При проведении работ по повышению нефтеотдачи должны строго соблюдаться общие требования техники безопасности, вытекающей из действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности. Главным загрязнителем окружающей среды при нефтегазодобыче являются выбросы в атмосферу газов и разлив нефти по поверхности воды. Однако, при помощи специальной техники этот вопрос стал решаться. Шестнадцать единиц нефтесборных скиммеров разной конструкции позволяют собирать нефть с водной поверхности различными способами в зависимости от той или иной ситуации. Оно очень эффективно для откачки нефти с поверхности озер и болот, но во время течения его эффективность резко снижается. Для решения этой проблемы используют три катера-нефтесборщика, оборудованных скиммерами. Также нефть оказывает вредное воздействие не только на воду, но и на недра земли. В этом случае грунт обезвреживают, а именно, а именно - производят утилизацию нефти. При осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды или газа на всех объектах системы - кустовые насосные станции, трубопроводы, скважины - должно быть организовано наблюдение за состоянием их исправности. Не допускается наличие утечек газа и воды. При обнаружении утечек газа все работы в зоне возможной загазованности должны быть прекращены.

Заключение

Анализ результатов применения технологий нестационарного заводнения показывает, что данные технологии широко использовались и используются поныне на месторождениях Западной Сибири, на Лянторском месторождении, в том числе и на залежах с повышенной вязкостью нефти. Отмечено, что эффект технологий выше на объектах, где система заводнения позволяет изменять направления фильтрационных потоков. Вместе с тем, отмечается, что на месторождениях, объекты которых находятся в поздней стадии и где технологии циклического заводнения длительное время находятся без изменения, нестационарный процесс постепенно приближается к стационарному, эффективность технологии падает. Поэтому необходимо дальнейшее развитие традиционных технологий НЗ, а также создание принципиально новых технологий нестационарного нефтеизвлечения.

Создание новых технологий должно основываться на солидной базе теоретических исследований и промысловых работ. Продолжение исследовательских работ в области нестационарных процессов фильтрации позволило сформулировать основные принципы развития технологий НЗ. Согласно результатам данной работы в первой и второй стадиях разработки месторождений лучше всего применять циклическое воздействие со стороны нагнетательных скважин, способствующее более активному заводнению низкопроницаемых коллекторов и застойных зон в областях пласта близких к зоне нагнетания воды. В третьей стадии разработки с приближением фронта заводнения к добывающим скважинам необходимо переходить на чередование отборов жидкости по добывающим скважинам и закачки воды по нагнетательным скважинам в противоположных фазах. В четвертой заключительной стадии разработки возможен переход на технологию постоянной закачки воды в нагнетательные скважины и чередующиеся отборы нефти по добывающим скважинам с оптимизацией забойных давлений и регулированием направления фильтрационного потока по площади.

Применительно к залежам нефти, находящимся в четвертой стадии разработки разработаны и промышленно испытаны новые технологии нестационарного нефтеизвлечения, которые дали положительные технологические и экономические эффекты.

Таким образом, развитие технологий НЗ на Лянторском месторождении продолжается, и их роль среди традиционных технологий нефтедобычи возрастает.

Список использованной литературы

1. Владимиров И. В. «Нестационарные технологии нефтедобычи. (этапы развития, современное состояние и перспективы)». Ведущие редакторы: Любимова Н.Е, Астахова А.Н. ( ОАО «ВНИИОЭНГ» Москва 2004 г.).

2. Акульшин А. И., Бойко В. С., Зарубин Ю. А. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». Под редакцией Игнатьева Н. Е. Издательство «Недра», 1989.

3. Исаченко В.М., Мишарин В.А, Сонич В.П., Самсоненко Д.В. (ТО "СургутНИПИнефть").

4. Технико-экономическая оценка методов воздействия на пласты месторождений ОАО "Сургутнефтегаз»

5. Р.Р.Шагиев, Р.Г.Шагиев (Академия народного хозяйства при Правительстве)

6. Повышение нефтеотдачи пластов, развитие профессионализма и новые образовательные стандарты.

7. Солодовников А.Ю., Ивачев И.В., Хатту А.А., Соромотин А.М. (ОАО "Сургутнефтегаз")

8. Этно-социальные и эколого-технологические особенности освоения Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз"

Размещено на Allbest.ru