Резервы рентабельности эксплуатации нефтяных обводняющихся залежей на последней стадии разработки

Резервы рентабельности эксплуатации нефтяных обводняющихся залежей на последней стадии разработки

С.А. ФЕДОСЕЕВ, начальник отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений, НГДУ «Комсомольскнефть»

В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. На месторождениях, разрабатываемых ОАО «Сургутнефтегаз», проблема борьбы с этим осложнением также чрезвычайно актуальна. Обводнение ставит под угрозу продолжение рентабельной эксплуатации основных обустроенных объектов добычи нефти, дающих сравнительно невысокий коэффициент нефтеизвлечения. Большое количество скважин, достигнув предела рентабельности, уходит из действующего фонда или эксплуатируется на пороге рентабельности. В то же время высокий процент неработающего фонда не означает полного отбора удельных извлекаемых запасов каждой простаивающей скважины.
Применение современных технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов в своем традиционном представлении на объектах, находящихся на поздней стадии, оказываются малоэффективными, зачастую экономически нецелесообразными, рискованными. Поэтому вопрос внедрения низкозатратных методов увеличения добычи нефти с целью доизвлечения остаточных запасов высокообводненных объектов на сегодняшний день является актуальным.

Одним из таких методов, безусловно, можно считать возврат в действующий фонд длительно бездействующих по причине высокого уровня обводнения скважин. Понятно, что данные работы должны проводиться на основе всестороннего многофакторного анализа.
В качестве примера рассмотрим результаты работы данной категории скважин северной залежи пласта БС-12 Родникового месторождения. На месторождении реализована блочная схема размещения скважин, с соответственно жесткой системой заводнения. Текущая обводненность составляет 96,5%, отобрано 86% начальных извлекаемых запасов. Темп отбора текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) в 2006 г. составил 0,071%, который снижается с каждым годом. Согласно технологической схеме из более 400 пробуренных добывающих скважин по различным категориям по причине нерентабельности и неудовлетворительного технического состояния выведена почти половина.
Пласт БС-12 Родникового месторождения по всей площади подстилается подошвенными водами, т. е. залежь водоплавающая. Вследствие чего, а также из-за большей подвижности воды относительно нефти в части работающих скважин наблюдается так называемое конусообразование (подстилающая вода образует конус в зоне отбора скважины по всей нефтенасыщенной толщине, блокируя при этом нефть). Именно по причине образования конусов воды происходило преждевременное обводнение части скважин, особенно расположенных в центре блоков. После остановки скважин блокированная нефть вследствие перераспределения пластового давления и опускания конуса перемещается к остановленной скважине (рис. 1).
Адаптация теоретических выкладок Маскета, Телкова и Стеклянина, а также проведение статистического многофакторного анализа успешности позволили определять оптимальные критерии эффективности запуска длительно простаивающих скважин для данной залежи с дебитом нефти до 10 т/сут. Основными информативными показателями, влияющими на эффективность возврата в действующий фонд неработающих скважин, помимо величины остаточных удельных запасов и удовлетворительного технического состояния скважины, стали: накопленная компенсация по блоку, величина водонефтяного фактора в зависимости от величины заглинизированной перемычки, соотношение безводного времени эксплуатации скважины к расчетному периоду, времени простоя, наличие изломов кривой восстановления давления (КВД) в координатах DP-lnT, результаты промысловых геофизических исследований.
На поздних стадиях разработки одним из методов увеличения нефтеотдачи является деформационно-гидродинамическое воздействие. Физика процесса состоит в следующем: на завершающей стадии разработки залежи, когда подвижна в основном вода, необратимая деформация коллектора приводит не только к увеличению текущей насыщенности коллектора нефтью, за счет уменьшения порового объема, но и к увеличению доли неподвижной и слабоподвижной воды, а следовательно, к кажущемуся уменьшению начальной нефтенасыщенности коллектора и, как следствие этого, к снижению остаточной. Для осуществления деформационно-гидродинамического воздействия необходимо снизить пластовое давление за относительно короткий период на 20 — 25% от начального (или текущего). Основной способ для снижения пластового давления — остановка нагнетательных скважин. По достижении требуемого уровня пластового давления закачка возобновляется в прежнем объеме. В результате такого воздействия на пласт ожидаются значительный прирост добычи нефти и увеличение конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Пласт БС-10 Савуйскокого месторождения с проницаемостью до 1 Д соответствует условиям эффективного проведения деформационно-гидродинамического воздействия. По приблизительной оценке, выполненной ТО «СургутНИПИнефть», применение данного метода воздействия на всей площади пласта в сочетании с форсированным отбором и потокоотклоняющими технологиями позволит поднять уровень добычи нефти выше базового варианта в первые годы на 5 — 10%, а через 10 лет более чем вдвое. Проблема избытка попутно добываемой воды решена возможностью сброса в сеноманский горизонт согласно утвержденной технологической схеме.
Важное значение при разработке месторождений в упруговодонапорном режиме является состояние закачиваемой в пласты воды. Для многопластовых месторождений, когда верхние объекты, обладающие хорошими коллекторскими свойствами, заводнены и наступает время эксплуатации нижезалегающих пластов, как правило, сложно построенных залежей юрских и ачимовских отложений, — их запасы относятся к трудноизвлекаемым. Проведенный анализ показал, что основным снижающим фактором приемистости скважин является наличие в закачиваемой воде твердых взвешенных веществ (ТВВ) и нефти, продуктов коррозии нефтепроводов, аппаратов сбора и подготовки продукции скважин, водоводов, внутрискважинного оборудования, растворенных в воде веществ, которые при закачке в пласт образуют неорганические отложения, техногенные продукты и т. п.
Снижение коэффициента приемистости нагнетательной скважины (НС) происходит:
•    из-за закупоривания пор и поровых каналов коллектора в призабойной зоне (ПЗ) НС. Глинистая составляющая осадка и песчинки размером в 5 — 6 раз меньше поровых каналов пласта с закачиваемой водой уносятся в удаленные от ствола зоны пласта, не создавая  дополнительного сопротивления для закачки воды в пласт. Песчинки размером более указанной величины выборочно закупоривают поровые каналы и часть пор ближней к стволу скважины зоны пласта;
•    частицы условным диаметром более 5 — 6-кратного условного диаметра поровых каналов на поверхности фильтрации пласта образуют пористый осадок, проницаемостью выше, чем основа продуктивного пласта. Со временем крупнопористый осадок заиливается более мелкими фракциями и нефтью со снижением проницаемости;
•    продукты коррозии (закись и гидроокись железа и т. п.) практически не фильтруются в пласт, а образуют плотный осадок. При толщине слоя в 0,2 мм проницаемость осадка падает до нуля (проницаемость осадка — (0,17 — 0,24) ... 103 мкм2).
Исследованиями установлено (1), что свободно дренируются по пласту ТВВ, условный диаметр которых в 5 — 6 раз меньше поровых каналов пласта.
Таким образом, существующий уровень подготовки закачиваемых в систему поддержания пластового давления (ППД) вод путем отстоя в резервуарах с содержанием ТВВ до 20 — 25 мг/л при минимально допустимом условном их диаметре 7 мкм и содержанием нефти до 25 — 30 мг/л для существующих условий (проницаемость 10 — 18 мД) недостаточен.
Механизм загрязнения призабойной зоны скважины (ПЗС), влекущий изменение приемистости, после обработки призабойной зоны (ОПЗ) выглядит следующим образом. В начальный период после ремонта происходит закупоривание песчинками поровых каналов ближней и удаленной к стволу НС зон пласта с отложением высокопористого осадка на поверхности фильтрации.
Затем падение фильтрации несколько замедляется и стабилизируется. Объясняется это тем, что вероятность засорения оставшихся крупноразмерных поровых каналов снижается, продолжается заиливание мелкими фракциями и насыщение продуктами коррозии, нефтью и т. п. крупнопористого осадка на поверхности коллектора. Одновременно открываются новые «дышащие трещины», стабилизирующие процесс засорения коллектора. Низкодисперсные отложения турбулентным потоком срываются с осадка и фильтруются в пласт через вновь открытые трещиной поры. Окончательное закупоривание поровых каналов в ближней к стволу зоне пласта и образование низкопроницаемого осадка на определенном периоде снижает приемистость ниже критического значения. Давления нагнетания уже недостаточно, чтобы образовались новые эффективные трещины в ПЗ НС. Возможно частичное перекрытие интервала перфорации пробкой песка.
Однако в промысловых условиях практически сложно достичь желаемого высокого уровня качества подготовки воды для низкопродуктивных пластов из-за загрязнения ее продуктами коррозии водоводов и скважинного оборудования. Требуется радикальное изменение технологии и техники подготовки воды.
На настоящий момент времени в области очистки вод для закачки в пласт известно несколько различных, как по принципу отделения осадка ТВВ, так и по спектру применяемого оборудования, методик.
Одной из наиболее широко известных и применяемых методик является система закачки воды в нагнетательные скважины, включающая головные сооружения по очистке воды от мехпримесей, например, резервуар-отстойник, силовые насосы, водоводы высокого давления к нагнетательным скважинам (рис. 2). Для отделения взвешенных частиц и осадков могут применяться различные виды сооружений, такие как гравитационные отстойники или различные виды флотаторов.
Несомненно, резервы рентабельности обводняющихся залежей заложены и во внедрении одновременно-раздельной закачки на многопластовых залежах, и в проведении нестационарного заводнения, эффективность которого подтверждается неоднократными примерами, а также в организации системы ППД с помощью дожимных сооружений, а именно скважин «донор — реципиент». Изящное и недорогое техническое решение позволило добиться необходимых значений приемистости нагнетательных скважин путем создания на устье давлений до 180 — 190 атм., когда длительно эксплуатируемые элементы системы ППД уже изношены. В скважины, выполнившие свое назначение, или в аварийные с герметичной эксплуатационной колонной на глубину до 100 м спускается высоконапорная УЭЦН и подается агент закачки. В результате на выходе из насоса достигается потребное давление закачки.
Рассмотренные резервы экономии энергетических и материальных затрат на заводнение и эксплуатацию обводняющихся нефтяных залежей свидетельствуют о их значительности и разнообразии. Реализация некоторых из них может достигаться простыми методами и устройствами, внедрение которых не выходит за рамки обычных инженерных задач. Их применение позволяет ОАО «Сургутнефтегаз» поддерживать объем работающего фонда скважин на разрабатываемых месторождениях на высоком уровне, не выходя за рамки лицензионных соглашений и правил разработки, улучшая экономические показатели разработки заводняемых и обводняющихся залежей.

Выводы

•    В последние годы структура запасов нефти существенно изменяется в сторону увеличения удельного веса месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, большая часть которых характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции.

•    Внедрение низкозатратных методов увеличения добычи нефти с целью доизвлечения остаточных запасов высокообводненных объектов на сегодняшний день актуально.

•    Пуск в работу длительно бездействующих из-за высокого обводнения скважин водоплавающих залежей, подобранных по адаптированной схеме, позволяет приращивать добычу нефти.

•    Принудительное снижение пластового давления  для поздних стадий разработки на пластах с высокой проницаемостью позволяет увеличить рентабельный срок эксплуатации скважин и получить дополнительный прирост добычи нефти.

•    Основным снижающим фактором приемистости скважин является наличие в закачиваемой воде твердых взвешенных веществ (ТВВ) и нефти, продуктов коррозии нефтепроводов, аппаратов сбора и подготовки продукции скважин, водоводов, внутрискважинного оборудования, растворенных в воде веществ, которые при закачке в пласт образуют неорганические отложения, техногенные продукты и т. п. Использование очищенной воды в системе ППД позволит увеличить эффективность разработки низкопроницаемых пластов.

•    Резервы рентабельности обводняющихся залежей заложены во внедрении одновременно-раздельной закачки на многопластовых залежах, в проведении нестационарного заводнения, а также в организации системы ППД с помощью небольших дожимных сооружений — т. е. во внедрении инновационных схем в нефтедобыче.       



Авторизация


регистрация

Размещение видеороликов

События

03.07.2018
Календарь саммитов 2018 Подробнее »

07.06.2018
«НЕФТЕГАЗ-2018» – значимый вектор на успех в мире ТЭК Подробнее »

06.06.2018
В г.Уфе состоялись Российский Нефтегазохимический Форум и XXVI международная выставка «Газ. Нефть. Технологии» - крупнейшие международные мероприятия нефтегазовой и нефтехимической отрасли России. Подробнее »

05.06.2018
Итоги V Российского нефтегазового Саммита «Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы» 2018 Подробнее »

05.06.2018
Подведены итоги XII Ежегодного международного семинара по стандартизации Подробнее »

Другие
новости »

Конференции, выставки

Другие
конференции
и выставки »

Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

admin@burneft.ru