В новой технологии – с отмыванием пластовое давление поддерживают путем закачки водного моющего раствора (далее – рабочий агент – РА) в объект разработки. Количество РА должно быть равным суммарному количеству добытых из залежи: нефти, воды, газа в пластовых условиях.
В новой технологии попеременно отбирают нефть и закачивают РА через одну и ту же скважину. Отбор нефти осуществляют по насосно-компрессорным трубам (НКТ), закачку РА – через затрубное пространство.
Новую технологию начинают с отбора нефти, затем закачивают РА и в такой последовательности продолжают работать до полного отмывания нефти в объекте разработки. Продолжительность периодов отбора нефти и закачки РА определяют расчетным путем.
В описываемой технологии применяют определенные химические реагенты для подготовки РА. Химический реагент в воде улучшает отмывание (солюбилизацию) нефти от горной породы (коллектора нефти). Время (период) солюбилизации определяют опытным путем – в лаборатории и на нефтепромысле. Отмытую нефть вытесняют в скважину водой под пластовым давлением и поднимают на поверхность.
В новой технологии отделение нефти от горной породы (коллектора нефти) или очистку горной породы от нефти осуществляют по аналогии с тем, как очищают от нефти и нефтепродуктов железнодорожные цистерны, резервуары, трубопроводы и т. д. [1]. Очевидно, что очищать горную породу (коллектор нефти) можно на любой стадии разработки месторождения, закачивая (нагнетая) РА через добывающие скважины в объект разработки и извлекая его обратно на поверхность вместе с отмытой нефтью.
Учитывая множество нефтяных месторождений, отличающихся по своим геолого-физическим характеристикам, системам и стадиям разработки; технологию разрабатывают для определенного (конкретного) месторождения или для определенной группы аналогичных месторождений. Технологию разрабатывают аналитически лабораторно, испытывают на нефтепромысле, составляют нормативно-технический документ (НТД) для внутреннего промышленного применения.
1. Разработка новой технологии
1.1 Лабораторные исследования
1. Научные изыскания соответствующих химреагентов для приготовления РА или синтез химреагента.
2. Изучение динамики капиллярной пропитки РА керна из объекта разработки, месторождения, на котором запроектировали применение технологии.
3. Научное исследование способов интенсификации капиллярной пропитки керна.
4. Научное исследование состава и свойств РА.
• Определение удельного веса, вязкости, стабильности, вспенивания, при давлении и температуре, в условиях промышленного использования на нефтяном месторождении.
• Разработанный РА должен обладать физико-химическими свойствами, способствующими эффективному отмыванию нефти от горной породы и не должен ухудшать фильтрационных характеристик продуктивного пласта.
• РА не должен негативно влиять на технологические процессы добычи, транспортировки, подготовки, переработки добываемой нефти и негативно влиять на окружающую среду.
• РА должен обладать свойствами для многократного циклического использования (минимально – 30 циклов) и температурной стойкостью.
5. Определение категории токсичности РА.
6. Разработка правил безопасности при работе с РА.
7. Определение давления нагнетания РА в залежь на устье и забое добывающей скважины, в т. ч. и давления гидроразрыва пласта (объекта разработки).
8. Определение оптимального объема нагнетаемого РА в залежь, в одном цикле.
9. Определение времени реагирования – отмывания нефти РА.
10. Исследование свойств и состава нефтяной жидкости, добываемой через скважину, после нагнетания РА в залежь и реагирования.
• Определение содержания: нефти, газа, воды, моющего вещества в нефти и в воде.
• Определение удельного веса, вязкости, стабильности, эмульгирования, вспенивания при давлении и температуре, при добыче через скважину, транспортировке по нефтесборному трубопроводу.
11. Подготовка нефти и газа, добытых через скважину, доведение состава и свойств до товарных кондиций.
12. Подготовка кондиционного РА с использованием воды, добытой через скважину.
13. Определение критериев, ограничивающих продолжение применения технологии.
14. Разработка правил безопасности при работе с нефтяной жидкостью, добытой через скважину.
15. Рекомендуемые установки, агрегаты, насосы, материалы, трубопроводы, печи, смесители и т. п., промышленно применяемые, для проведения промысловых испытаний и промышленной добычи нефти с применением новой технологии.
16. Технологические схемы подготовки нефти, газа, РА.
17. Разработка математической модели процесса отмывания нефти от горной породы.
18. Оптимизирование на математической модели технологических параметров отмывания нефти от горной породы и вытеснения ее в скважину (тип рабочего агента, концентрация рабочего агента, объем закачки, время выдержки; отбора и т. п.).
19. Разработка технологии для применения на определенном месторождении.
20. Разработка проекта НТД на промышленное применение технологии.
1.2 Программа нефтепромысловых испытаний новой технологии
1.2.1 Объект нефтепромысловых испытаний
1. Краткая геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения, краткая характеристика системы разработки, краткий анализ разработки по состоянию на дату начала проведения нефтепромысловых испытаний.
2. Выбор наиболее представительной пробуренной или проектной добывающей скважины для проведения нефтепромысловых испытаний, со средней геолого-физической характеристикой и средними показателями технологического режима работы.
3. Анализ бурения (строительства), эксплуатации скважины. Заключение о техническом состоянии скважины. Скважина должна быть технически исправна – тампонаж качественный, эксплуатационная колонна герметичная и прошаблонирована до искусственного забоя. Указывают удельные извлекаемые запасы скважины и степень выработки запасов.
• В случае выбора проектной скважины для бурения необходимо отобрать керн для уточнения состава, свойств продуктивного пласта и РА.
1.2.2 Подготовительные работы
1. Скважину оборудуют штанговым винтовым насосом с производительностью, позволяющей эксплуатировать ее с потенциальным дебитом.
2. Скважину оборудуют средствами непрерывного замера дебита нефти, попутной воды, растворенного газа, забойного устьевого давления, температуры добываемой нефти.
3. Скважину соединяют с пунктом сбора нефти надежным трубопроводом.
4. Устье скважины обвязывают для закачки РА в затрубное пространство.
5. Скважину оборудуют средствами непрерывного замера: расхода РА, давления, температуры на устье, забое, при закачке РА в объект разработки.
6. На скважине подготавливают установку, агрегаты, коммуникации, реагенты, воду и подготавливают необходимый объем РА для закачки в скважину.
7. Все подготовительные работы осуществляют в соответствии с действующими на нефтепромысле нормативно-техническими документами.
1.2.3 Нефтепромысловые испытания
1. Скважину эксплуатируют с потенциальным дебитом в течение 25 суток.
2. При эксплуатации скважин непрерывно замеряют дебит нефти, попутной воды, растворенного газа, давление, температуру на устье, забое.
3. Закачивают в объект разработки, через затрубное пространство скважины объем РА, равный объему флюида, отобранного в течение 25 суток эксплуатации в пластовых условиях.
4. Давление закачки РА не должно быть больше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
5. Простой (остановка) скважины на период реагирования – отмывания нефти РА от горной породы.
6. Ввод скважины в эксплуатацию с потенциальным дебитом в течение 25 суток.
7. При эксплуатации скважины непрерывно замеряют дебит нефти, попутной воды, растворенного газа, давление, температуру на устье, забое, определяют содержание химпродукта в добываемой нефти и воде.
8. Добытую нефть и газ подготавливают, доводят до товарных кондиций, сдают потребителю.
9. Одновременно с эксплуатацией скважины подготавливают РА в объеме, равном объему добытого флюида в пластовых условиях, используя попутно добытую воду для очередной закачки в объект разработки.
10. После окончания эксплуатации закачивают подготовленный объем РА в объект разработки через затрубное пространство скважины под давлением, не больше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
11. Простой (остановка) скважины на период реагирования – отмывания нефти РА от горной породы.
12. Дальнейшие нефтепромысловые испытания повторяют по пунктам: 6, 7, 8, 9, 10, 11 дважды.
13. Работы, проводимые по пунктам 6 – 11, в целом обозначают как рабочий цикл (далее – РЦ).
14. Промысловые испытания проводят не менее чем на трех РЦ.
15. Все работы при проведении промысловых испытаний проводят в соответствии с действующими на нефтепромысле нормативно-техническими документами.
16. Мониторинг промысловых испытаний проводит комиссия по предварительным испытаниям, которую назначает недропользователь.
17. Результаты мониторинга комиссия по предварительным испытаниям оформляет протоколом и актом, в которых указывает на недостатки и предлагает дополнения.
18. Для устранения недостатков и внесения дополнений проводят дополнительные промысловые испытания, по дополнению к программе промысловых испытаний.
19. Мониторинг дополнительных испытаний проводит приемочная комиссия, которую назначает недропользователь.
20. Результат мониторинга приемочная комиссия оформляет протоколом и актом с заключением о промышленной пригодности технологии на подопытном месторождении.
21. По результатам промысловых испытаний корректируют проект НТД на промышленное применение технологии на подопытном месторождении.
2. Особенности новой технологии
2.1. Использование одних и тех же скважин для добычи нефти и закачки водного моющего раствора (РА).
2.2. Заводнение осуществляют через все скважины на месторождении, обуславливая максимально возможный охват воздействием продуктивных коллекторов.
3. Пример применения новой технологии
В качестве примера рассмотрим вариант разработки нефтяного месторождения «Жалгизтобе» с применением новой технологии.
3.1. Краткая характеристика месторождения.
Месторождение открыли в 1976 г. на полуострове Бузачи – в Республике Казахстан, когда из скважины № 142 с глубины 400 м из неокомского горизонта А1 получили промышленный приток нефти.
Месторождение приурочено к пологой широтной антиклинали с размерами 8х2,5 км. Месторождение разделено сбросом на западный блок (30%) к восточной (70%) (рис. 1). Горизонт А1 запроектировали разрабатывать двумя объектами – западным и восточным.
Рис. 1. Нефтяное месторождение Жалгизтобе. Структурная карта по кровле горизонта А1
Горизонт А1 сложен чередованием пластов песчаников, аргиллитов, алевролитов. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина (7,5 м). Проницаемость песчаников изменяется от 0,5 до 2 мкм2. Начальное пластовое давление – 5 МПа. Пластовая температура – 270С. Плотность нефти – 0,94 г/см3. Содержание парафина в нефти не более 2%. Содержание смол и асфальтенов – 28÷30%. Температура застывания нефти минус 12÷150С. Вязкость нефти в пластовых условиях – 600 – 1000 МПа•с. Содержание газа в пластовой нефти – 1–9 м3/т. Давление насыщения нефти газом – 0,38÷1,25 МПа.
Свойства пластовой нефти и дегазированной практически одинаковые для промышленно применяемых технологий разработки нефтяных месторождений. В попутном газе содержание метана 94 – 96%. Сероводорода нет. Пластовая вода хлоркальциевого типа, удельного веса 1,03 – 1,035 г/см3. В промышленной разработке месторождение находится с 2008 г. Для реализации принят второй вариант разработки технологической схемы.
По состоянию на 01.01.2010 г. пробурили 50 скважин, в т. ч. 48 добывающих и 2 водонагнетательных. Фонтанных скважин – 8. Остальные скважины оборудованы винтовыми штанговыми насосами. Средний дебит одной скважины по нефти 4,6 т/сут. Обводненность добываемой нефти 62%. Средняя приемистость одной водонагнетательной скважины 100 м3/сут. Коэффициент извлечения нефти – 0,009.
Основные показатели реализуемого варианта разработки.
1. Расположение скважин по квадратной сетке с девятиточечной обращенной ячейкой, с расстоянием между скважинами 150 м.
2. Среднее пластовое давление в процессе разработки не должно быть меньше давления насыщения нефти газом.
3. Поддержание пластового давления с начала разработки путем закачки горячей воды, с температурой 900С.
4. Фонд добывающих скважин – 126.
5. Фонд водонагнетательных скважин – 37.
6. Количество добывающих скважин для бурения – 160.
7. Фонд скважин с начала разработки – 181.
8. Период разработки с 2008 по 2056 гг.
9. Коэффициент извлечения нефти (КИН) – 0,3.
10. Проектная добыча нефти – 184 000 т/год.
11. Максимальная добыча жидкости – 1 121 000 т/год.
12. Проектная закачка горячей воды – 1 125 000 м3/год.
3.2. Характеристика варианта разработки по новой технологии
1. Расположение скважин по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 150 м.
2. Среднее пластовое давление в процессе разработки на уровне начального.
3. Поддержание пластового давления на уровне начального путем закачки РА, в равных отбору объемах, в пластовых условиях.
4. Фонд добывающих скважин – 179.
5. Количество добывающих скважин для бурения – 160.
6. Фонд скважин с начала разработки – 181.
7. Период разработки с 2008 по 2056 гг.
8. КИН – 0,69
9. Проектная добыча нефти – 270 000 т/год.
10. Максимально постоянная добыча жидкости – 360 000 т/год.
11. Проектная закачка РА – 384 000 м3/год.
Из сравнения проектных показателей вышеприведенных вариантов разработки следует, что в варианте с новой технологией количество добывающих скважин на 42% больше, чем в реализуемом, а скважин нагнетающих больше в 4,81 раза, при одном и том же количестве скважин с начала разработки (181).
Более интенсивное использование скважин и более интенсивное воздействие на залежь создают условия для увеличения годовой добычи нефти в 1,5 раза, а КИН – в 2,3 раза, в варианте с новой технологией.
Преимущества технологических показателей варианта с новой технологией над показателями реализуемого варианта создают условия для достижения существенных преимуществ экономических показателей.
Табл.
Все приведенные интегральные экономические показатели варианта разработки с новой технологией существенно лучше показателей варианта, реализуемого на месторождении.
Выводы
Применение новай технологии разработки месторождения с отмыванием и добычей нефти через скважины создает условия для увеличения КИН в 2 раза по сравнению с КИН при разработке нефтяного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки воды через нагнетательные скважины. Увеличение КИН в 2 раза и, следовательно, увеличение извлекаемых запасов нефти в 2 раза равноценно открытию нового месторождения, аналогичного месторождению «Жалгизтобе».
