Разработка технологий теплового воздействия на пласты высоковязких нефтей месторождений Узень

Рисунок 2.1 - Динамика показателей разработки месторождения Узень

Следующие 4 периода (IV-VII) характеризуются устойчивым падением добычи нефти и жидкости, за исключением V периода, кода отмечается рост добычи жидкости. IV и VII периоды характеризуются значительным темпом падения добычи нефти и жидкости, что привело к примерно одинаковому выпадение запасов нефти из разработки - в IV - 62 млн. т и в VII - 65 млн. т. Падение в IV периоде самое чувствительное для дальнейшей жизни месторождения, так как произошла потеря добычи с 15811 тыс. т в год до 10043 тыс. т. Причиной падения добычи послужили технологические обстоятельства. Среди которых: разукрупнение объектов в нагнетательных скважинах, резкое увеличение приемистости, резкий рост объемов закачиваемой вода - достижение текущей компенсации 153-130%, а накопленная компенсация впервые превысила 100-110%, катастрофические прорывы воды и др.

Рисунок 2.2 - Состояние фонда скважин за период с 1998 по 2013 гг.

Рисунок 2.3 - Зависимость удельной месячной добычи нефти от накопленной добычи нефти

Рисунок 2.4 - Зависимость удельной месячной добычи жидкости от накопленной добычи жидкости

Таблица 2.1 - Изменение фонда добывающих и нагнетательныхскважин, соотношения m по периодам

Закачка воды на месторождении Узень проводится с 1967 года. По официальной отчетности максимальная закачка была достигнута в 1986 году и составила 40,5 млн. м³. В последующие годы объемы закачки несколько уменьшились и к 1999 году они составили 18,2 млн. м³. Однако, начиная с 2010 года, объемы закачиваемой воды увеличиваются. В 2010 году закачка составила 25 млн. м³, на 01.01.2015 года она возросла до 48 млн. м³. В 2014 году 46,9 млн. м³ закачиваемой воды приходится на 13-18 горизонты основного свода и лишь 264 тыс. т на 15-18 горизонты куполов. 67% годовой закачки приходится на 13+14 горизонты, 14% - на 15 горизонт и 12% - на 16 горизонты.

Текущая компенсация отбора закачкой в среднем по 13-18 горизонтам (см. табл. 3.13) составила в 2010 году - 168%, в 2011 году - 160%, в 2012 году - 155%, в 2013 году - 174%, в 2014 году снизилась до 149%.

При изучении вопроса компенсации представляет интерес рассмотрение этого параметра по блокам, однако следует отметить, что в связи с остановкой практически всех нагнетательных скважин разрязающих рядов в оставшихся работающих скважинах можно распределить воду по смежным блокам делением пополам, по очаговым скважинам, находящимся внутри блока, закачка относилась полностью к рассматриваемому блоку.

В таблице 3.13 приведены данные по компенсации на 01.01.2015 г. по блокам 13-18 горизонтов основного свода.

Гидродинамические исследования скважин и пластов

Целями гидродинамических методов по контролю и регулированию разработки на данной стадии эксплуатации месторождения являются:

- получение наиболее полной и необходимой информации о состоянии разработки нефтяных залежей

- оценка и уточнение текущих продуктивных и фильтрационных характеристик пластов;

- оценка состояния прискважинных зон пластов;

- контроль добываемой продукции (добывающих скважинах), закачиваемого агента (в нагнетательных скважинах);

- оценка эффективности проведения мероприятий по интенсификации добычи;

- контроль за энергетическим состоянием залежи;

- оценка гидродинамической связи между скважинами, объектами эксплуатации, установление наличия нарушений, расчлененности пластов.

Для осуществления намеченных целей необходимо выполнение следующих видов исследований и замеров:

- замеры дебита добывающих скважин, объемов закачиваемой воды нагнетательных скважин;

- определение динамических забойных давлений и температуры;

- определение статических забойных давлений и температуры

- определение динамических устьевых давлений и температуры;

- определение статических устьевых давлений и температуры

- исследование изменения давления и температуры по стволу скважины

- исследование установившейся фильтрации: методы установившихся отборов, установившихся режимов закачки;

- исследование восстановления (падения) давления в добывающих (нагнетательных) скважинах;

- исследование взаимодействия скважин (интерференция, гидропрослушивание);

- контроль за учетом закачиваемой воды в пласте.

В зависимости от конструкции скважины, способа эксплуатации, технического состояния установленного оборудования забойное давление должно определяться:

- по данным прямого измерения глубинными манометрами непосредственно на забое скважины; прямые измерения могут быть проведены в фонтанных, газлифтных, нагнетательных скважинах, а также в скважинах механизированного фонда, оборудованных для спуска глубинных приборов через затрубное пространство;

- по данным измерений динамических уровней жидкости или прямых измерений глубинными манометрами в точках, отстоящих на значительном расстоянии от забоя скважин, в которых по техническим причинам невозможен спуск прибора на забой;

- по данным измерений динамического давления на устье нагнетательных и добывающих скважин, работающих в определенных условиях.

Прямые замеры забойного давления в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах проводятся стандартными глубинными манометрами или комплексными приборами, имеющими датчики давления. В скважинах механизированного фонда, оборудованных для спуска приборов через затрубное пространство, для измерения забойного давления используются малогабаритные глубинные манометры.

Для проведения измерений прибор опускается на глубину середины интервала перфорации, а если это по техническим причинам невозможно, то на максимально возможную глубину, и замеряют при установившемся режиме эксплуатации скважины.

На период измерений из фонтанных и компрессорных скважин, а также скважин, оборудованных УЭЦН, извлекаются механические скребки.

Для исследований скважин, оборудованных УЭЦН, используют либо лифтовые манометры, устанавливаемые на длительное время ниже приема насоса, либо специальные устройства, называемые суфлерами, устанавливаемые выше насоса, и позволяющие с помощью обычных манометров, спускаемых в лифтовые трубы, измерять давление в затрубном пространстве вблизи насоса.

В скважинах механизированного фонда, где нет возможности прямого замера давления глубинными манометрами, забойное давление может быть определено по данным замеров динамических уровней в межтрубном пространстве.

Динамические уровни в скважинах отбивают с помощью эхолотов, уровнемеров или по данным геофизических исследований.

Пересчет замеренного динамического уровня в забойное давление возможен при условии, когда давление на приеме насоса превышает давление насыщения нефти газом.

Забойное давление можно определить через устьевое только для нагнетательных скважин. При этом к нагнетательным скважинам предъявляется ряд требований, таких, как герметичность устьевого оборудования и НКТ, однородность жидкости, заполняющей НКТ, и затрубное пространство, работа скважины по одному из каналов и др.

Пластовое давление может быть определено путем:

- прямого измерения в период остановки скважины глубинными манометрами или датчиками давлений комплексных приборов, спущенными до середины интервала перфорации;

- пересчета через статический уровень, устьевое давление или давление, замеренное в какой-либо точке ствола скважины;

- по данным исследования скважины методом восстановления давления.

Замеры пластового давления могут совмещаться с замерами забойного давления.

Время восстановления (падения в нагнетательных скважинах) давления до пластового определяется значением пьезопроводности пласта в районе скважины. Оно устанавливается для каждой скважины опытным путем.

Информацию о пластовых и забойных давлениях в фонтанных скважинах на месторождении получают путем прямых измерений, прямые замеры пластовых давлений в скважинах, оборудованных ШГН, осуществлялись только при остановках на ПРС.

Если прямые замеры пластового давления на забое технически невозможны, то пластовое давление можно найти путем пересчета через статический уровень или статическое устьевое давление.

Кроме того, необходимо проведение исследований по решению задачи определения оптимального давления нагнетания в нагнетательных скважинах с целью увеличения коэффициента охвата.

Исследование интерференции и гидропрослушивание обычно рассматриваются в сложных ситуациях, когда результатов исследований МУО, КВД недостаточно для понимания процессов, происходящих в пласте, оценки пластовых характеристик.

Исследование интерференции (гидропрослушивание) является наиболее важным для установления в пласте зон возможного прорыва закачиваемого агента.

Необходимо выбрать скважины для проведения исследований методом гидропрослушивания для решения таких задач, как выявление или подтверждение нарушений и их проводимости.

Организация и применение высоконапорной и низконапорной систем ППД на месторождении за длительный период разработки создана обширная система ППД, включающая 16 БКНС и ВРБ, с подключенными к ним нагнетательными скважинами по территориальному признаку, без учета их поглощающих способностей и принадлежности к эксплуатационным объектам.

По состоянию на 01.01.2015 г. эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на месторождении составил 1146, в том числе действующих - 1070, бездействующих - 76.

В качестве рабочего агента используются сточные воды, вода каспийского моря и Волжская вода.

Мощность сооружений системы ППД рассчитывается на максимальный уровень закачки воды, исходя из максимального уровня добычи продукции в пластовых условиях с учетом обоснованного коэффициента компенсации. давление системы ППД определяется, исходя из коэффициентов приемистости и объемов закачки для различных типов коллекторов.

Исследованиями последних лет установлено, что в области давлений, превышающих давление насыщения на 5-10 МПа, нефть качественно меняет свои реологические и фильтрационные свойства. В этом диапазоне давлений резко снижается вязкость нефти и, следовательно, увеличивается ее подвижность в пористой среде.

На поздней стадии разработки месторождения, когда остаточная нефть, обладающая реологическими свойствами, содержится в наименее проницаемых пластах, первостепенной задачей повышения эффективности системы ППД является вовлечение в процесс вытеснения наименее проницаемых участков залежи. Достичь это возможно путем дифференцированного воздействия на низкопроницаемые пласты повышенным давлением. При этом необходимо обеспечить глубокую очистку воды, иначе в низкопроницаемые пласты вода не пойдет, или пойдет в ограниченном объеме, в результате чего не будет достигнута эффективность от воздействия повышенным давлением.

Для интенсификации закачки воды в нагнетательные скважины, вскрывающие низкопроницаемые пласты, предложено создание независимой нагнетательной системы повышенного давления (СПД). Поблочное разбуривание месторождения позволяет в каждом блоке вводить систему СПД индивидуально - для каждого блока.

Определены нагнетательные скважины с ухудшенными коллекторскими свойствами и низкой приемистостью, предусмотренные к подключению в эту систему.

При определении величины повышенного давления нагнетания, исходили из условия, что оно не должно превышать величину давления гидроразрыва пласта, характерную для продуктивных пластов месторождении Узень.

Накопленные результаты исследований показывают, что давление гидроразрыва для продуктивных пластов месторождения составляет примерно 27-32 МПа. Эта величина подтверждается результатами расчета давления ГРП по гипотетической скважине месторождения.

Таким образом, на скважинах месторождения Узень ожидаемое максимальное давление ГРП на устье составляет ~22 МПа, максимальное давление на забое ~32 МПа.

Перед проведением опытно-промысловых работ необходимо провести лабораторные исследования физико-химических и фильтрационных характеристик полимерных растворов, а также провести исследования кинетики гелеобразования композиций.

Контроль внедрения процесса предусматривает следующие виды работ: контроль режимов работы скважин; контроль технологических свойств закачиваемого полимерного раствора; контроль обводненности добывающих скважин; исследование попутно-добываемой воды на содержание ПАА; контроль выработки пласта.

Описание проведения работ

1. На первом этапе внедрения закачивается 0,2% раствора ПАА в течении 5 суток.

2. По окончании первого этапа закачивается 0,2% раствора ПАА с одновременной дозировкой 0,03% раствора сшивателя (ацетат хрома) в течение 10 суток. Раствор сшивателя дозируется насосами в коллектор полимерного раствора.

3. Производится суточную закачку 0,2% раствора ПАА.

4. Подключается участок под закачку воды.

Для осуществления технологии загущения воды на БКНС потребуется:

­ строительство блока подготовки ПАА (емкостное оборудование для растворения и накопления ПАА, насосы откачки ПАА, фильтры, расходомеры);

­ дополнительное строительство 6 ВРП с прокладкой разводящих коллекторов от БКНС условным диаметром 150 мм и протяженностью 5600 м.;

­ подключение 57 проектных скважин ТОР2 с прокладкой трубопроводов условным диаметром 100 мм и протяженностью 11200 м;

­ установка расходомеров для учета воды.

Перечень необходимого оборудования представлен в таблице П112.

Рисунок 2.6 - Распределение новых добывающих скважин по горизонтам 13-18

На рисунках 2.12 и 2.13 показано распределение новых скважин по дебитам нефти и обводненности. Как видно, 4 новые скважины (2692, 1881, 7813, 2609) имели нулевой начальный дебит, около 30% нового фонда - низкодебитные (до 5 т/сут) скважины, всего 5% - высокодебитные скважины (более 50 т/сут). 17 новых скважин имеют начальный дебит выше 50 т/сут, из них 10 пробурены на 13 горизонт, одна переведена на этот же горизонт из нагнетательного фонда, 5 - на 14 горизонт и 1 - на 15 горизонт. Практически все новые скважины вступают в эксплуатацию с начальной обводненностью, 13% фонда имеют в продукции скважин до 30% воды, 22% - вступили в эксплуатацию с высокой обводненностью (выше 70%). 4,5% нового добывающего фонда вступило в эксплуатацию с содержанием воды более 90%. Безводных скважин нет. Обводненность по скважинам изменяется от 15 до 64%, в среднем составляя 33%.

На рисунках 2.7-2.14 для каждого горизонта приведено распределение фонда новых скважин по блокам.

Рисунок 2.7 - Распределение новых скважин по дебитам нефти

Рисунок 2.8 - Распределение новых скважин по обводненности

Рисунок 2.9 - Распределение новых скважин по блокам 13 горизонта

Рисунок 2.10 - Распределение новых скважин по блокам 14 горизонта

Рисунок 2.11 - Распределение новых скважин по блокам 15 горизонта

Рисунок 2.12 - Распределение новых скважин по блокам 16 горизонта

Рисунок 2.13 - Распределение новых скважин по блокам 17 горизонта

Рисунок 2.14 - Распределение новых скважин по блокам 18 горизонта

Подробные сведения о начальных параметрах новых добывающих и нагнетательных скважин, средних за год и накопленных на дату анализа за последний год приведены в таблице 3.8 и 3.9.

Самый высокий удельный накопленный отбор нефти (3919 т) на одну новую скважину оказался по 17 горизонту, самый низкий по 18 горизонту (1215 т). По основным по добыче нефти горизонтам, 13-ому и 14-ому, соответствующие отборы составляют 2942 т и 2496 т. Новые скважины с такими средними накопленными показателями окупают себя за первый год эксплуатации.

Анализ местоположения новых скважин на залежах показал, что, в основном, высокодебитные новые скважины попали в зоны развития улучшенных коллекторов, так называемых «песчанных тел», образовавшихся в условиях речного и руслового осадконакопления.

Рассмотрим особенности перфорации и состояние эксплуатации таких скважин.

Скважина 4523 (рисунок 2.14) вступила в эксплуатацию с начальным дебитом по нефти 114 т/сут и за первый год эксплуатации среднесуточный дебит нефти составил - 81 т/сут. Скважина попала в песчаное тело 13 продуктивного горизонта в 5а блоке. Песчаное тело включает пачки б+в+г с общей эффективной нефтенасыщенной толщиной около 32 метров.

В представлении, что нижняя часть тела обводнена от закачки, в скважине перфорировано только 4 метра верхней части пачки б (см. рисунок 3.32), которая по геофизике на момент перфорации характеризовалась как нефтенасыщенная с начальной нефтенасыщенностью. Однако скважина вступила в эксплуатацию с обводненностью около 40%.

По кривой характеристики накопления (рисунок 2.21), экстраполированной на ось накопленной добычи видно, что скважиной вовлечено в активную разработку дополнительно в «теле» около 190000 т нефти, из которых за 4 года эксплуатации уже отобрано 120680 т нефти, текущая обводненность выросла и составляет около 83%. Предстоит отобрать этой скважиной еще 69320 т нефти.

Накопленная добыча превысила рациональные запасы нефти (при цене 158 $ за тонну - 40000 т) и близка к уровню отборов по старым скважинам (накопленная добыча нефти, приходящаяся на одну скважину из семи старых в рассматриваемой зоне составляет 102400 т). Сам 5а блок является одним из наиболее длительное время разрабатываемых блоков и в самом теле при начальных геологических запасах 7298000 т и накопленной добыче нефти из скважин, попавших в него - 2112460 т, достигнут коэффициент извлечения нефти равный 0,289. Такой характер работы скважины указывает на то, что она попала в еще невыработанную зону песчаного тела, которое простирается через весь блок с запада на восток практически перпендикулярно 5 и 5а разрезающим рядам.

2.2 Техника и технология добычи нефти и газа

Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов

По состоянию на 1.01.2014 г. на месторождении Узень общий фонд составил 5945 скважин, фонд по 13-18 горизонтам - 5596 скважин, из них на основной свод приходится 5534 скважины. В фонде добывающих скважин - 3095 скважин, из них действующих - 3016, в бездействии - 79. Большая часть бездействующих скважин простаивает в ожидании капитальных ремонтов по ликвидации аварии с подземным оборудованием и устранению негерметичности эксплуатационной колонны. Фонд действующих нагнетательных скважин - 1070, в бездействии - 76 скважин. За время разработки было ликвидировано 1261 скважина, в том числе из добывающего фонда 459 и нагнетательного - 80. К разряду контрольных отнесено 85 скважин. Фонд скважин, эксплуатирующихся механизированным способом, составляет значительную часть от общего действующего фонда (95%). Основной способ эксплуатации действующих скважин - ШГН. Фонтанным способом эксплуатируется 50 скважин, ВШН - 69 скважин и УЭЦН - 33 скважины. Основная доля (50%) фонтанных скважин (25 единиц) приходится на 13 горизонт, 22% - на 14. Эксплуатационные объекты Хумурунского, Северо-Западного и Парсумурунского куполов полностью эксплуатируются механизированным способом. В действующем фонде добывающих скважин на основных горизонтах числится 81 скважина, эксплуатирующая совместно два горизонта - на 13+14 горизонты - 59 скважин, на 14+15 - 3 скважины и на 15+16 - 19. Нагнетательных скважин, совместно эксплуатирующих несколько горизонтов, за последние пять лет на месторождении не было.

На 01.01.15 г. коэффициент использования фонда добывающих скважин составил в среднем 0,98, коэффициент эксплуатации - 0,91, по нагнетательному фонду - 0,75 и 0,82 соответственно.

Характеристика фонда скважин по горизонтам за последние пять лет представлена в таблицах 2-3 и 3.3 и на рисунке 2.15, динамика фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин по горизонтам представлена на рисунке 2.15.

Надо отметить, что на месторождении в последние годы проведена большая работа с фондом по выводу скважин из бездействия: число бездействующих скважин с каждым годом снижается. Если в 2010 году количество бездействующих скважин составляло 23,6% от эксплуатационного фонда, то в 2014 году их уже - 3,8%. Сокращение числа бездействующих скважин связано с проведением в них ремонтно-восстановительных работ, таких как: негерметичности устранение эксплуатационной колонны, восстановление цементного камня за колонной, устранение аварии с подземным оборудованием, очистка забоя и ствола скважин и др.

За последние пять лет проводилась работа по разукрупнению объектов в скважинах, совместно эксплуатирующих несколько горизонтов. Так, если в 2010 году на 13+14 горизонты работало 136 скважин, то в 2014 году уже - 59 скважин, соответственно на 15+16 горизонты - 50 и 19 скважин.

Как видно из нее, коэффициент использования и эксплуатации увеличивается из года в год по всем горизонтам, что связано с улучшением работы с фондом скважин, с проведением различных геолого-технических мероприятий по увеличению производительности скважин. Наименьшие значения коэффициентов использования (0,55-0,88) и эксплуатации (0,66-0,75) наблюдаются по скважинам 15 горизонта Парсумурунского купола.

Рисунок 2.15 - Фонд скважин месторождения Узень (основной свод) по состоянию на 01.01.14

Способ эксплуатации скважин УПШН является самым малопроизводительным и самым трудоёмким. Широкое применение этого способа в мировой практике объясняется наличием на месторождениях большого числа скважин с относительно невысокими дебитами, для которых эксплуатация плунжерными штанговыми насосами остаётся технически оправданной и экономически достаточно эффективной по сравнению с другими способами эксплуатации.

На месторождении наземное оборудование УПШН представлено станками-качалками (СК): 6СК6, ПШГН, 7СК8, СКД8, СК12 (UR - 12 Румыния), Лафкин (США), грузоподъемностью 6, 8, 10, 12 тонн.

Подземное оборудование УПШН состоит из глубинных трубных насосов типа НСН - 2 - 44, 56, 70 мм, насосно-компрессорных труб (НКТ) в основном 73 мм (2,5») - (88%) и 89 мм (3,5») - 12%. Наиболее применимыми являются насосы диаметрами 44 и 57 мм, составляющие 88% общего числа установок.

Распределение скважин месторождения по диаметрам штанговых насосов, дебитам и обводнённости представлено в табл. 2.2

Таблица 2.2 - Распределение скважин по диаметрам штанговых насосов, дебитам и обводнённости