Исследование и научное обоснование перспективных технологий разработки заводненных нефтяных месторождений с использованием комплекса гидродинамических процессов

Актуальность проблемы.

Одной из важнейших особенностей развития нефтяной промышленности России и Татарстана является то, что в течение последних нескольких десятков лет основным методом воздействия на пласты большинства месторождений является метод заводнения. В результате к настоящему времени проблема рациональной разработки заводненных месторождений на поздней стадии стала одной из наиболее актуальных и значимых.

Большинство крупных месторождений Урало-Поволжья вступило в третью и четвертую стадии разработки. Резко возросла обводненность добываемой продукции. За последние десять лет обводненность в среднем по Татарстану увеличилась от 57 до 83%, при этом водонефтяной фактор составил около 5 м3/т [1].

В заводненных пластах содержится немалая доля остаточных извлекаемых запасов нефти, которые обеспечивают значительную часть текущей добычи. За последние 40 лет коэффициент извлечения нефти (КИН) по месторождениям России постоянно снижается: с 50% в 60-х годах до 36% в 2002 году, сокращаясь за каждое десятилетие на 3−4%. Оценки показывают, что увеличение их конечного коэффициента извлечения только на 1% сможет обеспечить прирост ежегодной добычи в России в объеме не менее 10−20 млн. т [1]. С другой стороны, приросты добычи нефти за счет открытия и ввода в разработку новых запасов нефти уже сейчас (а тем более в будущем) связаны, как правило, с труднодоступными районами севера Западной и Восточной Сибири. При этом новые месторождения имеют сложное геологическое строение, низкие начальные дебиты, а некоторые объекты — ухудшенные качества нефти.

В этих условиях для обеспечения эффективного извлечения остаточных запасов нефти необходимо как дальнейшее усовершенствование системы разработки и режима заводнения, так и более дифференцированное регулирование отборов жидкости, интенсификация отборов из водонефтяных и высокообводненных частей залежи и др. [2, 3, 4, 5, 6, 7, 8].

Процесс разработки месторождения определяется влиянием большого количества факторов, но в данной работе мы ограничимся рассмотрением некоторых важных из них, таких как поле давления и поле силы тяжести.

Опыт показывает, что на поздней стадии необходимо решать две основные задачи: обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов и ввод в эффективную разработку невырабатывае-мых, как правило, трудноизвлекаемых запасов. Для решения задачи наиболее полной выработки охваченных заводнением запасов основная роль отводится регулированию разработки [9, 10].

В связи с этим проблема совершенствования разработки заводненных месторождений приобретает особую актуальность.

Цель работы.

Повышение эффективности разработки заводненных нефтяных месторождений на поздней стадии.

Задачи исследований.

1. Изучение состояния проблемы и применяемых технологий эффективной доразработки заводненных месторождений.

2. Анализ и совершенствование системы размещения скважин и способов извлечения остаточной нефти.

3. Обоснование новых гидродинамических технологий регулирования дебита скважин с целью снижения обводненности.

4. Разработка новых принципов периодической эксплуатации скважин, использующих гравитационную сегрегацию,.

5. Разработка новых способов одновременной раздельной и поочередной откачки нефти и воды.

Методы решения задач.

Поставленные задачи решались на основе обобщения отечественных и зарубежных литературных данных, анализа опыта разработки и эксплуатации заводненных месторождений Татарстана. В работе использовались программы численного математического моделирования процессов многофазного течения флюидов Desktop-VIP, MatLab. При расчетах режимов работы скважин использованы программы MathCad, Excel и методы математической статистики.

Научная новизна.

1. Показано, что при отклонении интервалов вскрытия от проектных точек до 50 м (при сетке скважин 400×400 м и более) происходит снижение коэффициента нефтеизвлечения (на 0,5%). При этом попадание интервалов вскрытия в зоны с низкими коллекторскими свойствами приводит к повышению охвата пласта заводнением по сравнению с вариантом попадания интервалов вскрытия в зоны с высокими коллекторскими свойствами.

2. Определено, что в межскважинных зонах остаточная нефть сосредотачивается в верхней части пласта, причем центр скопления нефти находится на расстоянии 60−80% расстояния от источника заводнения между нагнетательной и добывающей скважинами.

3. Дано теоретическое объяснение явлению изменения обводненности скважин при изменении ее дебита. Показана роль неравномерного поля пластового давления в промытых и нефтенасыщенных зонах, образующегося в процессе эксплуатации залежи.

4. Получена зависимость обводненности продукции от дебита добывающей скважины и динамика накопленной добычи нефти для случаев обводнения как «высоконапорной» водой (из зоны пласта с повышенным пластовым давлением относительно давления из зоны притока нефти), так и «низконапорной» водой (из зоны пласта с пониженным пластовым давлением относительно давления из зоны притока нефти).

5. Найдены условия, при которых остановки обводненной скважины будут приводить к увеличению или сокращению отбора воды из пласта, определяющие режим эксплуатации (непрерывный или периодический) с точки зрения сокращения обводненности.

6. Получена зависимость между значениями обводненности продукции в НКТ и на забое скважины, притоком жидкости в скважину в начале и конце откачки и подачей насоса при нестационарном режиме откачки.

7. Получена зависимость между забойным давлением при непрерывной эксплуатации и пластовым давлением для скважин, которые можно перевести на периодический режим без потерь в добыче нефти по сравнению с ранее установленным режимом непрерывной эксплуатации.

Защищаемые положения.

1. Способы размещения, выбора профиля и направления горизонтальных стволов скважин на заводненных месторождениях.

2. Критерии подбора скважин для регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента.

3. Критерии подбора скважин для их перевода на периодическую эксплуатацию в режиме «коротких подвесок» с накоплением нефти в стволе скважины.

4. Методика выбора вида геолого-технических мероприятий на скважине путем совместного использования карт изобар, карт заводненных объемов и карт линий тока.

5. Методика расчета режимов нестационарной откачки из скважин, устраняющая условия формирования очень вязких эмульсий, с сохранением их среднесуточного дебита.

Практическая ценность.

Автором исследованы и разработаны методики и способы разработки, позволяющие повысить коэффициент нефтеизвлечения, уменьшить затраты на бурение, добычу, подготовку и перекачку продукции скважин за счет сокращения бурения добывающих скважин, совмещения в одной скважине функций нескольких скважин, выбора оптимального профиля и направления горизонтальных скважин, уменьшения количества воды в добываемой продукции, устранения условий образования очень вязких эмульсий и сокращения энергозатрат, и, в результате, позволяющие продлить эффективную разработку нефтяного месторождения на поздней стадии.

К ним относятся:

1. Способ доизвлечения остаточной нефти из прикровельных частей пласта в зонах между добывающими и нагнетательными скважинами путем забуривания горизонтального ствола;

2. Способ размещения горизонтальных скважин с синусоидальным профилем, многократно вскрывающих пласт в точках нескольких эксплуатационных рядов, адекватного сетке, создаваемой вертикальными скважинами;

3. Критерии подбора скважин для регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента;

4. Способ эксплуатации скважин, выбранных по предлагаемому критерию, на периодическом режиме с накоплением нефти в стволе скважины;

5. Проведение геолого-технических мероприятий по добывающим скважинам согласно разработанной методики с последующим изменением режимов отборов;

6. Способ эксплуатации вертикальной скважины с боковым стволом с возвратом части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления без подъема ее на поверхность;

7. Эксплуатация осложненных скважин на режиме нестационарной откачки в условиях, где другие способы борьбы с образованием эмульсий оказываются малоэффективными;

8. Методические приемы рационального проектирования режима откачки по дифференцированному тарифу оплаты за электроэнергию (по од-носуточному циклу).

Часть результатов, полученных автором данной работы, была использована при проектировании доразработки заводненного участка Абдрахма-новской площади Ромашкинского месторождения. Техническая новизна предлагаемых способов разработки подтверждена 5 патентами РФ.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались автором на V межвузовской научно-методической конференции «Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, 2000 г.), на научно-практической конференции «Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений» (г. Казань, 2000 г.), на молодежных научно-практических конференциях ОАО «Татнефть» «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века» (г. Альметьевск, 2001 г. и 2002 г.), на конференциях молодых специалистов «Мы — геологи XXI века» (г. Казань, 2001 г. и 2002 г.), на научно-практической конференции ОАО АНК «Баш-нефть» «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан» (г. Ишимбай, 2002 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 16 работ, включая 11 статей, 5 патентов РФ на изобретения. В опубликованных работах автору принадлежит постановка задачи, сбор и обобщение материалов, вывод формул, проведение расчетов, создание гидродинамических моделей, анализ полученных результатов.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа содержит введение, четыре тематические главы, основные результаты и выводы, список литературы из 110 наименований. Объем работы составляет 153 страницы, в том числе 55 рисунков и 7 таблиц. Считаю своим долгом выразить глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., академику АН РТ Ибатуллину P.P., руководителям и коллегам по работе д.т.н. Фазлыеву Р. Т., к.т.н. Рамазанову Р. Г., к.т.н. Низаеву Р. Х., к.т.н. Хакимзянову И. Н. за ценные консультации и содействие в выполнении работы.

Выводы.

Источники экономического эффекта и области применения технологии перевода добывающих скважин на периодическую или нестационарную эксплуатацию с сохранением их среднесуточного дебита:

1. Экономия затрат на электроэнергию при сохранении среднесуточного дебита скважины за счет перераспределения нагрузок по зонам суток (например, в НГДУ Бавлынефть периодическая эксплуатация малодебитных скважин по ночному тарифу за 2000;2002 годы дала экономический эффект 1245 тыс. руб, при этом удельный экономический эффект в расчете на одну скважину составил 18 950 руб. Количество скважин, переведенных на ночной режим работы в данном НГДУ, превысило 130, при этом плановые задания по добыче нефти постоянно выполняются и перевыполняются).

2. Предупреждение образования стойких эмульсий, т.к. обводненность продукции, проходящей через насос, периодически меняется. Экономия: а) не нужно проводить промывки эмульсии, б) если скважины оборудуются делителями фаз — экономия на стоимости делителя фаз, стоимости подземного ремонта для его установки, в) уменьшается площадь поверхности, на которой может отлагаться парафин, так как делитель фаз представляет собой набор концентрических труб, образующих в совокупности сифон, с достаточно малыми кольцевыми зазорами.

3. Известно, что делитель фаз перестает выполнять свою функцию при дебитах, превышающих некоторые критические значения, например, для девона -28 м3/сут, для нижнего карбона 7 м3/сут, для среднего карбона 5 м3/сут [110]. Изменение же обводненности на приеме насоса при нестационарной и периодической эксплуатации происходит всегда.

4. Нестационарная эксплуатация не допускает замерзания устьев обводненных добывающих скважин и выкидных линий в зимнее время. Замерзание может происходить в случаях, где есть условия для отстоя и накопления воды неглубоко от поверхности. В таких условиях не требуется теплоизоляции выкидных линий скважин.

Заключение

.

Результаты проведенной работы можно кратко резюмировать следующим образом:

1. Установлено, что применяемые технологии разработки не позволяют достаточно эффективно извлекать остаточные запасы нефти. Среди проблем, возникающих при разработке заводненных нефтяных месторождений, важное место занимают неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой, образование языков обводнения, добыча больших объемов попутной воды, а также неопределенность распределения остаточных запасов нефти по объему пласта.

2. Показана возможность создания системы разработки горизонтальными скважинами с синусоидальным профилем, многократно вскрывающими пласт в точках нескольких эксплуатационных рядов, адекватной рядной сетке, создаваемой вертикальными скважинами.

3. Показано, что при отклонении интервалов вскрытия от проектных точек до 50 м (при сетке скважин 400×400 м и более) происходит некоторое снижение коэффициента нефтеизвлечения (на 0,5%), что существенно. При этом попадание интервалов вскрытия в зоны с низкими коллекторскими свойствами приводит к повышению охвата пласта заводнением по сравнению с вариантом попадания интервалов вскрытия в зоны с высокими коллекторскими свойствами.

4. Установлено, что в конце разработки остаточная нефть сосредотачивается в верхней части пласта, причем центр скопления нефти находится на расстоянии 60−80% расстояния от источника заводнения между нагнетательной и добывающей скважиной.

5. Установлено, что причиной зависимости обводненности от дебита скважин является неравномерное поле пластового давления в промытых и в нефтенасыщенных зонах, создающееся в процессе разработки залежи. Теоретическое объяснение этого явления подтверждено расчетами на гидродинамических моделях.

6. Установлено, что при обводнении скважины закачиваемой или смешанной водой, поступающей из области пониженного пластового давления (например, в условиях недостаточной компенсации отбора закачкой), целесообразно снижение дебита этой скважины, поскольку оно приведет к снижению обводненности ее продукции. При обводнении скважины закачиваемой или смешанной водой, поступающей из области повышенного пластового давления (например, при превышении закачки над отбором жидкости), целесообразно увеличение дебита данной скважины.

7. Предложены способы снижения обводненности продукции залежи, основанные на регулировании дебита скважин, при сохранении отбора нефти. Выработаны критерии подбора скважин для изменения объемов отбора и закачки, разработана методика анализа и принятия решения об изменении режима их работы.

8. Проведено моделирование процесса накопления нефти или воды в стволах простаивающих скважин. Выработаны критерии и предложена методика подбора скважин, допускающих осуществление технологии «коротких подвесок» с периодическим отбором нефти.

9. Предложен критерий выбора геолого-технического мероприятия для снижения обводненности продукции скважины, основанный на анализе распределения пластового давления между источниками поступления разных флюидов в скважину, т. е. между заводненными и невыработанными участками залежи.

10. Показано, что по зависимости водонефтяного фактора от общего отбора жидкости можно определить, какой водой обводняется скважина — приходящей из зон пласта с повышенным пластовым давлением относительно давления из зоны притока нефти или приходящей из зон пласта с пониженным пластовым давлением.

11. Предложен способ разработки обводненной нефтяной залежи, позволяющий совместить функции добывающей и нагнетательной скважин с возвратом части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления (ППД) без подъема ее на поверхность.

12. Получена зависимость между значениями обводненности в НКТ и на приеме насоса, притоком жидкости в скважину в начале и конце откачки и подачей насоса. Показано, что путем изменения параметров режима перио дической откачки можно вывести обводненность продукции в НКТ за пределы образования очень вязких эмульсий.

13. Показано, что путем увеличения максимальной депрессии при периодической откачке и варьирования временами откачки и накопления можно ежесуточно отбирать такое же количество жидкости, как и при непрерывной. Получено соотношение между забойным давлением при непрерывной откачке и пластовым давлением, позволяющее выявить скважины, которые можно перевести на периодическую откачку без снижения дебита.

14. Сформулированы методические приемы расчета параметров нестационарной откачки при использовании дифференцированного тарифа на электроэнергию, позволяющие сократить затраты на электроэнергию при сохранении среднесуточных отборов нефти.

15. Предложенные технические и технологические решения по совершенствованию разработки заводненных нефтяных месторождений позволили снизить обводненность продукции залежи, повысить коэффициент неф-теизвлечения. Расчеты, проведенные для опытного участка месторождения, показали, что бурение скважины с синусоидальным профилем позволит увеличить накопленную добычу нефти на 650 тыс. т, а срок эксплуатации данной скважины увеличится на 7 лет. Бурение бокового горизонтального ствола по предлагаемому способу приведет к повышению КИН, а годовая добыча этой скважины составит 1,1 тыс. т нефти. Применение способа регулирования де-битов на одном из мелких месторождений РТ позволяет снизить добычу воды на 22,2 тыс. м3 при сохранении добычи нефти на прежнем уровне по сравнению с базовым вариантом.

Предложенный способ внутрискважинного сброса попутной воды позволяет снизить обводненность продукции на устье скважины, а нестационарная откачка устраняет условия образования очень вязких эмульсий в НКТ не требует дополнительного оборудования на приеме насоса. Разработанная методика выбора скважин для периодической эксплуатации позволяет сохранить отбор нефти на том же уровне, что и при непрерывной.