Новая технология оптимизации добычи из пластов, содержащих нефть с высоким газовым фактором

New technology for optimization of production from layers containing oil with high gas factor

S. TSEYTLIN, Tseytlin Consulting INC, G. MIRZOEV, GMG Int., USA
Consultant A. KASHIK, СGE Moscow

В течение последних десяти лет была разработана и успешно опробована новая технология оптимизации добычи нефти с высоким газовым фактором (ГФ), далее называемая TOP (Technology for Optimization of Production). Теоретически и практически показано, что такие пласты имеют индикаторную кривую с резко обозначенным максимумом.

During 10 recent years there was developed and successfully tested new Technology for Optimization of Production of oil with high gas factor (gas-oil ratio), hereinafter called TOP.

Существует некоторое определенное значение забойного давления, при котором пласт дает максимальный дебит. Причиной возникновения такого максимума является либо возникновение газового скин-эффекта в призабойной зоне пласта, либо образование газового конуса. Оба этих фактора приводят к снижению коэффициента продуктивности пласта при снижении забойного давления ниже некоторой величины. При этом увеличивается величина ГФ и водосодержание, а нефтеотдача пласта снижается.

Более того, доказано, что при снижении давления ниже оптимального возникают условия, при которых скважина теряет устойчивость и переходит в газовый режим [1]. Это объясняет трудности, возникающие при добыче нефти из оторочек газовых месторождений.

Качественное объяснение этого явления заключается в следующем.

При создании депрессии на пласт при некотором значении забойного давления газовый конус поднимается к перфорационным отверстиям. При этом газовое содержание флюида в скважине увеличивается, и забойное давление еще более уменьшается, что способствует дальнейшему росту газового конуса и дальнейшему снижению забойного давления. Т. е. возникает положительная обратная связь. Это, в конечном счете, приводит к переключению нефтяной скважины в газовый режим.

Наша технология позволяет с помощью специального забойного устройства ослабить эту положительную обратную связь, и, поддерживая забойное давление на оптимальном уровне, избежать этого явления.

Применяемость и основные положительные эффекты

Предлагаемая новая технология для оптимизации добычи нефти ТОР в основном применима для пластов с высоким газосодержанием (ГФ>100 м33). Она может использоваться, когда забойное давление ниже давления насыщения (Pзаб<Pнас), а также при образовании газовых конусов. TOP применима для всех способов добычи – фонтанного, газлифта и насосного. Однако наиболее эффективна для фонтанного способа добычи.

Патенты США номер 7 172 020 (6 февраля 2007 г.) и Патент США номер 7 753 127 (13 июля 2010 г.) защищают все основные положения TOP-технологии [2, 3].

Основные положительные эффекты от применения TOP:
  • Увеличивает текущий дебит нефти;
  • Увеличивает коэффициент нефтеотдачи скважины и всего месторождения;
  • Уменьшает содержание воды и газа в добываемой нефти.
Дополнительные плюсы TOP:
  • Продляет жизнь скважины;
  • Уменьшает (или полностью убирает) газовые и водяные конусы;
  • Задерживает падение пластового давления;
  • Стабилизирует добычу из скважины;
  • Позволяет предотвратить преждевременную потерю энергии пласта;
  • Убирает области повышенной вязкости в призабойной зоне;
  • Увеличивает коэффициент относительной проницаемости пласта по нефти;
  • Увеличивает коэффициент отдачи пласта;
  • Увеличивает эффективность газлифта и насосов;
  • Уменьшает затраты электроэнергии на насосы и компрессоры для газлифта;
  • Уменьшает вымывание песка из пласта, механические повреждения и потерю проницаемости пласта;
  • Позволяет добывать нефть из нефтяных оторочек газового пласта.
Эта технология основывается на построении точной математической модели (на соответствующем симуляторе) всей системы «скважина-пласт», которая учитывает все ее компоненты. Эта математическая модель позволяет осуществить проведение полного анализа процессов, которые происходят в скважине, в призабойной зоне и в пласте, что в свою очередь позволяет максимизировать дебит и увеличить добычу благодаря тому, что забойное давление поддерживается на оптимальном уровне длительное время.

Основное нововведение TOP: максимальный дебит достигается при определенном забойном давлении, которое точно вычисляется симулятором или определяется снятием индикаторной кривой (ИК) пласта, и величина которого находится между нулем и пластовым давлением. Эта величина называется оптимальным давлением Pопт (рис. 1).
Рис. 1. Индикаторная кривая пласта
Если забойное давление падает ниже давления насыщения, то относительная проницаемость по нефти падает в призабойной зоне пласта, поскольку увеличивается газонасыщенность из-за газа, выделившегося из нефти. Вязкость нефти при этом также увеличивается из-за ее дегазирования. В результате это приводит к уменьшению коэффициента продуктивности пласта, поскольку эффект уменьшения продуктивности сильнее сказывается на величине дебита нефти, чем увеличивающаяся при этом депрессия. В результате уменьшение забойного давления ниже давления насыщения может привести к уменьшению дебита, а не к увеличению, как прогнозирует это широко применяемая модель Фогеля.

Таким образом, при постепенном уменьшении забойного давления, из-за увеличения депрессии в пласте, дебит сначала увеличивается. Однако начиная с определенного давления (называемого оптимальным), дебит нефти начинает уменьшаться, несмотря на увеличение депрессии, что, как уже отмечалось, противоречит широко известной модели Фогеля. Причиной этого является то, что после того как оптимальное забойное давление достигнуто, влияние уменьшения коэффициента продуктивности на добычу становится доминирующим.

Факт существования оптимального давления был доказан как теоретически, при помощи решения сложной задачи матмоделирования системы «скважина-пласт», так и практически, путем проведения полевых экспериментов. Это оптимальное давление зависит от параметров пласта (проницаемость, пористость, насыщенность и давление), PVT – характеристик флюида (Rs(P,T) – растворимости газа в нефти; Bo(P,T) – коэффициента сжимаемости нефти; Bg(P,T) – коэффициента сжимаемости газа; μo(P,T) – вязкости нефти; μg(P,T) – вязкости газа) и других характеристик системы «скважина-пласт». Максимальный дебит достигается путем поддержания режима пласта, в котором минимизируются негативные эффекты в призабойной зоне (рис. 2). Эти негативные эффекты возникают из-за образования скин-эффекта (из-за присутствия газа в свободной фазе, который выделился из нефти при снижении давления ниже давления насыщения и блокирует поток нефти), возникновения газовых и водяных конусов, а также из-за формирования вблизи скважины зон вязкой дегазированной нефти.
Рис. 2. Негативные эффекты в призабойной зоне пласта
1 – скважина, 2 – устьевой штуцер, 3 – забойное устройство, 4 – газовый конус, 5 – водяной конус, 6 – пласт, 7 – участки пласта с малоподвижной вязкой нефтью
Отметим, что использование данного метода также замедляет падение пластового давления за счет уменьшения раннего выхода газа и воды из пласта. При этом уменьшается величина ГФ. Это, в свою очередь, продлевает жизнь скважины и увеличивает коэффициент нефтеотдачи.

Предлагаемые математические модели позволяют точно вычислить оптимальный режим для существующих параметров пласта и всей системы, чтобы обеспечить максимальную добычу. Вдобавок к вычислению Pопт эти модели и соответствующие компьютерные симуляторы позволяют определить другие параметры оптимального режима (оптимальный напор для газлифта, мощность насоса и т. д.), вычислить важные параметры конструкции поверхностных и погружаемых устройств, а также предсказать ожидаемый прирост добычи нефти. Эти высокоточные симуляторы также позволяют провести диагностику текущего состояния скважины и предсказать динамику ее поведения в будущем, включая динамику изменения дебита нефти, распределения давления и газонасыщености в пласте, ГФ и коэффициента нефтеотдачи пласта (пример матмоделирования – рис. 3). Краткое описание используемой математической модели приведено в Приложении.
Рис. 3. Результаты компьютерного моделирования:
1 – дебит нефти*10 (Q), 2 – ГФ/10, 3 – ГФ/10, 4 – пластовое давление (P) в зависимости от коэффициента нефтеотдачи
(1 атм = 15 psi , 1 м3 = 6,3 барр, 1 м33 = 5,6 куб. фут/барр )
Сначала скважина работала в неоптимальном режиме (Pзаб ≠ Pопт);
затем она была переключена в оптимальный режим, когда Pзаб поддерживается близко к Pопт
Технология ТОР относительно легко реализуется путем использования спускаемого с помощью троса на забой скважины, специально рассчитанного устройства, которое позволяет адаптивно управлять забойным давлением во время добычи. Это устройство автоматически поддерживает давление равным (или близким) оптимальному давлению Pопт.

Результаты применения TOP на практике:

1) Скважина A1, Юго-Восточная Азия (рис. 4):
  • Добыча увеличена с 23,5 до 50,5 м3 в день;
  • ГФ уменьшен с 6864 м33 до 2221 м33;
  • Водосодержание уменьшено с 27% до 5% ;
  • Коэффициент нефтеотдачи значительно увеличился, поскольку скважина была стабилизирована и уменьшены ГФ и водосодержание;
  • За два месяца добыто нефти дополнительно: 1816 м3 (на более 1 000 000 долл.).
Рис. 4. Результаты тестирования технологии TOP (скважина A-1, Юго-Восточная Азия)
2) Глубокая (более 4 км) оффшорная скважина с газлифтом в Мексиканском заливе:
  • ГФ уменьшен с 586 до 227 м3/ м3;
  • Дебит увеличился с 19,2 до 26 м3 в день;
  • Водосодержание уменьшено с 9,5% до 0,43%;
  • После снятия устройства TOP со скважины было замечено внезапное увеличение дебита, поскольку технология TOP помогла очистить призабойную зону от газовых и водяных конусов, уменьшила вязкость нефти и улучшила проницаемость этой зоны по нефти, в то же время ухудшив проницаемость по газу.
3) Скважина 289 в Узбекистане (месторождение Кокдумалак):
  • Использование TOP увеличило ежедневную добычу на 18%, с 123,8 до 146 м3 в день, уменьшило ГФ на 15% с 1071 до 803,6 м3/ м3 и содержание воды до нуля;
  • Устройство TOP было установлено на забое в НК трубах для поддержания оптимального забойного давления и стабилизации добычи из скважины;
  • Был уменьшен скин-эффект в призабойной зоне, а также уничтожены газовые и водяные конусы в перфорационной зоне;
  • Использование устройства TOP позволило добыть дополнительно 5952 м3 нефти за девятимесячный период;
  • За 7 лет применения ТОР скважина дала дополнительно нефти на 10 млн долларов.
4) Последние испытания ТОР на скважинах Узбекистана подтвердили эффективность технологии при извлечении нефти из нефтяной оторочки:

На скважине, добывавшей 6 тонн, с ГФ, равным 30000 м33, и водосодержанием более 20% путем установки специально рассчитанного забойного устройства удалось повысить дебит нефти на 50%, снизить воду до 7%, а ГФ уменьшить вдвое.

В мире (и в России, в частности) существует огромное количество газовых месторождений, имеющих нефтяные оторочки. При этом не существует эффективной технологии, позволяющей добывать из них нефть.

Внедрение ТОР-технологии может позволить решить эту проблему и получить дополнительно миллионы тонн высококачественной нефти.

Выводы

Количество скважин, в которых технология TOP может вызвать увеличение добываемой нефти, огромно. TOP можно применять как при разработке новых месторождений, так и для улучшения режима работающих скважин. Экономический эффект от использования этой технологии может быть выражен в получении дополнительной нефти или экономии сотен миллионов долларов – без необходимости бурения дополнительных скважин или строительства оффшорных платформ.

Литература

  1. Цейтлин С.Д., Мирзоев Г.Г. Система оптимизации добычи нефти – новая технология, успешно работающая на нефтегазоконденсатном месторождении Кокдумалак (Узбекистан / Туркменистан) // Нефтепромысловое дело. 2002. №10.
  2. Патент США номер 7 172 020 (6 февраля 2007).
  3. Патент США номер 7 753 127 (13 июля 2010).
  4. West W.,J. ,Garvin W.W., Sheldon J.W., «Solution of the Equations of Unsteady State Two-Phase Flow in Oil Reservoirs», Trans. AIME. V.201,1954. P. 217 – 229.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Цейтлин С.Д.

    Цейтлин С.Д.

    д.т.н., директор по науке

    Tseytlin Consulting INC, USA

    Мирзоев Г.Г.

    Мирзоев Г.Г.

    к.г.-м.н., президент

    GMG International Inc., USA




    Консультант: КАШИК А.С.

    д.т.н., генеральный директор

    ОАО «ЦГЭ», Москва

    Просмотров статьи: 7533

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru