ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

6.Тепляков Е.А. Модернизация ГРР и ВМСБ ХМАО-Югры никому не нужна? // Нефтегазовая вертикаль. – 2010. №23-24. – С.48 -51.

7.Толстолыткин И.П. Разработка нефтяных месторождений ХМАО-Югры. Состояние и пути совершенствования //Нефтегазовая вертикаль. – 2010. №23-24. – С.52 -58.

8.Муслимов Р.Х. Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в поздней стадии // ВЕСТНИК ЦКР РОСНЕДРА. – 2008. - №1. – С.1218.

9.Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В. Использование запасов нефти на месторождении ХАМО-ЮГРЫ // Наука и ТЭК. – 2012. - №4. – С.26-28.

10.Саранча А.В. Саранча И.С. Анализ разработки месторождений ХМАОЮгры с позиции их стадийности // Академический журнал Западной Сибири. – 2014. -

№1. – С.126-128.

АНАЛИЗ УСИЛЕНИЯ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

НЕФТИ ПЛОЩАДНЫМИ СИСТЕМАМИ

Евдокимова А.С., Синцов И.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Применение площадных систем заводнения позволяет эффективно разрабатывать неоднородные низкопроницаемые терригенные коллектора Западной Сибири, к которым относятся, например, юрские отложения. Одним из важных вопросов при проектировании систем разработки является выбор соотношения добывающих и нагнетательных скважин. Наибольшее распространение получили пяти, семи- и девятиточечные обращенные системы разработки, при этом в девятиточечной системе на одну нагнетательную скважину приходится три добывающих. Это не позволяет в полной мере компенсировать отборы жидкости из пласта, что может привести к падению пластового давления. Для увеличения объемов закачки в пласте проводят мероприятия по интенсификации (ГРП, ОПЗ), либо увеличивают давление закачки до давления разрыва породы. Это приводит к неравномерности закачки и преждевременному обводнению отдельных добывающих скважин, поэтому уменьшается экономическая эффективность проекта.

Вопрос о необходимости усиления системы заводнения в системах, где может отмечаться недокомпенсация отборов, неоднократно поднимался Закировым С.Н. [2]: «При прочих равных условиях эффективность, результативность системы заводнения зависит от типа добывающих и нагнетательных скважин, от местоположения и соотношения количества добывающих и нагнетательных скважин, от взаимной согласованности добывных возможностей эксплуатационных скважин и приемистости нагнетательных скважин».

В нашей работе рассматривается вопрос эффективности усиления системы заводнения для обеспечения необходимой компенсации отборов

171

на примере верхнеюрских пластов Западной Сибири. Как было сказано ранее, такая проблема чаще всего встречается при разработке по обращенной девятиточечной системе. В таком случае текущая компенсация не превышает 80-90%. Для проведения расчетов использовался гидродинамический симулятор TempestMore 7.0.Была создана секторная модель с характерными для верхнеюрских отложений геолого-физическими характеристиками. Основные параметры модели:

Был сформирован один девятиточечный элемент, располагающийся в центральной части пласта. Окружающие добывающие и нагнетательные скважины добавлены для учета взаимовлияния скважин в сформированной системе разработки. В представленной работе для оценки добычи нефти, закакчки, а также накопленной компенсации рассматривались только скважины центрального элемента с учетом взаимовлияния с соседними элементами.

Предварительные расчеты показали, что в варианте без стимуляции нагнетательных скважин, не удается добиться полной компенсации отборов. В связи с этим были сформированы несколько вариантов с различными способами усиления системы заводнения:

1)вертикальная нагнетательная скважина,

2)вертикальная нагнетательная скважина с ГРП в начале разработки,

3)вертикальная нагнетательная скважина с ГРП через пять лет после начала разработки,

4)горизонтальная нагнетательная скважина,

5)вертикальная нагнетательная скважин с бурением через пять лет бокового горизонтального ствола.

Результаты расчетов представлены в табл. 1. Вариант 1 не обеспечивает полной компенсации отборов в центральном элементе. Накопленная компенсация по данному варианту составляет 81%, накопленная добыча нефти – 371 тыс.т. Во всех остальных рассмотренных вариантах за счет проведения дополнительных мероприятий удается добиться полной компенсации отборов. Накопленные показатели компенсации по вариантам 2- 5 составляют от 100% до 129%. Однако стоит отметить, что усиление системы заводнения приводит не к росту, а к уменьшению нефтеотдачи. Накопленная добыча нефти по вариантам 2-5 составляет 361-370 тыс.т. Наихудшими показателями при этом характеризуется вариант 4, по которому отмечалась наибольшая величина компенсации отборов. Интересно сравнить данный вариант с вариантом 5, где боковой горизонтальный ствол бурится только через пять лет после начала работы скважин. В этом случае накопленная добыча нефти практически соответствует варианту 1. Таким образом, высокая компенсация отборов в первые годы работы скважин может привести к негативным последствиям, связанным с преждевременным обводнением добывающих скважин.

172

	Показатели по вариантам			Таблица 1
Показатели	Накопленная	Накопленная	Накопленная	Накопленная
	добыча неф-	добыча жид-	закачка,	компенсация,
	ти, тыс.т	кости, тыс.т	тыс.м3	%
1 вариант	371	588	549	81
2 вариант	368	603	737	106
3 вариант	370	602	698	100
4 вариант	361	621	916	129
5 вариант	369	618	780	110

Рис. 1. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной компенсации по результатам гидродинамического моделирования

На рис. 1 отчетливо прослеживается, что в случае перекомпенсации отборов снижается нефтеотдача пласта, при этом даже вариант с компенсацией 100% характеризуется худшими показателями по сравнению с вариантом 1.

Аналогичное влияние перекоменсации на текущее значение коэффициента извлечения нефти ранее отмечалось при анализе закачки по блокам объекта БВ8Вынгапурского месторождения [1], однако на данном объекте показатели накопленной компенсации практически по всем блокам превышали 100%.

В нашей работе предлагается рассмотреть данное влияние на примере верхнеюрских пластов Ново-Покурского месторождения. Месторождение открыто в 1981 г., в промышленную разработку введено в 1987 г.

Разрез Ново-Покурского месторождения представлен породами доюрского фундамента и толщей осадочных пород мезо-кайнозойского возраста.Нефтеносность месторождения связана с пластами мегионской

173

свиты (пласты Ач-БВ8) и верхней подсвиты васюганской свиты (пласты ЮВ11, ЮВ12). Верхнеюрские коллекторы являются неоднородными, низкопродуктивными, что и обуславливает применение площадного заводнения. Основным по запасам является пласт ЮВ12, поэтому для дальнейшего рассмотрения выбран именно этот пласт.

Залежь пластовая, сводовая, с наличием литологических ограничений, характеризуется обширной чисто нефтяной зоной. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,9 м, пористость – 17%, начальная нефтенасыщенность – 0,61, проницаемость – 21,1 мД, расчлененность – 2,8, начальное пластовое давление – 28,6 МПа, давление насыщения – 12,1 МПа.

Пласт ЮВ12 разрабатывается по обращенной девятиточечной системе разработки. Накопленная компенсация в целом по пласту по данным истории разработки оценивается на уровне 93-94%, однако распределение компенсации отборов по элементам неравномерно. По отдельным элементам наблюдается существеннаяперекоменсация отборов (до 280%), в то время как по другим, наоборот, недокомпенсация (20-30%). Пласт разбурен не полностью, в разработку вовлечены только участки с наибольшими нефтенасыщенными толщинами на севере залежи.

Для анализа сбалансированности отборов и закачки были рассмотрены семьдесят сформированных элементов в пределах пласта ЮВ12, по которым рассчитаны показатели добычи нефти, жидкости и накопленной компенсации отборов. Для схематизации распределения накопленных показатели добычи нефти и компенсации отборов по элементам были построены две карты с распределением данных показателей.

На карте распределения накопленной компенсации выделено три группы элементов в зависимости от величины рассматриваемого показателя: менее 100%, 100-150%, более 150%.Было установлено, что в южной части разбуренного участка преобладают элементы с компенсацией до 100-150%, в то время как в северной чаще встречаются элементы с перекоменсацией отборов.

Аналогично выделены три группы на карте распределения накопленной добычи нефти: менее 100 тыс.т, 100-150 тыс.т, более 150 тыс.т. Здесь также прослеживается условное разделение на две зоны. В северной части накопленная добыча нефти по элементам в большинстве случаев не превышает 100 тыс.т, в то время как в южной части достаточно много элементов с накопленной добычей нефти более 150 тыс.т.

Существенных различий в геологическом строении между северной и южной зоной не отмечается. Обе зоны характеризуются схожими значениями проницаемостей и эффективных нефтенасыщенных толщин. Это говорит о том, что в зоне с высокой компенсацией отборов накопленная добыча нефти, наоборот, ниже. Для доказательства этого утверждения была построена зависимость между накопленной добычей нефти и накопленной

174

компенсацией отборов (рис. 2). На рисунке видно, что прослеживается достаточно отчетливая связь между данными показателями с коэффициентом детерминации 0,46 при аппроксимации логарифмической зависимостью. При этом, особенно интересным представляется факт возрастания накопленной добычи нефти при уменьшении накопленной компенсации на участке от 100% до 30%. Это может свидетельствовать о том, что недокомпенсация отборов для условий верхнеюрских коллекторов может быть предпочтительней перекомпенсации и даже компенсации на уровне 100%. Однако в случае недокомпенсации отборов будет происходить снижение пластового давления, что может негативно сказаться на величине конечной нефтеотдачи. С другой стороны, верхнеюрские коллектора, в основном, характеризуются низкими значениями давления насыщения, что позволяет допускать временное снижение пластового давления.

Рис. 2. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной компенсации отборов по элементам пласта ЮВ12

На основании полученных результатов можно сделать следующие выводы:

1)Применение обращенных девятиточечных систем разработки для условий верхнеюрских коллекторов не позволяет в полной мере компенсировать отборы закачкой.

2)Перекомпенсация отборов по отдельным элементам для достижения приемлемого показателя в целом по пласту отрицательно влияет на величину нефтеотдачи.

3)Усиление системы заводнения за счет проведения ГРП или бурения горизонтальной нагнетательной скважины в большинстве случаев позволяет достичь необходимых показателей компенсации, однако не приводит к увеличению нефтеотдачи.

4)При прочих равных условиях недокомпенсация отборов на ранних стадиях разработки верхнеюрских коллекторов предпочтительней

175

перекомпенсации и компенсации на уровне 100%. На поздних стадиях разработки перекомпенсациядопустима и не сильно влияет на конечную нефтеотдачу.

Список литературы

1.Брехунцов А.М., Балин В.П., Кильдышев С.Н. Основные тенденции разработки нефтяных месторождений, находящихся на территории Ямало-Ненецкого автономного округа // Горные ведомости. – 2004. - №2. – С. 68-75.

2.Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. – М.: – 2004. – 520 с.

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИННОВАЦИОННОГО ПРОТОЧНОГО УСТЬЕВОГО НАГРЕВАТЕЛЯ НАГНЕТАЕМОЙ ВОДЫ

Андрющенко А.Д., Сибирский федеральный университет, г. Красноярск

Согласно существующей классификации, на юго-востоке Западной Сибири существуют запасы нефти, относящиеся к категории трудноизвлекаемых. Во-первых, вмещающие нефть и газ продуктивные горизонты месторождений рассматриваемого региона представлены сложнопостроенными низкопроницаемыми карбонатными коллекторами, характеризующимися высокой трещиноватостью пород, неоднородностью и анизотропией пласта [1]. Во-вторых, по реологическим свойствам нефти месторождений характеризуются как тяжелые и высоковязкие. Эти факты наталкивают автора на вопрос: какое оборудование должно применяться на месторождениях, характерных по своей сложности для карбонатных коллекторов Западной Сибири? Данная статья является попыткой решения этого вопроса.

Высокая вязкость нефти — один из основных факторов, определяющих ее малую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эффективность извлечения. Вязкость нефти сильно зависит от температуры, которая в естественных условиях не всегда достаточно высока в пласте. Как показывают исследования и опыт разработки, для эффективного извлечения нефти вязкостью более 25—50 мПа-с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения ее вязкости. При нагревании нефти от 20—25 до 100—120°С вязкость ее может снижаться с 500—1000 до 5—20 мПа-с [2].

Т.к. нередко в карбонатных залежах содержится тяжелая высоковязкая нефть, общепринято, что наиболее эффективны в этом случае методы термического воздействия.

Наиболее распространенным термическим методом является вытеснение нефти паром (паротепловое воздействие) или горячей водой. Данный процесс предусматривает нагнетание заданного количества теплоносителя в пласт через нагнетательные и добывающие скважины. При этом

176

происходит создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин. Механизм извлечения нефти из пласта основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благотворно влияет на нефтеотдачу. В качестве рабочего агента применяется преимущественно пар и горячая вода [3].

Взаимодействие пара с карбонатными породами будет вызывать их разложение, сопровождающееся образованием углекислого газа, кальция, магния и др. Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать процесс вытеснения нефти паром, не исключена возможность засорения пористой среды образовавшимися твердыми веществами, т. е. снижения продуктивности пластов [4]. Кроме того, пар имеет низкую вытесняющую способность [5]. Следовательно, для карбонатных коллекторов в качестве теплоносителя нужно использовать горячую воду.

Тепловые методы могут использоваться на месторождениях с продуктивными пластами, залегающими до 1500 м. Это обусловлено тем, что при прохождении теплоносителя, разогретого на поверхности, через НКТ происходят потери тепла, которые примерно достигают 3-4% на каждые 100 м глубины [4]. К сожалению, часто продуктивные пласты тяжелой высоковязкой нефти залегают на глубине свыше 1500 м, а значит, использование приведенных методов для таких пластов неэффективно.

Рис. 1. Схема проточного устьевого нагревателя нагнетаемой воды 1 – нагревательная спираль; 2 – НКТ; 3 – термоизоляция

177

Для решения этой проблемы можно использовать инновационные проточные устьевые нагреватели нагнетаемой воды. При таком способе вода нагревается не на поверхности, а в устье, а значит потери тепла в НКТ сводятся к минимуму.

Схема работы следующая: холодная вода закачивается к устью на котором находится нагреватель. Проходя через него, вода нагревается до нужной температуры и закачивается в пласт. Нагрев происходит за счет электрической энергии. При циклах закачки в пласт холодной воды подвод тепла можно отключать. Также данный нагреватель может использоваться в добывающих скважинах для избежания парафинизации ствола скважины.

Нагреватель состоит из медной спирали, окружающей НКТ, теплоизоляции и кабеля. В качестве материала для спирали была выбрана медь, т.к. медь обладает высокой теплопроводностью. Спираль находится вне НКТ, а не внутри него, т.к. если спираль расположить внутри площадь проходного сечения значительно уменьшится и давление в этом месте будет низким, что может привести к отложению солей в месте установки нагревателя и эффекту кавитации.

Был произведен расчет основных габаритных характеристик нагревателя: диаметра проволоки спирали d и длины нагревателя l –, и расчет мощности нагревателя N. Исходными данными являлись температура воды до входа в нагреватель t0 = 20 ̊C, температура воды на выходе из нагревателя t = 95 ̊C, внешний диаметр НКТ dнар = 0,073 м, внутренний диаметр

НКТ dвн = 0,062 м, объемный расход воды Qнагн = 500 м3/сут.

Результаты расчетов показали, что при необходимом N = 1.86 МВт, диаметр проволоки спирали d = 6,6 мм, а длина нагревателя l = 11.94 м.

Данный нагреватель, в зависимости от вязкости добываемой нефти, пластового давления, нефтенасыщенности коллектора, толщины продуктивного пласта и неоднородности коллектора, способен повысить КИН с 6- 15% до 39% [6] для продуктивных пластов, залегающих на глубине свыше 1500 м. Это говорит о том, что разработка месторождений с карбонатными коллекторами и высоковязкой нефтью представляется более эффективной с использованием представленного оборудования. Оно может быть применено и к теригенным пластам, однако в них гораздо эффективнее закачивать не горячую воду, а нагретый до 200 ̊С пар. Это говорит о том, что нагреватель должен обладать большей мощностью, габаритами и конструкцией. Также, данный нагреватель может использоваться в добывающих скважинах для избежания парафинизации ствола скважины.

Список литературы

1.Ковешников А.Е. Формирование пород-коллекторов в доюрских карбонатных отложениях Западно-Сибирской геосинеклизы // Журнал «Известия Томского политехнического университета», 2012. – №1., С.132-137.

2.Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – Москва: «Недра», 1985. 245с.

178

3.Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти. – Краснодар: «Советская Кубань», 2000. 99с.

4.Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – Москва: «Недра», 1985. 262с.

5.Схаб М.Н. Обоснование термического воздействия на карбонатные пласты с высоковязкой нефтью месторождения Каяра Севера Ирака // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011. – №3., 453с.

6.Схаб М.Н. Обоснование термического воздействия на карбонатные пласты с высоковязкой нефтью месторождения Каяра Севера Ирака // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011. – №3., C.450-462.

ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМ ППД. ПОИСК ПОЛОЖЕНИЯ КНС ОТНОСИТЕЛЬНО НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Курин К.К., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Цель оптимизации может быть достигнута различными путями. В наземной структуре систем ППД есть огромный потенциал как для снижения капитальных затрат, так и для снижения текущих (эксплуатационных) затрат.[1]

Говоря о капитальных затратах на построение систем ППД, следует прежде всего понимать логистику размещения КНС/ДНС, оптимальную прокладку трубопровода, уменьшение длины ветвей и, следовательно, уменьшение капитальных затрат. Однако, уменьшение капитальных затрат на строительство систем ППД может быть как полезным для экономии при эксплуатации, так и сказываться отрицательно.

Рассмотрим модель системы распределения материального потока, представленную на рис. 1. Допустим, что нам необходимо, для обеспечения полноценного заводнения, доставлять определенное количество жидкости к каждой нагнетательной скважине. Количество нагнетательных скважин и объемы потребляемых ими потоков в рамках данной задачи являются величинами постоянными.

На рисунке представлено три варианта организации распределения: с помощью одной, двух или шести КНС (соответственно рисунки а, б и в). Условимся, что все КНС расположены оптимально. Очевидно, что в случае принятия варианта (а) потери давления будут наибольшими. Вариант (в) предполагает наличие шести распределительных центров, максимально приближенных к местам сосредоточения потребителей материального потока. В этом случае текущие потери будут минимальными. Однако появление в системе распределения пяти дополнительных КНС увеличивает эксплуатационные расходы, затраты на управление всей распределительной системой. Не исключено, что дополнительные затраты в этом случае могут значительно превысить экономический выигрыш,

179

полученный от сокращения расстояния от КНС до скважины, закачивающей жидкость в пласт.

Рис. 1 Варианты организации материального потока

Однако величина потери давления может существенно меняться не только в зависимости от количества КНС, но также и в зависимости от места расположения этих КНС на обслуживаемой территории.

.

Рис. 2. Варианты расположения КНС

Отлично иллюстрирует эти соображения рис. 2, где в первом варианте изображен оптимально расположенный распределительный центр, в отличии от второго. Длина труб увеличена во втором случае по отношению к первому примерно в 1.75 раза, что в свою очередь увеличивает сопротивление и потери давления.

Задача размещения распределительных центров может формулироваться как поиск оптимального решения или же как поиск субоптимального (близкого к оптимальному) решения.

180