CC BY
44
20 МОНИТОРИНГ
1/Н (01) февраль 2009 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
По состоянию на 2009 год извлечено более половины геологических запасов нефти, числящихся на государственном балансе РФ в качестве извлекаемых. Свыше 80% оставшихся извлекаемых запасов относятся к категории трудноизвлекаемых. Под вопросом остаётся возможность довести на практике коэффициент извлечения нефти на большинстве месторождений до утверждённых ГКЗ. По прогнозам, обеспеченность страны извлекаемыми запасами нефти при текущем уровне её добычи составляет 15-30 лет.
МОНИТОРИНГ ОТБОРОВ ГАЗА
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ ДЛЯ МОНИТОРИНГА ОТБОРОВ ГАЗА И ГАЗОВОГО ФАКТОРА НА БАЗЕ СТАНДАРТНЫХ АГЗУ «СПУТНИК» И СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ»
Г.М. ЯРЫШЕВ к.ф.-м.н., стар. науч. сотрудник, директор ООО «Реагент»
Ю.Г. ЯРЫШЕВ зав. лабораторей интенсификации разработки г. Тюмень
В.Г. ГОРЧАКОВ главный технолог отдела СПТНГВ г. Ухта
В сложившихся условиях государство усиливает контроль за разработкой нефтяных месторождений. На это направлен введённый в действие с 01.03.2002 г РД 153-39.0-109-01 «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», а также ГОСТ Р8.615-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
Эти документы устанавливают обязательный комплекс исследований скважин, периодичность их проведения, требования к используемым средствам измерения и пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества извлекаемых скважиной сырой нефти и газа.
Исследования показывают, что массовый перевод скважин на форсированные режимы работы без систематического контроля объёма извлекаемых фаз приводит:
• к разгазированию нефти в пласте;
• к опережающему отбору газовой фазы и росту газосодержания продукции, рис. 1.
• к снижению на определённом этапе дебита скважин, рис. 1-2, и коэффициента извлечения нефти, рис.3.
В соответствии с РД 153-39.0-109-01 недропользователь обязан проводить измерения газового фактора по всему добывающему фонду скважин не менее одного раза в год. На скважинах с давлением
насыщения выше пластового давления измерения газового фактора должны проводиться ежемесячно.
Знание величины газового фактора и дебита продукции скважин позволяет оперативно регулировать систему разработки залежей, оптимизировать дебиты скважин по нефти и газу и тем самым обеспечивать эффективное использование пластовой энергии и извлекаемых запасов углеводородов.
Последнее невозможно без мониторинга отборов газа и газового фактора нефти добывающего фонда скважин. На практике используемые на месторождениях технические средства измерений и установки не позволяют недропользователям проводить измерения отборов газа по скважинам в необходимых объёмах. Причин несколько.
Групповые замерные установки АГЗУ «Спутник» на большинстве месторождений не оборудованы газовыми расходомерами. Замена старых АГЗУ на новые сертифицированные требует значительных капитальных вложений.
Сертифицированные передвижные трапные установки типа «АСМА», «ОЗНА» и другие требуют значительных затрат времени на одно измерение, что ограничивает возможность их применения для мониторинга отборов газа по скважинам.
Специалистами ООО «Реагент» разработан малогабаритный дебитомер ДМ-4 для измерения дебита и газового фактора продукции скважин.
Дебитомер ДМ-4 сертифицирован как средство измерения, сертификат и.С.29.024 А
№ 16224, внесен в Государственный реестр под № 25811-03. Он обеспечивает измерение расхода жидкости и газа в пределах допускаемой погрешности ± 5,0%.
Результаты измерений дебитомером ДМ-4 дебита по жидкости и газового фактора приведены в таблице 1. Нетрудно убедиться, что среднеарифметическое значение газового фактора по скважинам определено с погрешностью не более 10%. Исключением являются скважины 35, 38 и 199 Западно-Тэбукского месторождения, по которым выбросы одного из трёх замеров газового фактора нефти связаны с определением содержания воды. Исходя из проведенной оценки видно, что измерение расхода газа малогабаритным деби-томером ДМ-4 соответствует требованиям ГОСТ Р8.615-2005.
Учитывая важность оперативного контроля за отбором газа и величиной газового фактора, были разработаны методы, позволяющие осуществить мониторинг газового фактора на базе стандартных действующих на нефтяных месторождениях АГЗУ «Спутник» и средств контроля технологических режимов работы скважин. На разработанные методы получены патенты № 2091579 «Способ отбора проб газожидкостного потока и устройство для его осуществления», № 2325520 «Способ определения дебита продукции скважин», положительное решение о выдаче патента на изобретение «Способ определения газового фактора нефти» по заявке №2007123806/03(025934)от25.06.2007г., ►
1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0
-»- СКВ .362 .178 .164
• СКВ ^ СКВ
• СКВ .360
\
1
№
200
400 600 800 Газовый фактор,м3/м3
1000
1200
я В.
И 11
0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1
дебш, м*/су|. ♦ доля газовой фазы -ш- вязкость, мПа.с
/
/
/ ............ 4
1 /
300 250 200 150
30
25 20 15 10
Давление забойное, МПа
^100 а
50 0
Рис. 1. Связь дебита с газосодержанием продукции скважин. Месторождение ВАРЬЕГАНСКОЕ, пл. БВ6.
Рис.2. Динамика дебита при выходе на форсированный режим. Месторождение УМСЕЙСКОЕ, пл. БС6, скв. 623
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ 1/Н (01) февраль 2009 г.
МОНИТОРИНГ
21
положительное решение о выдаче патента на изобретение по заявке № 2007126574/03 (028933) от 12.07.2007 г
Широкое испытание методов мониторинга газового фактора на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» позволило разработать СТП 39-0148070-09-001-06 «Методическое руководство по определению газового фактора скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» стандартными АГЗУ «Спутник» и расчетным методом», согласованное с Пермским межрегиональным Управлением Ростехнадзора 31 марта 2006 г. СТП 39-0148070-09-001-06 позволил ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» охватить мониторингом большую часть добывающих скважин силами своих инженерно-технических служб.
На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» проводится испытание методов мониторинга газового фактора по опорным скважинам 17 месторождений.
Как показывает анализ технологических режимов работы 180 скважин, разброс результатов измерений газового фактора по скважинам определяется обводнённостью продукции скважин и естественными колебаниями величины отбора газа при работе скважин в газонефтяных зонах с забойными давлениями ниже давления насыщения.
Многолетний опыт измерений дебита и газового фактора на месторождениях Западной Сибири, Ханты-Мансийского и Коми-Пермятского округов, Удмуртии и Татарстана показал, что мониторинг газового фактора не может быть обеспечен только одним каким-либо методом.
В качестве основы для проведения мониторинга отборов газа добывающим фондом скважин нами использованы малогабаритный дебитомер ДМ-4 и стандартные средства измерений технологических режимов работы скважин. А именно, стандартные групповые замерные установки типа «Спутник», метод измерения газового фактора в критическом режиме течения газожидкостной смеси ЭРРС-1 и метод определения газового фактора продукции скважин без измерения обводненности ЭРРС-2.
Широкое использование этих методов проведено в 2008 году на Кыртаельском, Южно-Кыртаельском и Северо-Кожвин-ском месторождениях. Указанные месторождения характеризуются значительными колебаниями газового фактора, подтвержденными замерами с использованием
№ Месторождение Номер Газовый фактор, м3/м3
п/п скважины АСМА ДМ-4 ЭРРС-1 ЭРРС-2
1 Кыртаельское 204 98 - - 113
2 208 31-700 103 359
372
226 411 341 319 -
3 346
334
4 Южно- 102 508-902 - 670 -
Кыртаельское 640
5 201 238-770 - - 389
364
6 Северо-Кожвинское 202 183 - - 228
230
7 206 108 105 -
104
Табл.2 Сравнение газового фактора нефти определенного различными методами
установок «АСМА», «Электрон», «ОЗНА» и стационарными сепараторами. В таблице 2 приведены результаты измерений газового фактора различными методами в разное время работы скважин.
Анализ полученных результатов показывает, что среднее значение газового фактора с использованием дебитомера, методов ЭРРС-1 и ЭРРС-2, как правило, лежит в приделах требований к измерениям по ГОСТ Р8.615-2005.
Разброс данных определяется режимом работы скважин и фазовым состоянием углеводородов в пласте. Значительную погрешность измерения газового фактора
60 50
вносит периодический отбор газа по за-трубному пространству, что следует учитывать при выборе методов и средств измерения отборов газа.
В целом результаты исследования подтверждают возможность реализации мониторинга отборов газа и газового фактора описанными в настоящей работе методами и средствами измерений. Использование разработанных методов на базе действующих на месторождениях средств контроля технологических режимов работы добывающих скважин, позволяет реализовать мониторинг силами нефтедобывающих компаний. ■
40
30
е 0) I
20
10
1 160 м3/т -■- 200 м3/т 350 м3/т 600 м3/т
\
-■-
0 5 10 15
Давление, МПа
Рис. 3. Зависимость нефтеотдачи от избыточного газового фактора
20
25
№ Номер Место- Средний дебит по замерам ДМ-4, м3/сут Газовый фактор
п/п скважины рождение по жидкости Погрешность,% по газу Погрешн.,% по нефти м3/ м3 Погрешн., %
1 2 104 86 Западно-Тэбукское 46,8 6,5 5,2 3,1 1944 225 8,5 0,9 41,7 35,7 5.4 2.5
3 35 100,5 3,1 880,5 6,4 46,5 7,5
4 50 22,4 5,2 322 5,2 21,7 4,1
5 199 113,1 4,2 190 9,1 60 0,1
6 38 12,1 0,8 40,3 4,4 34 5,9
7 1 Турчанино-вское 33,4 0,3 1173,5 1,8 34 5,9
8 106 Северо-Савино-борское 19,8 1,5 301,7 7,1 63,7 8,7
9 763 Мичаюское 4,7 2,1 126,7 5,9 36 5,6
10 510 Пашнинское 18,1 0,6 552,7 1,5 31,3 1,4
11 | Сред. значение погрешности 2,6 5,1 4,7
Табл.1 Результаты промысловых измерений газового фактора на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»
