2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 1. Карта распределения нефтенасыщенности на бобриковском горизонте на 31 декабря 2013 года

Рис. 2. Динамика добычи нефти участка в зависимости от длины горизонтальных стволов скважин

Как видно из рис. 2, максимальная добыча нефти наблюдается в момент ввода всех скважин в эксплуатацию, после чего наблюдается интенсивное падение добычи в течение всего времени эксплуатации.

На рис. 3 представлена зависимость накопленной добычи нефти от длины горизонтального ствола скважины. Как видно из графика, на каждый следующий метр пробуренной горизонтальной скважины приходится меньший прирост добычи нефти.

Был выполнен анализ текущей системы разработки, оценены остаточные запасы нефти, выявлены не вовлеченные в процессе разработки области. Для даль-

261

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

нейшей оптимизации предложены наиболее перспективные участки, благодаря оптимизации которых в разработку будут вовлечены новые запасы нефти, что позволит увеличить конечный коэффициент извлечения нефти в целом по месторождению [4].

Рис. 3. Зависимость накопленной добычи участка от длины горизонтальных участков скважин на 2023 г.

Длина горизонтального ствола предлагаемых скважин в каждом конкретном случае определялась по технологическим и экономическим критериям (таблица) и объемам запасов нефти, вовлеченных в разработку. Они были подобраны таким образом, чтобы снизить возможность преждевременного обводнения данных скважин на рассматриваемом участке.

Технико-экономические показатели проводки ГС на бобриковском горизонте Камышлинского месторождения с наиболее оптимальными длинами горизонтальных участков

В бобриковском горизонте Камышлинского нефтяного месторождения введена система ППД, и годовой объем закачки воды в 2013 г. составил 377,45 тыс. м3. При проведении расчетов предполагалось, что закачка воды на бобриковский горизонт с 2013 г. будет поддерживаться на стабильном уровне. При увеличении закачки

262

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

на данный горизонт показатели по добыче и темпам отбора, так же как и показатели обводненности на анализируемый период времени, вероятно, увеличатся.

Из таблицы видно, что бурение горизонтальных скважин окупится за 5 лет. Таким образом, экономические расчеты показали, что проводка наклонно-

направленных скважин на участке бобриковского горизонта Камышлинского месторождения дает положительный результат. Исходя из приведенных расчетов было выявлено, что бобриковский горизонт Камышлинского месторождения необходимо оптимизировать уплотнением плотности сетки скважин на менее дренированных участках месторождения горизонтальными скважинами.

Список литературы

1.Теория и практика моделирования разработки нефтяных месторождений

вразличных геолого-физических условиях / Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.И. Никифоров, А.Ф. Иванов, Р.Х. Низаев. – Казань: ФЭН, 2009. – 239 с.

2.Низаев Р.Х., Бакиров И.М., Орехов Е.В. Создание геологической и гидродинамической моделей месторождения: метод. пособие. – Альметьевск, 2008. – 42 с.

3.Irap RMS. Руководство пользователя (User guide). – Roxar, 2012, – 35–270 c.

4.Низаев Р.Х. Развитие технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений на основе геолого-технологического моделирования: автореф. дис. … д-ра техн. наук. – Бугульма, 2010. – С. 49–55.

263

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ РАДИАЛЬНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Д.В. Новокрещенных

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент А.В. Распопов Филиал ООО « ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» « ПермНИПИнефть» в г. Перми

Рассмотрены результаты применения методов радиального вскрытия пласта на месторождениях Пермского края. На примере анализа технологической эффективности ГТМ показано, что технологии радиального вскрытия пласта позволяют достичь больших приростов продуктивности скважин по сравнению с кислотными обработками. Приведен анализ зависимости эффективности технологий от геологофизических условий. Выделены основные области эффективного применения технологий радиального вскрытия пласта.

Ключевые слова: радиальное бурение, сверлящая перфорация, радиальные каналы, уровни вскрытия пласта, кислотная обработка.

На сегодняшний день при разработке месторождений особое внимание уделяется методам интенсификации добычи нефти. За последние годы благодаря масштабному развитию техники и созданию нового оборудования широкое распространение получили такие методы вовлечения в разработку остаточных запасов, как технологии радиального вскрытия пласта – радиальное бурение (РБ), сверлящая перфорация (СП).

На месторождениях Пермского края РБ начали применять с 2005 г., к 2014 г. проведено около 450 ГТМ. СП применяется с 2009 г., проведено более 100 ГТМ. Реализованные модификации технологий радиального вскрытия различались числом уровней вскрытия и бурящихся каналов, которое определялось геологическим строением и степенью выработки запасов объектов. В большинстве случаев выполнялось бурение четырех каналов. По числу уровней можно выделить четыре основных модификации: 1) четыре канала в одной плоскости (20 % общего числа операций); 2) по два канала в двух интервалах (60 %, с противоположно ориентированными каналами – 45 %); 3) каналы на трех уровнях (10 %); 4) каналы на четырех уровнях (10 %) [1].

Статистический анализ [1, 2, 3] показал, что средние приросты после проведения радиального бурения и сверлящей перфорации выше, чем после проведения кумулятивной перфорации (ПК) и кислотных обработок (КО) на 85 % объектов разработки. После проведения радиального бурения и сверлящей перфорации дебиты нефти увеличились в среднем в 3,5 раза, после проведения повторной ПК и КО кратность увеличения дебитов составила примерно 2,8 раза.

Для исключения влияния многочисленных факторов, относящихся к геологической макронеоднородности объектов, проведен сравнительный анализ технологической эффективности КО и РБ в схожих геолого-гидродинамических условиях. Для анализа выбрана одна скважина, где технологии использовались на одних продуктивных интервалах. В мае 2009 г. выполнена поинтервальная КО

264

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

объемом 30 м3; в июне 2012 г. при помощи РБ выполнено повторное вскрытие продуктивных пропластков на двух уровнях, пробурено по два канала длиной 100 м на каждом уровне с фазировкой 180 град, после чего на заключительном этапе проведена поинтервальная КО объемом 30 м3. В табл. 1 приведены показатели работы скважины до и после ГТМ. Гидродинамические исследования (ГДИ) выполнены в пределах одного года относительно ГТМ.

Таблица 1

Технологические показатели работы скважины

В качестве параметра, характеризующего технологическую эффективность проведения ГТМ, рассматривался прирост дебита нефти за счет изменения коэффициента продуктивности:

По результатам анализа наибольшая технологическая эффективность ГТМ в скважине отмечается после проведения РБ: прирост коэффициента продуктивности в 2,5 раза больше, чем после КО, прирост дебита нефти больше в 2 раза. Также стоит отметить, что в рассматриваемой скважине перед проведением радиального бурения по результатам ГДИ не наблюдалось ухудшения состояния призабойной зоны и достигнут больший технологический эффект, чем при обработке призабойной зоны кислотным составом. Это подтверждает эффективность бурения радиальных каналов за счет подключения недренируемых пропластков и увеличения площади фильтрации.

По результатам анализа зависимости эффективности ГТМ от геологофизических характеристик пласта [2, 3] выделены критерии эффективного приме-

265

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

нения технологии по пластовому давлению и проницаемости: при превышении пластового давления более 0,55 относительно начального наблюдается стабильно высокая эффективность проведения РБ (рис. 1, а), наибольшие приросты дебита нефти отмечаются в среднепроницаемых коллекторах, причем при проницаемости менее 0,01 мкм2 эффективность технологии резко снижается (рис. 1, б).

Рис. 1. График зависимости приростов дебита нефти после проведения РБ от отношения текущего к начальному пластовому давлению (а) и от проницаемости (б)

Установлено, что технологическая эффективность проведенных ГТМ в первую очередь зависит от толщины пропластков, охваченных радиальным бурением (рис. 2, а), и практически не зависит от толщины остальных вскрытых пропластков, обрабатываемых кислотными составами на заключительной стадии работ (рис. 2, б) [2, 3].

Рис. 2. График зависимости приростов дебита нефти после РБ от толщины пропластков, вскрытых радиальными каналами (а), и от толщины пропластков в общем интервале перфорации (б)

Как показывает практика, РБ не всегда эффективно на маломощных пропластках [1, 2], отмечаются случаи, когда после проведения сверлящей перфорации при подобных условиях эффективность становится выше. С другой стороны, на

266

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

высокомощных пропластках наибольшую эффективность показывает технология гидроразрыва пласта (ГРП). Для выявления граничных условий эффективности технологий СП, РБ и ГРП проведен анализ зависимости приростов дебита нефти от толщины вскрытых пропластков (рис. 3).

Рис. 3. Графики зависимости отношения приростов дебита нефти после проведения ГРП и СП к приростам после РБ от толщины вскрытых пропластков

Из рис. 3 видно, что на пропластках толщиной до 2 м приросты дебитов нефти, полученные после проведения РБ, сравнимы с приростами после СП, а эффективность технологии ГРП превосходит эффективность РБ на пропластках толщиной более 4 м. Таким образом, рекомендации к проведению технологий в зависимости от толщины вскрываемых пропластков следующие: СП – до 2 м, РБ – 2–4 м, ГРП – более 4 м.

Список литературы

1.Распопов А.В., Кондратьев С.А., Новокрещенных Д.В. Влияние геологофизических условий на эффективность бурения радиальных каналов в околоскважинную зону пласта // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 78–79.

2.Распопов А.В., Новокрещенных Д.В. Сравнительный анализ технологической эффективности методов интенсификации добычи нефти на карбонатных коллекторах // Вестник ЦКР Роснедра. – 2013. – № 4.

3.Новокрещенных Д.В., Распопов А.В. Перспективы развития технологий радиального вскрытия пласта на месторождениях Пермского края // Нефтяное хо-

зяйство. – 2014. – № 3. – С. 54–57.

267

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

К ВОПРОСУ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОДНОТРУБНОЙ СИСТЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ И ГАЗА

НА МЕЛКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

О.А. Ожгибесов, А.Н. Ладыгин

Научный руководитель – канд. техн. наук М.С. Турбаков Пермский национальный исследовательский политехнический университет

В данной статье рассмотрены различные однотрубные системы сбора и транспортировки многофазной продукции, их достоинства, недостатки и области применения. Выполнен сравнительный анализ однотрубной и раздельной систем сбора и транспортировки нефти и газа.

Ключевые слова: многофазная продукция, однотрубная система сбора и транспортировки нефти и газа, мелкие месторождения.

Ежегодное изменение спроса на энергоносители приводит к повышению мировых цен на нефть и газ. Выработка запасов обустроенных месторождений, находящихся в непосредственной близости от потребителя, достигает 70 %, увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, что способствует разработке мелких, отдаленных месторождений, добыча нефти на которых ранее считалась нерентабельной. Вовлечение нефтедобывающими компаниями в разработку новых мелких месторождений (начальные извлекаемые запасы нефти не более 3 млн т), характеризующихся значительной отдаленностью от существующей инфраструктуры, затрудняется тем, что с 01.01.2012 г. Правительство России установило допустимое количество сжигаемого на факелах газа не более 5 % от общего добытого объема

иувеличило плату за выброс в атмосферу веществ, образующихся при его горении, что увеличивает капитальные вложения в обустройство месторождений, следовательно, повышается себестоимость нефти [1]. Все это приводит к тому, что применяемые системы нефтегазосбора являются дорогими и металлоемкими.

Учеными разработан ряд принципиально новых герметизированных систем нефтегазосбора, в основу которых положен прогрессивный метод совместного транспорта нефти и газа.

В1948 г. на промыслах объединения Азнефть стала внедряться первая герметизированная система совместного сбора нефти и газа до пункта сбора продукции под повышенным давлением порядка (5–6)·105 Па, предложенная инженерами Ф.Г. Бароняном и С.А. Везировым. Имеются преимущества данной системы по сравнению с раздельной системой сбора нефти и газа: высокая степень использования энергии пласта; централизацию сбора нефти и газа на одном промысловом сборном пункте, что дает возможность автоматизации технологического процесса; значительное уменьшение потерь нефти и газа благодаря герметизации системы; сокращение капитальных вложений и металлоемкости.

К недостаткам данной системы сбора можно отнести: разделение нефти и газа в одну ступень, так как при этом уменьшается объем отсепарированной нефти

иухудшаются ее товарные качества по сравнению с многоступенчатой сепараци-

268

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ей; возможность образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) труб при добыче парафинистой нефти.

Идея совместного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин получила свое дальнейшее развитие в работах Грозненского нефтяного института, где была разработана высоконапорная однотрубная система сбора. Ее отличительной особенностью является высокое (до 6–7 МПа) устьевое давление.

Преимущества высоконапорной однотрубной системы: отказ от сооружения участковых сборных пунктов и перенос операций по сепарации нефти на центральные сборные пункты; максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов; сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети; более полное использование естественной энергии пласта; исключение необходимости строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, возможность увеличить число ступеней сепарации и обеспечить утилизацию попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы являются: значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе; нарушение устойчивости трубопроводов, их разрушение из-за большого числа циклов нагрузки и разгрузки металла труб; отрицательное влияние на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры; применение только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями и требование особого внимания к выбору режимов перекачки, обеспечивающих малые потери напора и малые пульсации давления.

Институтом «Гипровостокнефть» разработана напорная однотрубная система сбора нефти и газа с целью наибольшего укрупнения и централизации объектов разделения продукции скважин и подготовки нефти и газа к магистральному транспорту в условиях, когда пластовые давления не обеспечивают высоких значений устьевых. Этой системой предусматривается использование энергии пласта или напора, создаваемого глубинными насосами, для бескомпрессорного транспортирования газа первой ступени сепарации на большие расстояния. Давление на устье поддерживается от 1,0 до 1,6 МПа. Продукция нефтяных скважин проходит групповые замерные установки, на которых периодически замеряются дебиты. Далее эта продукция по одному трубопроводу подается в сепараторы первой ступени, сгруппированные на участковых сепарационных пунктах. Далее при давлении 0,5–0,6 МПа газ за счет давления в сепараторе направляется к потребителям, а нефть с оставшимся растворенным газом – на центральный сборный пункт. На этом пункте осуществляются окончательное разделение нефти и газа, подготовка нефти к сдаче потребителю, переработка газа, подготовка сточных вод к закачке в пласты.

Применение данной напорной системы сбора позволяет: сконцентрировать на центральном сборном пункте (ЦСП) оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км; применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлоза-

269

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

траты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы; отказаться от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления; увеличить пропускную способность нефтепроводов и сократить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатками напорной системы сбора являются: большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП; большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования

еев системе поддержания пластового давления.

Внастоящее время применяют две системы сбора, лишенные указанных недостатков. Первая отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент-деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на дожимную насосную станцию (ДНС). На ЦСП установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды.

Особенностью второй является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается установка комплексной подготовки нефти, называется комплексным сборным пунктом. Вторая схема применяется при большом числе скважин, подключенных к комплексному сборному пункту [2].

Однотрубные системы сбора и транспортировки из года в год модернизировались, исключались недостатки. В итоге система создает условия для централизации и укрупнения нефтепромысловых объектов, исключая применение газокомпрессорного оборудования, строительство инфраструктуры с сепарационными установками и газопроводами, что приводит к уменьшению себестоимости добычи нефти и разработке удаленных труднодоступных месторождений с протяженной системой трубопроводов.

Список литературы

1.Турбаков М.С., Кожевников Е.В. Утилизация нефтяного газа на мелких месторождениях // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 8. – С. 118–120.

2.Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции [Электрон-

ный ресурс]. – URL: http://oilloot.ru/82-transportirovka-i-khranenie-gaza-nefti-i-nefte-

produktov/516-sbor-i-vnutripromyslovyj-transport-skvazhinnoj-produktsii (дата обращения: 25.09.2014).

270