close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

bd000101608

код для вставкиСкачать
УДК 622.276.6
На правах рукописи
НУРУМОВА САРА ЖАКИПОВНА
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ VIH ГОРИЗОНТА
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С ЗАБОЙНЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ
НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Москва - 2005
Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа
им. И.М.Губкина
Научный руководитель
доктор технических наук,
профессор Мищенко И.Т
Официальные оппоненты:
доктор технических наук
профессор Алиев З.С.
кандидат технических наук,
профессор Ибрагимов Г.З.
Ведущая организация
Институт проблем нефти и газа
Р А Н и Минобразования и науки РФ
Защита состоится
б декабря 2005г.
в 15
часов на заседании
диссертационного
совета
Д.212.200.08
Российского
государственного
университета нефти и газа им И.М.Губкина по адресу: Ленинский просп., 65,
Москва, 119991.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Р Г У нефти и газа им. И.М.
Губкина.
^
Автореферат разослан ЧА^У> /::р7С7Л-С^Ь^ 2005г.
Ученый секретарь
Диссертационного Совета,
Д.Т.Н., профессор
Б.Е. Сомов
^OOM
Q.D1G1
.^^^>^сР'3
О Б Щ А Я ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
В течение 30 лет промьшшенной разработки многопластового месторождения
Жетыбай накоплено достаточное количество разнообразной информации,
осмысление и анализ которой представляет несомненный научный интерес, тем
более, что за этот период принимались решения, которые не всегда оказывались
наилучшими. Одним из наименее обоснованньк было решение об эксплуатации
добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения. К
каким особенностям разработки, в частности, V I I I горизонта этого
месторождения привела реализованная система выработки запасов? Ответ на эти
вопросы представляется практически важным, т.к. игнорирование этого опыта
обязательно приведет к отрицательным последствиям при разработке других
месторождений. Именно знание отрицательных сторон процесса разработки и
возможные пути, в соответствии с которыми можно избежать их, является
действительно актуальными для совершенствования самого процесса выработки
углеводородного сырья на многочисленных месторождениях.
Учитывая изложенное, актуальным является исследование, направленное на
установление причин низкой эффективности разработки V I I I горизонта
месторождения Жетыбай и разработку путей повышения этой эффективности.
Цель работы
Основной целью работы является рассмотрение состояния выработки запасов
V n i горизонта месторождения Жетыбай, анализ некоторых проектных решений и
их практической реализации, оценка основных осложнений, связанных с
эксплуатацией добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления
насыщения, а также обоснование возможньпс путей улучшения разработки
объекта.
1.
2.
3.
4.
5.
Задачи исследования
Исходя из цели работы, сформулированы следующие основные задачиАнализ геолого-промысловой характеристики месторождения Жетыбай и
физико-химических свойств и состава пластовых флюидов VTO горизоггга.
Анализ состояния выработки запасов V n i горизонта на различных временных
этапах и установление причин низкой технологической и энергетической
эффективности, а также основных осложнений этого процесса.
Анализ работы эксплуатационного фонда скважин и вскрытие основных
причин, осложняющих его эффективную работу.
Исследование основных особенностей выработки запасов при эксплуатации
скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения нефти газом с
разработкой принципиальных решений, повышающих эффективность этого
процесса.
Разработка методов расчета основных свойств пластовой нефти в процессе ее
частичной дегазации за счет снижения забойных давлений в добывающих
скважинах и в пласте ниже давления насыщения,
„ .
РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ j
БИБЛИОТЕКА
1 i^'^M \
• •"
I*
4
Методы решения поставленных задач
Решения базирунэтся на закономерностях геологического строения
многогшастовых нефтяных месторождений, методах аналитического и
экспериментального
исследования процесса разработки месторождений
углеводородов и физики нефтяного пласта с привлечением положений
математической статистики.
Научная новизна исследования
1 Установлены основные причины низкой эффективности разработки VTII
горизонта месторождения Жетыбай, связанные со снижением забойных
давлений в добывающих скважинах ниже давления насыщения нефти газом,
вследствие чего произошла трансформация напорного режима дренирования в
низкоэффективный режим растворенного газа.
2 Разработана методика расчета эффективности закачиваемой в залежь воды,
позволятош;ая проводить оценку объема замещающей нефть воды, вторгшейся
в освобождаемый нефтью объем пористой среды
3. Предложены аналитические методы оценки размеров зон двзтсфазной
фильтрации и установлещ.! основные закономерности влияния размеров этих
зон на эффективность выработки запасов. Показаны пути повышения
эффективности разработки в этом случае.
4. Разработаны методики расчета свойств нефти УГО горизонта месторождения
Жетыбай при ее частичной дегазации
Практическая ценность результатов исследования
1. Установлено, что фактическая эксплуатация добывающих скважин велась при
забойных давлениях, достигающих величины 0,57-Рщс- Проектными
документами допускалось снижение забойных давлений от 12 до 15,5 МПа,
что составляет от 0,64 до 0,82 от давления насыщения, равного 18,9 МПа, что
также является ошибочным Необоснованным проектным решением является
и забойное давление в нагнетательных скважинах, равное 30-32 МПа при
боковом горном давлении 45 МПа. Указанные факторы и предопределили
низкую эффективность выработки запасов У Ш горизонта месторождения
Жетыбай На базе установленных фактов разработаны рекомендации по
забойным давлениям как в добывающих (Рзаб=^'Еис). так и в нагнетательных
скважинах (Риб=45 МПа), которые позволяют повысить эффективность
разработки анализируемого объекта.
2. Рекомендовано изменить параметры системы поддержания пластового
давления закачкой воды увеличением давления нагнетания с одновременным
снижением объема закачиваемой воды.
3 Состояние эксплуатационного фонда скважин во времени ухудшается, что
приводит к снижению годовых темпов отбора извлекаемых запасов, который
составляет в настоящее время 1,03% при проектной величине 2,13%.
Рекомендовано проводить необходимые работы с малодебитным фондом,
который на настоящее время превышает 50%. Растет фонд и бездействующих
скважин, что в еще большей степени снижает эффективность выработки
запасов
4. Рекомендовано использовать разработанные методики расчета
свойств
частично дегазированной пластовой нефти при обосновании режимов работы
добывающих
скважин,
при
выборе
и
расчете
необходимого
глубиннонасосного
оборудования для добывающих
скважин, при
оптимизации работы этого оборудования, а также при расчетах режимов
работы системы сбора и подготовки скважинной продукции, которые
позволяют существенно повысить точность и достоверность получаемых
результатов.
5. Установлены условия эффективности обработок призабойньк зон скважин,
эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения и
показаны пути повышения эффективности этих обработок.
1.
2.
3.
4.
5.
Апробация результатов исследования
Основные положения работы докладывались и обсуждались наНаучных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных
месторождений» РГУ нефти и газа им. акад. И.М. Губкина (2003-2005г.г.)
На заседании кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых
месторождений Актауского государственного университета им. Ш.Есеновз.
На научно-технической конференции в г. Актау (2002 г.).
На 2-ой международной научно-практической конференции в г. Астрахань
(2003 г.).
На международной конференции «Инженерное образование и наука в X X I
веке» в г. Алматы (2004 г.)
Публикации
Основные результаты
опубликованных статьях.
диссертационной
работы
изложены
в
пяти
Объем и струшура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четьфех глав, основных
выводов и списка литературы. Результаты изложены на 118 стр., включая 22
таблицы и 18 рисунков. Список использованной литературы содержит
22 источника.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении приводится состояние разработки месторождения Жетыбай,
рассматриваются основные текущие результаты выработки запасов и проектные
показатели, а также основные проблемы, возникшие при этом.
Первая глава дает представление о геолого-промысловой характеристике
месторождения Жетыбай, о стратиграфических и тектонических особенностях
этого многопластового месторождения. Более детально рассмотрены свойства
пород-коллекторов, а также нефтегазоносность, свойства нефти и запасы
На основании проведенного анализа выделен один из наиболее
представительных объектов для дальнейшего глубокого изучения
- VIII
горизонт Подробно исследовано геологическое строение этого горизонта,
состоящего из подгоризонтов УШа+б и V I I I B . Показана его значительная
геологическая неоднородность и литолого-фащ1альная изменчивость.
Подгоризонт УШа+б содержит пластовую, сводовую нефтегазовую залежь с
краевой водой. Присводовая часть осложнена тремя вытянутыми с северо-запада
на юго-восток куполами, из которых два приходятся на основной свод
месторождения. В пределах залежи выявлены две большие зоны замещения
коллекторов подгоризонта глинистыми породами (районы скв. Хо560 и 829).
Этаж нефтеносности подгоризонта составляет 17 м, а этаж газоносности - 23
м. Размеры залежи по длинной оси 16 км, по короткой - 4 км. Запасы нефти по
залежи распределены следующим образом: на подгазовую зону приходится 56%,
нефтяную 15% и водонефтян5то 29%. Подгоризонт представлен чередованием
песчаников, алевритов и глин и содержит до 6 песчано-алевролитовых
пропластков.
Подгоризонт V T I I B представлен также чередованием песчаников, алевролитов
и глин и от вышележащего подгоризонта VITIa+б он отделяется не всегда
достаточно хорошо выдержанным по площади глинистым ра.злелом средней
толщины 11м.
Подгоризонт V I I I B содержит пластовую, сводовую нефтегазовую залежь с
краевой водой. Размеры залежи; длина - 22 км, ширина - 5 км. Этаж
нефтеносности 27 м, газоносности 9 м. Также, как и в подгоризонте Vllla+б в
подгоризонте V I I I B выявлены две большие зоны замещения коллектора
глинистыми породами (районы скв.560 и 829).
Нефтегазовая зона довольно обширная и занимает 58% всей площади залежи
(нефтяная зона - 8%), а оставшиеся 42% приходятся на водонефтяную.
Распределение запасов V I I I B подгоризонта таково: 53% - газонефтяная зона, 4 1 %
- водонефтяная и только 6% - нефтяная. Показатели неоднородности
подгоризонтов У1Па+б и V I I I B примерно одинаковы.
Подробно проанализированы физико-химические свойства и состав пластовых
флюидов V m горизонта в начале разработки. Установлено, что в сводовых
частях сосредоточена нефть с предельной насыщенностью газом и максимальным
газосодержанием. В
направлении к
крыльям структуры
возрастает
водонасыщенность и снижается величина газосодержания. Кроме того,
характеристики нефти непостоянны и по разрезу продуктивной толщиПроцесс разработки залежей привел к изменению начальных свойств
пластовой нефти в зонах интенсивного дренирования: газосодержание нефти
уменьшилось на 23%, а давление насыщения - на 21,5%. Это сказалось на
плотности и вязкости нефти, что привело к снижению коэффищ1ента
подвижности. Газ состоит из 57-69% метана, 12-14% этана, 5% азота и 0,5% СО2;
на остальные компоненты приходится от 11,5 до 25,5%. В нефти содержится до
16% по весу смол и до 23% по весу парафина. Таким образом, нефть относится к
вязким (вязкость при 20''С ~86мПас), и парафинистым, что безусловно наложило
отпечаток на эффективность выработки запасов.
Как следует из проведенного анализа, месторождение Жетыбай относится к
крупным сложнопостроенным месторождениям со специфическими свойствами
продукции, разработка которого осуществляется по стандартной схеме с
существенным снижением забойных давлений в добывающих скважинах ниже
давления насьицения нефти газом. Последнее обстоятельство предопределило и
режим дренирования. На большей части площади VIII горизонта развился режим
растворенного газа, что создало дополнительные трудности в эффективной
выработке запасов.
Основной целью диссертационной работы является рассмотрение состояния
выработки запасов VHI горизонта месторождения Жетыбай, критический анализ
некоторых проектных решений и их практической реализации, а также оценка
основных осложнений, связанных с эксплуатацией добывающих скважин с
забойными давлениями ниже давления насыщения.
Вторая глава посвящена ретроспективному анализу состояния выработки
запасов V I I I горизонта месторождения Жетыбай, в которой также приведена
краткая характеристика основных проектных решений, принятых в различные
годы (1969-1989 годы).
Приведен анализ основных показателей разработки VTn горизонта за период
1967 по 2001 годы, на основании которого выделено два принципиальных этапа.
1. Этап пробной эксплуатации (1967-1974 гг.), когда разработка велась на
естественном режиме (без ППД) ограниченным количеством скважин В
процессе пробной эксплуатации пластовое давление в дренируемых зонах
упало до 18,5 МПа (к началу 1975 г.) и стало меньше давления насыщения 18,9
МПа. При забойных давлениях в добывающих скважинах 15-15,5 МПа часть
дренируемого объема стала работать на режиме растворенного газа, что
отрицательно сказалось на дальнейшей разработке объекта. Кроме того,
следует отметить, что в этот период не получено достаточной информащш по
влиянию снижения пластового и забойного давлений ниже давления
насьш1ения на эффективность выработки запасов, что отрицательно сказалось
на дальнейшей разработке объекта. Обводнение продукции началось в 1971 г.
и к концу 1974 достигло 3%. Среднесуточный дебит скважин по нефти в этот
период составил 20,8 т/сут.
2 Этап промышленной эксплуатации, который для анализа разбит на 3 подэтапа:
- подэтап с периодом 1975-1981 годы, когда разработка велась нарастающим
фондом скважин, а также освоением системы ППД. В этот период
среднесуточный дебит по нефти снизился до 13,9 т/сут, а обводненность возросла
до 11%. Основными причинами этого являются• добывающие скважины продолжали эксплуатироваться при Рзаб<Рщс,
• пластовое давление поддерживалось на уровне на 1-1,5 МПа ниже
начального, что связано с тем, 'гго давление закачиваемой воды
расходовалось на частичное сжатие и возможное растворение
свободного газа в пористой среде,
• отток значительного объема закачиваемой воды в законтурную область;
g
- подэтап с периодом 1982-1992 годы, который характеризуется
опережаюпдам ростом фонда добывающих и нагнетательных скважин, который
превышает проектный в 2,5 - 2,7 раза. Резко растет накопленная закачка воды с
7,763 млн. м' в 1982 г до 28,201 млн. м^ в 1992 г.; фактическая закачка превышает
проектную в 1,625 раза, а накопленная добыча нефти превышает проектную всего
в 1,22 раза. Превышение фактической закачки воды над проектной хотя и
позволило повысить пластовое давление до 20,1-21,1 МПа, увеличить
среднесуточные дебиты скважин не удалось. За этот период среднесуточный
дебит по нефти составил всего 8,8 т/сут при обводненности продукции,
достигшей 40% Одной из главных причин снижения эффективности выработки
запасов на этом подэтапе является снижение забойных давлений в добывающих
скважинах ниже 15,5 МПа (до 12 МПа) и увеличение дренируемого объема на
режиме растворенного газа, при котором закачка воды с целью ППД не является
достаточно эффективной;
- подэтап с периодом с 1993 г. по настоящее время не является
принципиально отличным от предыдущего и характеризуется дальнейшим
снижением дебитов скважин по нефти до 4 т/сут. Как следует из предьщущего,
этап промышленной разработки осуществляется по ранее принятой системе,
несмотря на ее определенные недостатки. Следует отметить, что на сегодня
режим растворенного газа охватил более 80% дренируемого объема V I I I
горизонта и говорить об эффективной выработке запасов не приходится.
С целью оценки эффективности закачиваемой воды при режиме
растворенного газа разработана методика расчета эффективности закачиваемой в
залежь воды и проведена численная оценка этой эффективности Показано, что с
1991 года по настоящее время эта эффективность изменяется от 0,141 до 0,415,
составляя, в среднем, 0,275 Под эффективностью закачиваемой воды понимается
отношение объема воды, внедрившейся в нефтенасьиценный объем залежи за
счет освобождения пористой среды к общему объему закачиваемой воды
В этой же главе рассмотрены вопросы контроля за разработкой V I I I горизонта,
контроля за режимами эксплуатации скважин, а также осложнения в процессе
эксплуатации скважин. Установлено, что главными причинами низкой
энергетической эффективности разработки V I I I горизонта месторождения
Жетыбай являются1 Длительная эксплуатация добывающих скважин при забойных давлениях,
существенно меньших давления насыщения, которая привела к развитию
режима растворенного газа со всеми вытекающими отсюда отрицательными
последствиями.
2 Значительное по времени отставание закачки воды с целью ППД и ее низкая
эффективность.
3. Ухудшение свойств нефти в пластовых условиях, связанное с ее частичной
дегазацией.
С целью повышения энергетической эффективности выработки запасов V i n
горизонта необходимо:
1 Перейти на эксплуатацию добывающих скважин с забойньми давлениями не
ниже текущего давления насыщения, равного 14,6 МПа.
2. Повысить забойное давление в нагнетательных скважинах до величин,
порядка 40 МПа (устьевое давление поддерживать на уровне 19 МПа).
3. Определить основные источники потерь воды в системе ППД, а объемы
закачиваемой воды привести в соответствие с объемом отбираемой продукции
и объемом частично сжимаемого в пласте свободного газа.
4 С целью возможного повышения коэффициента нефтеотдачи ограничить
отбор продукции и
попытаться уменьшить объем свободного газа в
дренируемом объеме, управляя объемами закачиваемой воды.
Третья глава посвящена анализу работы эксплуатационного фонда скважин и
основным причинам, осложняющим его эффективную работу. Это связано с тем,
что скважина является основным элементом исследуемой системы,
поставляющая информацию об эффективности выработки запасов.
В период с 1976 г. по 1983 г. фонд добывающих скважин возрастал и достиг
105, а нагнетательный фонд достиг 42 скважин. С 1984 г. по 1991 г. добывающий
фонд достигает 216 скважин, что на 40 единиц превышает проектную величину;
также возрастает и фонд нагнетательных скважин с 46 до 83, превышая
проектный показатель на 15 скважин. Вместе с этим растет и фонд
простаивающих скважин: добывающих скважин 18, а нагнетательных - 15 При
этом превышение годовой добычи нефти в сравнении с проектной колеблется от
40,6 тыс.т в 1984 г. до 393,9 тыс.т - в 1988 г. С 1989 г. фактическая добыча нефти
в сравнении с проектной становится меньше на 12,5 тыс. т, а в 1991 она
снижается на 79,2 тыс.т. Эта тенденция сохраняется и в дальнейшем Общая
характеристика фонда скважин У Ш горизонта с 1991 г по 2001 г. представлена в
табл 1, а динамика фонда скважин за эти годы показана в табл.2. Из эюй таблицы
видно, что число действующих добывающих скважин уменьшается вплоть до
2000 г до 57 единиц, затем в 2001 г. происходит увеличение фонда на 38
скважин. Число действующих нагнетательных скважин с 1991 по 2001 г.г.
снизилось вдвое. Основными причинами выбытия скважин является их плохое
техническое состояние, а также отложения в добьшающем оборудовании
парафина, солей; во многих случаях образуются стойкие и вязкие водонефтяные
эмульсии, значительна и коррозия подземного оборудования. Рассмотрены
основные методы борьбы с указанными осложнениями и даны практические
рекомендации.
В настоящее время добывающие скважины эксплуатируются У С Ш Н , а
особенности их эксплуатации сводятся к следующему:
1 Большие глубины спуска насосов вследствие невысоких забойных давлений.
2. Отрицательное влияние свободного газа на приеме насосов, приводящее к
низким коэффициентам наполнения насосов и подачи.
3. Влияние отложений парафина и солей в глубинном оборудовании, что резко
снижает эффективность работы У С П Ш .
4. Высокая вязкость добываемой продукции, как правило, водонефтяной
эмульсии и ее коррозионная активность.
Таблица 1.
Общая характеристика фонда скважин V I I I горизонта.
№
пп
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Параметры
Годы
Фонд добывающих
скважин, ш т
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
216
220
223
222
222
221
218
202
205
206
219
Фонд действующих
добывающих
скважин, шт
177
200
143
95
163
133
108
77
62
57
95
Фонд нагнетательных
скважин, шт.
83
86
94
98
%
98
99
83
90
93
98
Фонд действующих
нагнетательных
скважин, ш т
50
64
45
40
57
45
38
17
15
18
25
0,94
0,79
0,98
0,99
0,76
0,78
0,79
0,99
0,98
0,99
0,74
0,82
0,91
0,64
0,43
0,73
0,60
0,49
0,38
0,30
0,28
0,43
5,9
5,0
4,3
3,5
3,1
3,1
3,0
4,0
4,2
5,1
5,5
10,7
9,0
8,3
6,4
5,1
5,2
4,5
5,5
6,4
8,2
7,9
120,0
102,7
82,0
73,2
91,0
77,0
67,0
134,4
175,0
96,9
73,0
11,7
12,3
11,5
11,4
11,2
11,0
10,8
11,3
11,4
11,2
11,1
Коэффищ1ент
эксш1уатащ{И фонда
скважин, д ед
Коэффициент
использования фонда
скважин, д.ед.
Средний дебит по
нефти, т/сут
Средний дебит по
жидкости, т/сут
Приемистость нагнет,
скважин, м'/сут
Среднее давление на
забоях добывающих
скважин, М П а
Таблица 2
Динамика фонда скважин У Ш горизонта.
х«
1
Показатели
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Фонд добывающих
216
220
223
222
222
221
218
202
205
206
218
177
6
28
143
39
200
4
26
170
20
143
4
19
120
80
95
1
16
78
127
163
1
12
150
59
133
1
7
125
88
108
1
0
107
110
77
1
0
76
125
62
0
0
62
143
57
0
0
571
49
94
0
0
94
124
I
24
35
0
25
4
0
25
74
0
27
0
0
28
0
1
28
0
0
28
0
0
28
33
0
30
21
0
30
17
0
30
0
83
86
94
98
96
98
99
83
90
93
98
50
23
1
64
22
0
45
49
1
40
58
0
57
39
0
45
53
0
38
61
0
17
66
0
15
75
0
18
75
0
25
73
0
20
6
8
0
2
1
1
0
0
0
0
0
1
3
0
4
0
0
0
0
0
0
323
331
342
347
346
347
345
346
346
346
346
скважин, шт.
в т . ч действующие
из них: фонтанные
газлифтные
ШГН
Бездействующие
В освоении после
бурения
Ликвидировано
В консервации
2
3
4
5
Фонд нагнетательных
скважин, шт
в т ч действующие
бездействующие
В освоении после
бурения
Ввод добыв скважин из
бурения за год, шт
Ввод нагнет, скважин из
бурения за год, ш т
Общий фонд скважин,
шт.
12
Большие глубины спуска насосов приводогг к необходимости применения
более мощного наземного оборудования (при малых дебитах скважин!).
Реализуемые режимы работы установок (S и п) приводят к высоким скоростям
откачки, к частым поломкам штанг и интенсивному износу глубинного насоса
Вредное влияние свободного газа не только приводит к снижению
коэффициента наполнения насоса, но зачастую, и к срыву подачи. Отложения
парафина и солей блокируют нормальную работу газозащитных якорей, забивают
хвостовики, клапаны насосов, трубы и наземные коммуникации. Отложения
парафина и солей на штангах приводят к увеличению нагрузок на головку
балансира станка-качалки и к обрывам штанг.
Интенсивной коррозии подвергаются НКТ и штанги. Осыпающиеся с труб и
штанг продукты коррозии попадают в глубинный насос, приводя к заклиниванию
плунжера и забиванию нагнетательных клапанов.
Увеличение обводнения продукции скважин усиливает не только саму
коррозию, но и увеличивает количество образующихся солей. Ухудшаются
смазывающие свойства продукции и более интенсивно изнашршаются насос,
трубы и штанги. При этом образуется стойкая и вязкая водонефтяная эмульсия,
увеличиваются нагрузки на головку балансира и
снижается КПД
глубиннонасосной установки.
Серьезная проблема при выработке запасов V I I I горизонта связана с
малодебитным фондом скважин (по существующей классификации к
малодебитному фонду относятся скважины, дебит которых по нефти менее 5
т/сут). На настоящий момент малодебитный фонд составляет 48 единиц или 50%
от добывающего действующего фонда. Малодебитный фонд расположен на слабо
дренируемых участках, в которых находятся в настоящее время значительные
промышленные запасы невыработанной нефти, в связи с чем эти участки
представляют большую значимость.
Малодебитный фонд скважин по продуктивной характеристике неоднороден
и может быть разделен на 2 категории:
1 скважины, которые по геолого-физическим п^аметрам дренируемых зон
не должны были бы быгь малодебитными, т.к. расположены в зонах с хорошими
фильтрационно-емкосгными свойствами, о чем говорит средний начальный
дебит этих скважин по нефти, равный 21,1 т/сут. Анализ показывает, что таких
скважин 20 или 42%. В накопленной добыче нефти на эти скважины приходится
65%,
2 - скважины с начальными дебитами нефти менее 10 т/сут; таких скважин 28
или 58%. Из этого количества скважин 12 единиц (32%) являются действительно
малодебитными, начальные и текущие дебиты которых по нефти не превьппают 5
т/сут.
Таким образом, большее количество скважин (36 единиц) не являются
малодебитными изначально, а стали таковыми в процессе разработки V I I I
горизонта данного месторождения.
Можно выделить следующие причины существования малодебитного фонда
скважин:
- геологического характера (объективная причина);
13
- технологического и организационно-технического характера (субъективные
причины).
Анализ показывает, что только 10 скважин (21%) из фонда малодебитных
скважин связаны с геологическими причинами: попадание скважин в
низкопроницаемые зоны, а также в зоны с прерывистым строением коллектора.
Наибольшая группа малодебитных скважин связана с субъективными
причинами:
- несоблюдение технологии бурения и некачественное вскрытие пласта;
- нарушения в процессе вызова притока и освоения, а также в процессе пробной
эксплуатации;
- недостаточность или отсутствие обработок призабойных зон скважин с целью
сохранения и увеличения начальной продуктивности скважин;
- осложненные условия эксплуатации скважин
Одной из наиболее существенных причин снижения продуктивности скважин
является эксплуатация скважин с забойными давлениями ниже давления
насыщения. Эта причина в конечном итоге приводит к ситуации, когда весь
добывающий фонд становится малодебитным Реализуемая на объекте система
ППД заводнением далека от эффективной.
Все вышеизложенное привело к тому, что к настоящему времени
значительным стал бездействующий фонд. Так, в период 1999-2000 годы в
бездействии находилось около 70% фонда добывающих скважин и более 80%
фонда нагнетательных скважин. Увеличение фонда бездействующих скважин
связано не только с объективными причинами (осложнение условий
эксплуатации, старение скважин, коррозия оборудования), но и с субъективными
(система хозяйствования - максимизация прибыли) и, как следствие, недостаток
материально-технических средств, оборудования и снижение дорогостоящих
подземных и капитальных ремонтов скважин.
На основании вьш]еизложенного сделаны следующие основные выводы:
1. Состояние эксплуатационного фонда VIII горизонта месторождения Жетыбай
во времени ухудшается, что существенным образом влияет на эффективность
разработки объекта.
2. Добывающий фонд скважин эксплуатируется установками скважинных
штанговых насосов при значительных осложнениях, приводя к постоя1гао
увеличивающемуся фонду малодебитных и бездействующих скважин.
Четвертая глава посвящена исследованию основных особенностей
выработки запасов при эксплуатации добывающих скважин с забойными
давлениями ниже давления насыщения нефти газом, являюицкся одной из
главных причин низкой эффективности разработки VIII
горизонта
месторождения Жетыбай. Установлено, что при этом происходит частичное
разгазирование нефти в пористой среде, вследствие чего изменяются во времени
к ^ текущая газонасьш5енность нефти, так и давление насыщения и другие
параметры нефти. Незнание текущей газонасыщенности пластовой нефти,
давления насыщения и других пгфаметров осложняет эксплуатацию скважин в
связи с невозможностью проведения расчетов по выбору необходимого
и
глубтшонасосного оборудования и установления оптимальных режимов его
работы, а также системы сбора и подготовки скважинной продукции.
Разработана методика расчета газонасыщенности, давления насыщения и
плотности газонасыщенной нефти по единственному достоверно определяемому
экспериментально параметру - плотности дегазированной нефти
В аналитическом виде полученные взаимосвязи записываются так:
- плотность газонасыщенной нефти р „
/)„ = А-В(С-/,„а),
(1)
где А, В и С - числовые размерные коэффищ1енты, зависящие от плотности
дегазированной нефти, кг/м';
рм - плотность дегазированной нефти, кг/м*.
Например, для плотности дегазированной нефти 840< />„а < 900 кг/м'
зависимость (1) имеет вид:
р« = 880-2,167 (900-/7„Д
(2)
Зависимости получены для диапазона изменения 790</)«j < 1000 кг/м'.
На основании обработки зависимости плотности газонасыщеной нефти от
газонасыщенности Go [м'/м*] для более, чем 1000 нефтяных месторождений
бывшего СССР, получена следующая зависимость:
/3;„ = D-Go",
(3)
где D - числовой размерный коэффищ1ент, зависящий от величины Go, кг/м',
X - показатель степени.
Например, для газонасыщенности пластовой нефти IO^GO^IOOM'/M'
зависимость (3) записана в виде:
p„=1090/G„°'°'^'.
(4)
Используя совместно, например, зависимости (3) и (4) получаем^„.„,22
1090
880-2,167(900-/>,^)'
(5)
Таким образом, зависимость (5) может быть использована для расчета
текущей газонасыщенности пластовой нефти по данным плотности
дегазированной нефти.
В соответствии с законом Генри между газонасыщенностью G» и давлением
насыщения Рнш существует зависимость, которая дая большинства нефтегазовых
месторождений бывшего СССР позволяет записать взаимосвязь между Go и Рщ^ в
интервале 25< Go < 600 м'/м' в виде:
15
PH., = 12,5 + 0,05 (Go - 25) [МПа].
(6)
Расчеты по разработанной методике для VIII горизонта дают (при
экспериментально определенной плотности дегазированной нефти р^ = 849
кг/м'):
по формуле (2) р^= 880 - 2,167 (900-849) = 769,5 кг/м',
по формуле (5)
0 : ° ' ^ ^ = ^ ^ ,от1судаО„ = 68,9м^м',
769,5
по формуле (6) P„j, = 12,5 + 0,05 (68,9 - 25) = 14,7 МПа.
Определенные экспериментально величины соответственно составляют.
р^ 765 кг/м'; Go = 69 м'/м'; Р„ас =14,6 МПа, т.е. ошибка расчета составляет:
для р „ - 0,15%; для Р^^ - 0,6%; для Go - 0,14%, что вполне допустимо.
Таким образом, разработанная эмпирическая методика расчета текущих
основньк свойств пластовой нефти после ее частичной дегазации VIII горизонта
месторождения Жетыбай обладает достаточно высокой точностью и может быть
рекомендована к использованию.
В этой же главе разработана полуэмпирическая методика расчета основных
свойств частично дегазированной пластовой нефти, в основе которой лежит
строгая теоретическая зависимость плотности пластовой нефти р^ от объемного
коэффициента нефти в„, р^, платности растворенного в нефти газарг и Go;
/'»=—(P»a+AG„).
(7)
Получены эмпирические вьфажения в„ =XGo), а также зависимости плотности
растворенного в нефти газа в функции содержания в газе метана и азота. Кроме
этого, найдены эмпирические взаимосвязи между объемным содержанием в газе
азота, давлением насыщения Рщс и газонасыщенностью Go, а также взаимосвязи
объемного содержания в газе азота j'o и метана >^.
Данная методика также обладает высокой точностью и рекомендована для
практического использования. Результаты экспериментального и расчетного
определения свойств нефти V I H горизонта месторождения Жетыбай
представлены в табл.3.
16
Таблица 3.
Результаты экспериментального и расчетного определения свойств
пластовой нефти V I I I горизонта месторождений Жетыбай
Экспе)зимент
Параметры
Рм^».с
1
Давление насыщения Риас» М Ш
Газонасыщенно<пъ Go, м'/ьг*
{
Рз*<Р|«с
РзйЙ'нас
2
3
4
18,9
14,6
0,14
1,08
0,5
U6
3,0
-
U1
6,0
5,0
61Д
67,65
735
765
732,6
769,5
0,6
833
849
-
-
-
Объемный коэффициент нефти в„
1,3*
1^5*
Содержание в газе азота ><«, %
4-11
Содержание а газе метана у „ , %
62-67
ршьКГ/м'
6
68,9
69
1,074
Плотность дегазированной нефти
5
при
P™5<P«c
0,6
-
Плотность газонасыщенной
нефти рв, кг/м'
-
% ошибки
Гмб "^^ "нас
14,7
87,5
Плотность газа рг, кг/м*
Расчет
-
♦Экспериментально определенный объемный коэффициент нефти нуждается в повторном
определении, т.к. при данных значениях нарушается уравнение (7)
Таким образом, решена важная практическая задача расчета текущих свойств
пластовой нефти после ее частичной дегазации в VIII горизонте месторождения
Жетыбай.
До настоящего времени среди специалистов нет единого мнения относительно
пределов снижения забойного давления при эксплуатации скважин, а также
относительно продолжительности эксплуатации скважин на таких режимах без
отрицательных последствий для энергетического состояния разрабатываемого
объекта и конечного коэффициента нефтеотдачи. Одним из основных вопросов
при этом является оценка радиуса двухфазной фильтрации (нефть-газ) при
снижиши забойного давления Рмб ниже давления насыщения Р„ас.
В работе рассмотрена зона дренирования, в части которой реализуется
двухфазная фильтрация. Исходя из различных подходов к оценке радиуса зоны
двухфазной фильтрации Кдф, получены различные решения, одно из которых для
гидродинамически совершенной скважины таково:
—{/"ш^ -Р^. )ta * , -(''«, --Р^ )*1 f.
R^=e
С»-'"«h^C-.-''-.)
^1
(8)
где е, - гидропроводность всей зоны фильтрации от контура питания с
радиусом RK до скважины с радиусом г^,
17
В: - гидропроводность зоны двухфазной фильтрации от Кдф до г^,
Рпл, Рзаб, Рнас" соответственно, пластовое, забойное и давление насыщения.
Для гидродинамически несовершенной скважины необходимо вместо г^
использовать приведенный радиус скважины Гцр.
Количественная оценка радиусов двухфазной фильтрации в скважинах У Ш
горизонта при Рщ, > Рщс составляет от 8 до 20 м в зависимости от снижения Рз^аУчитывая, что на определенных временных интервалах пластовое давление
снижалось ниже давления насыщения, объем двухфазной фильтрации в V I I I
горизонте соизмерим с дренируемым объемом, о чем говорят результаты
исследования скважин и текущее состояние разработки
В диссертации исследовано соотношение Е^ / е;> £j / £; и Cj / Сз fe гидропроводность зоны однофазной фильтрации). Установлено, что при
эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения
соотношение гидропроводностей призабойной и удаленной зон оказывают
существенное влияние на эффективность вьфаботки запасов, а к обработкам
призабойных зон таких скважин (ОГО) с целью увеличения их проницаемости
следует подходить чрезвычайно осторожно.
Установлено, что увеличение проницаемости призабойной зоны скважины,
эксплуатирующейся при Р^б < Ршс, при прочих неизменных условиях приводит к
увеличению радиуса зоны двухфазной фильтрации со всеми вытекающими
отсюда отрицательными последствиями.
Получена зависимость для расчета радиуса зоны двухфазной фильтрации
после ОГО Кдфа:
^ьфг^е'^
^''
',
(9)
где Кдф!, Ядф2 - соответственно радиус двухфазной фильтрации до ОГО и после
ОГО,
fj.fj - гидропроводность призабойной зоны скважины после ОГО и до ОГО.
На основании проведенных исследований даны рекомендации по
оптимальным условиям и параметрам проводимых обработок призабойных зон
скважин с целью недопущения снижения эффективности выработки запасов и
коэффициента нефтеотдачи.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Некоторые проектные решения, принятые в различных документах, не были
достаточно обоснованными для принципиальных параметров. Так, проектные
забойные давления в добывающих скважинах предполагались от 12 до 15,5 МПа
при давлении насыщения в 18,9 МПа; давления на устье нагнетательных скважин
- от 14,5 до 17 МПа, что соответствует забойным давлениям 35-38 МПа при
боковом горном давлении порядка 45 МПа. Таким образом, проектные забойные
давления как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах занижены.
18
Фактическая разработка объекта велась при снижении забойного давления в
добывающих скважинах до 10,8 МПа (0,57 Рщс!), т.е. до критической величины;
фактические забойные давления в нагаетательных скважинах составляли 30-32
МПа. Именно эти решения и дальнейшая их реализация привели к низкой
эффективности разработки У Ш горизонта.
2. Длительная эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями
ниже давления насыщения привела к развитию режима растворенного газа,
снижению дебитов скважин, а значительное по времени отставание закачки воды
с целью ППД привело к снижению эффективности выработки запасов V i n
горизонта месторождения Жетыбай.
3 Предложена методика расчета эффективности закачиваемой в залежь воды,
позволяющая проводить оценку объема замещающей воды, вторгшейся в
освобождаемый нефтью объем пористой среды. Расчеты, проведенные по данной
методике за период времени с 1991 г. по 2001 г., показали низкую эффективность
закачиваемой воды (0,141^,415), которая составляет, в среднем, 0,275, т.е.
значительный объем закачиваемой воды идет на сжатие газа и отток в область
питания.
4 Состояние эксплуатационного фонда скважин VHI горизонта во времени
ухудшается. Так, коэффициент использования фонда скважин составляет в
настоящее время около 0,5. При превышении фактического фонда скважин в
сравнении с проекгным снижается эффективность выработки запасов; неуклонно
снижается дебит скважин по нефти (с 8,9 т/сут до 2,4 т/сут), что кратно ниже
проектных величин.-За период с 1991 по 2001 г. фактический годовой темп
отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,03% при проектной
величине 2,13%. Малодебитный фонд превьштаст 50%, постоянно увеличивается
фонд бездействующих скважин.
5. Длительная разработка объекта на режиме растворенного газа привела к
ухудшению свойств добываемой нефти и существенно усложнила контроль за
выработкой запасов. На сегодня отсутствуют рекомендации по расчету свойств
пластовой нефти в условиях ее частичной дегазащш. Разработаны эмпирическая
и полуэмпирическая методики расчета свойств нефти V I I I горизонта при ее
частишгой дегазации, позволяющие для любого времени и любой скважины
рассчитывать эти свойства при минимальном количестве исходной достоверной
информации: плотности дегазированной нефти.
6. Предложены методы оценки размеров зон двухфазной фильтрации и
установлены основные закономерности влияния этих зон на эффективность
выработки запасов Показана отрицательная роль изменения пластового
давления, в том числе и за счет ППД при эксплуатации добывающих скважин с
забойными давлениями ниже давления насыщения.
7. Установлены условия эффективности обработок призабойных зон скважин,
эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения и показаны
пути повышения эффективности выработки запасов в этом случае.
Основные положения днссертационной работы
изложены в следующих публикациях:
1. Нурумова С.Ж. Оценка эффективности объемов закачки воды в пласт на
месторождении Жетыбай. // Тезисы научно-технической конференции,
г-Актау, 16.06.2002 г.//Акгау, 2002г.
2 Нурумова С.Ж. Выбор и анализ участков для оценки выработки У Ш горизонта
месторождения Жетыбай.// Тезисы 2-ой международной конферешдаи, г.
Астрахань, 1-3.10.2003 г.//Астрахань, 2003 г.
3. Нурумова С.Ж. Изучение результатов применения очагового заводнения на
месторождении
Жетыбай.//
Тезисы
международной
конференции
«Инженерное образование и наука в X X I веке», г.Алматы, 25-25.09.2004г.//
Алматы, 2004 г.
4. Мищенко И.Т., Нурумова С.Ж. Расчет основных свойств пластовой нефти при
ее частичной дегазации в пористой среде.// Нефть, газ и бизнес, Xs 1, 2005г.//
Москва, 2005г.
5. Мищенко И.Т., Нурумова С.Ж. Некоторые особенности разработки нефтяных
месторождений при эксплуатации добывающих скважин с забоймами
давлениями ниже давления насыщения нефти газом.// Нефть, газ и бизнес, Xsl,
2005г.// Москва, 2005г.
1^20080
РНБ Русский фонд
2006-4
20767
Подписано в печать 28.09.2005г.
Формат издания 60x84 1/16
Объем 20 стр., 1 печатный лист
Тираж 100 экз. Заказ № 66
Отпечатано в редакционно-издательском отделе
АкгГУ им. Ш.Есенова
г.Актау, 27 мкр.
^.'
''
'
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
853 Кб
Теги
bd000101608
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа