ОБ ИЗМЕНЕНИИ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАВОДНЯЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ПОПУТНЫЙ ГАЗ

А.Е. Бортников, Е.Ф. Кутырев, Ю.В. Белоусов, К.Е. Кордик, ООО «КогалымНИПИнефть»; А.А. Каримов, ТПП «Лангепаснефтегаз»

ОБ ИЗМЕНЕНИИ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАВОДНЯЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

В последние годы в нефтяной отрасли России значительное внимание уделяется вопросу утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Очевидным является и то, что планирование каких-либо мероприятий по использованию ПНГ невозможно без точного прогнозирования объемов добычи газа как на краткосрочную, так и на долгосрочную перспективы. По сложившейся в нефтегазодобывающих компаниях практике планируемые объемы добычи попутного газа определяются путем умножения величины газового фактора на планируемую добычу нефти по каждому месторождению (залежи). Причем при долгосрочном прогнозе газовый фактор нефти, как правило, принимается постоянным.

Логика подобного подхода основывается на том, что при разработке месторождения с заводнением пластовое давление, в принципе, не может снизиться до уровня давления насыщения. Считалось также, что при заводнении в течение всего времени эксплуатации величина газового фактора нефти остается постоянной. Однако, как показывает опыт промысловых исследований, такой подход к прогнозированию объемов добычи газа не всегда корректен и зачастую приводит к значительным расхождениям между фактическими и проектными показателями по добыче попутного нефтяного газа. Причина данного расхождения связана с изменением газового фактора нефти в процессе разработки месторождения. Объяснением существующим расхождениям между проектными и фактическими объемами добычи газа может служить явление, заключающееся в развитии в разрабатываемых с заводнением нефтяных пластах режима фильтрации газированной жидкости, причем при явном превышении текущих давлений над величиной давления насыщения нефти газом [1, 5, 6]. Некоторые аспекты этого явления, особенно при движении жидкости по стволу скважины, рассматривались в работах ряда исследователей [2, 3 и др.].

В данной работе рассмотрены результаты промысловых измерений расхода газа и газового фактора нефти на устье добывающих скважин, полученных с помощью установки АСМА-Т, в подтверждение развития в заводняемом пласте данного явления. На сегодняшний день по всем объектам разработки нефтяных месторождений территориально-производственных предприятий ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» сформирована опорная сеть скважин по контролю за величиной промыслового газового фактора нефти. Постоянный контроль за изменением этого параметра осуществляется в соответствии с отраслевыми Правилами разработки нефтяных месторождений и внутрикорпоративными руководящими документами, в том числе Положением о единой системе учета нефтяного попутного газа от скважин до потребителя для организаций Группы «ЛУКОЙЛ». Измерения дебита скважин по нефти и газу для определения газового фактора на их устье проводятся два раза в год: в зимний и летний периоды. Основным критерием выбора скважины для опорной сети является обязательное требование к режиму её работы: она должна постоянно эксплуатироваться с забойным давлением выше давления насыщения нефти газом. Скважина

должна быть представительной для объекта разработки, характеризоваться близкими к средним показателями (по дебиту жидкости и обводненности). В опорную сеть не должны включаться скважины ближнего к нагнетательному ряда.

Отмеченным условиям в полной мере соответствует скважина 3296/276 Ва-тьеганского месторождения (объект АВ1-2). Кстати, выбор данной скважины для изучения явлений разгазирования пластового флюида обусловлен и тем, что её показатели контролируются с момента задействования опорной сети. По этой скважине газовый фактор определялся на протяжении четырех лет и накоплен достаточный материал для анализа. В то же время тенденции развития явлений разгазирования и дегазации пластового флюида, а также фильтрации свободного газа отмечены и при эксплуатации и других скважин Ватьеганского и ещё некоторых месторождений.

По данным исследований глубинных и поверхностных проб получены сведения о свойствах нефти пласта АВ1-2 Ватьеганского месторождения.Принятые значения давления насыщения нефти газом для пласта АВ1-2 ниже первоначального пластового в 2,46 раза. Для условий скважины 3296/276 давление

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕШТЕГАЗ \\

№ 2 \\ февраль \ 2010

Ё 500

со

■& 400

■

■

■

■

■

период измерении

— ГФ фактический

ГФ проектный

240

220

о Р 200

180

г,

р. 1В0

сг

s £ 140

120

ю

(D

CL 100

80

период измерении

- добыча жидкости

- добыча газа

период измерении

- давление пластовое

- давление забойное

&

<8®

х н s ю в Ч

е -■- -■ -

72,0%^^ ....................... ^ 94,5% --■ 97,0% 97.4% 99,6% 99,8%

76,2% 22,00 21,00

18,03 А

\ ÎÎS 11,00 13,01 6,80

2,80

g.

jf

H

g

3

a

"8

/ У

/ y

y y x ? / /

период измерений

]

- дебит нефти

- обводненность

Рис. 1. Динамика показателей эксплуатации скважины 3292/276 Ватьеганского месторождения: а) газовый фактор нефти; б) дебит жидкости и газа; в) пластовое и забойное давления; г) дебит нефти и обводненность

насыщения нефти газом составляет 6,9 МПа при проектной величине газового фактора - 36 м3/т. Вязкость нефти - 2,78 мПа*с, плотность нефти - 815 кг/м3. Систематические наблюдения за величиной газового фактора нефти по скв. 3296/276 ведутся с 2005 г. (рис. 1а, 1в и 1 г). Согласно рисунку 1, фактическая величина газового фактора нефти с самого начала наблюдений (с зимнего периода 2005 г.) в 3,3 раза превышала проектный показатель (121 м3/т против 36 м3/т). При этом обводненность продукции по этой скважине составила 76%, величины пластового и забойного давлений значительно превышали значение давления насыщения нефти газом - 14,1 МПа и 8,8 МПа соответственно, что, казалось бы, в принципе исключает возможность дегазации пластовой нефти и появления в пласте свободного газа.

В течение 2005 г. величина газового фактора нефти оставалась на относительно стабильном уровне (от 121 до 95 м3/т), при сохранении стабильных показателей по обводненности продукции, дебиту по жидкости, пластовому и забойному давлениям. С летнего периода 2005 г. отмечается рост текущих давлений с 14,1 МПа до 16,4 МПа, что связано с увеличением объема закачки воды по данному участку пласта АВ1-2. Рост текущих давлений привел к значительному увеличению в 2006 г. среднесуточного дебита жидкости по скважине 3296/276 - со 105 м3/ сут до 193 м3/сут. При этом обводненность продукции скважины увеличилась с 72% до 88%, а дебит по нефти снизился с 21 т/сут до 9,25 т/сут. На фоне обводнения скважины, связанного с негативными последствиями увеличения объемов закачки воды в пласт, отмечается резкое возрастание газового фактора (с 95 м3/т до 450 м3/т) и суточного дебита газа (с 1995 м3/сут до 4163 м3/сут).

Факт увеличения дебита данной скважины по газу в 2 раза при снижении дебита по нефти с ростом пластового давления на 2 МПа свидетельствует о развитии в пласте течения газированной жидкости. Причем, как явно следует из графика, рост дебита газа и, соответственно, газового фактора сопровождается увеличением обводненности продукции. В дальнейшем характер из-

менения показателей разработки стабилизируется (2006 г.). С 2006 г. по 2007 г. отмечается ещё один скачок пластового давления с 16,4 МПа до 18,4 МПа, при этом происходит самое значительное снижение забойного давления с 9,5 до 7,7 МПа. В этот же период наблюдается характерный рост добычи нефти с 9,25

до 13 т/сут, обусловленный максимальной депрессией на пласт в 10,7 МПа. При этом добыча газа и обводненность продукции скважины стабилизировались. С 2007 г. по 2008 г. отмечается ещё один пик добычи жидкости - рост со 198 м3/ сут до 235 м3/сут с некоторым увеличением обводненности продукции, с 97 до

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ ПОПУТНЫЙ ГАЗ \\ 63

ПОПУТНЫЙ ГАЗ

99,8%. Как и при первом пике, данные изменения сопровождаются увеличением величины газового фактора нефти. В дальнейшем, с увеличением обводненности продукции, отмечается рост газового фактора и снижение объемов добычи нефти.

Резюмируя изложенное в части анализа динамики основных показателей эксплуатации скважины 3296/276 Ватье-ганского месторождения, необходимо отметить следующие тенденции:

• величина газового фактора нефти, измеренная установкой АСМА, на протяжении всего периода наблюдений превышает проектное значение (36 м3/т); при этом пики возрастания дебита скважины по жидкости сопровождаются увеличением обводненности продукции и снижением дебита по нефти;

• в свою очередь, увеличение обводненности продукции скважины способствует росту добычи газа и соответственно величины газового фактора. Причем в течение всего периода наблюдений ни пластовое, ни забойное давления не снижались до уровня давления насыщения нефти газом. Следовательно, по данной скважине отмечен парадоксальный факт, свидетельствующий о режиме фильтрации в пласте газированной жидкости при явном превышении текущих давлений над величиной давления насыщения нефти газом. Отмеченные особенности эксплуатации скважины №3296/276 Ватьеганского месторождения отражают явление, которое само по себе не ново и фактически отмечалось ранее на месторождениях других регионов (Южно-Александровское месторождение Белоруссии, Холмогорское, Покачевское, Урьевское и др. месторождения Западной Сибири, Узенское и Жетыбайское месторождения Западного Казахстана). Во всех отмеченных случаях явление разгазирования и последующей дегазации нефти связывалось (Е.Ф. Кутырев и др., 2005-2008) с ростом нагнетания в пласт подтоварной воды. Физика данного процесса, согласно ранним исследованиям (Н.Д. Шустеф, А.Н. Иванов,1956; Д.М. Шейх-Али,1976-2001 и др.), основана на явлении диффузионного массообмена в системе нефть-закачиваемая вода, т.е. газообмена между пластовой нефтью и нагнетаемой водой посредством диффузии газа через нефть. Данное предположение

сделано на основании промысловых и экспериментальных исследований, когда в процессе разработки пласта с заводнением при Р > Рs, наблюдалось заметное снижения давления насыщения нефти газом.

Однако непреодолимым противоречием версии диффузионного газообмена между указанными фазами является факт резкого роста промыслового газового фактора в течение довольно непродолжительного времени,особенно контрастного именно в период увеличения объемов нагнетания воды в пласт. Ведь совершенно очевидно, что такое количество нефтерастворенного газа не может раствориться в воде в силу существенного различия в структурном построении последней (четвертая координация) и нефти. С другой стороны, как известно, диффузия - чрезвычайно медленный процесс. С учетом этого проанализированы промысловые свидетельства формирования в пласте газированной жидкости [1, 5, 6], а также проведены целевые эксперименты по установлению возможного выделения нефтерастворенного газа в свободную фазу, спровоцированного нагнетанием воды в бомбу PVT [1]. В отмеченной работе [1] в качестве модели пластовой нефти принята глубинная проба Когалымского месторождения (пласт ЮС1), отобранная из скважины 171р и имеющая следующие параметры: плотность (дегазир.) -846,2 кг/м3; молекулярная масса -194,2 кг/кмоль; содержание в процентах серы - 0,5; смол - 7,26; асфальте-нов - 0,96; парафинов - 2,11. Содержание растворенного газа, по данным стандартной сепарации,составляло 100,1 м3/м3. В качестве модели воды использовалась соответствующая проба, отобранная из сеноманских отложений Когалымского месторождения, предварительно дегазированная и содержащаяся вне контакта с воздухом, плотностью 1013,5 кг/м3 и минерализацией 21,73 г/л.

В ходе эксперимента, проведенного в ООО «КогалымНИПИнефть» (ЦИКиПФ), использовались: установка фазового поведения РУТ, пробоотборник высокого давления с плавающим поршнем объемом 700 см3, автоматический насос высокого давления и хроматограф НР6890. Схема лабораторной

установки PVT и детальное описание технологии исследований приводятся в работе [1].

В бомбу PVT в условиях, имитирующих пластовые (Р = 29 МПа, Т = 950C), вводится порция пластовой нефти объемом 50 см3 и такая же по объему дегазированной сеноманской воды. Данная смесь интенсивно перемешивается в бомбе в течение 1,5 часа. Всего в ходе эксперимента в бомбу с исходной пробой пластовой нефти подано 20 порций дегазированной воды, т.е. фактически исполнено 20 циклов заводнения заданного объема нефти, изначально содержащей в растворенном виде порядка 100 м3 газа на один кубометр жидких УВ.

После перемешивания и отстоя вода удаляется из бомбы в мерный цилиндр, заполненный такой же водой, из которой в цилиндре выделяется растворённый газ, объём которого измеряется. Давление газа приводится к атмосферному посредством выравнивания уровней воды в дренажной ёмкости и самом цилиндре. Объёмы удаляемой из бомбы PVT и поступающей в нее воды измеряются катетометром. Выделившийся газ анализируется в хроматографе. Согласно данным измерений, в результате поступления в бомбу воды, последующего смешения ее с нефтью и в силу происходящего газообмена инициируются процессы дегазации жидких УВ и соответствующего разгазирования воды. Так, после смешения исходной пробы пластовой нефти с двадцатым объемом воды давление насыщения пластовой нефти уменьшилось более чем в два раза (с 11,9 МПа до 5,65), а ее газовый фактор - в полтора раза (со 100,1 м3/м3 до 67,2). При этом давление насыщения поданной в бомбу уже первой порции дегазированной воды достигает максимума (8,8 МПа) при газосодержании 2,183 м3/м3. В процессе дальнейшего отвода нефтяного газа водой ее газосодержание снижается практически в два раза (с 2,18 м3/м3 до 1,11), а давление насыщения - в 1,9 раза (с 8,8 МПа до 4,7).

В соответствии с результатами интерпретации данных экспериментов, с первого по пятый цикл подачи воды в исходную пробу пластовой нефти фиксируется рост давления насыщения и газового фактора нефти (в виде

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 2 \\ февраль \ 2010

период измерений -»- Фактическая добыча газа -■— Проектная добыча газа

Рис. 2. Соотношение накопленной фактической и проектной добычи газа по скважине 3296/276 Ватьеганского месторождения за период наблюдений

отклонения в область более высоких значений от линии тренда, определенного в работе [1]), что свидетельствует о появлении сорбированного, а возможно, и свободного газа, образовавшегося при давлении в бомбе, превышающем давление насыщения нефти. Таким образом, принципиальная возможность появления в пласте свободной фазы газа при Рпл>Р5 подтверждается результатами экспериментов по объемному смешению закачиваемой воды с пластовой нефтью. Присутствие в рассматриваемой системе во-донефтяной эмульсии также является свидетельством возникновения фазы свободного газа в заводняемом пласте. Согласно данным моделирования процессов газообмена при прямом интенсивном контакте жидких фаз в пластовых условиях, потери растворенного в нефти газа весьма значительны. Другим не менее важным аспектом отмеченного явления разгазирования пластовой нефти, спровоцированного нагнетанием воды,является формирование в пласте и его призабойной зоне иммобилизованной (обездвиженной) нефти, что служит причиной снижения дебита нефти и приводит к значительным пластовым потерям [1,5,6]. В результате дегазации происходит образование эмульсии, сопровождающееся увеличением вязкости, снижением подвижности нефти вплоть до образования АСПО, осаждающихся на поверхности поровых каналов [7]. Явление образования фазы свободного газа (рост добычи газа по скв.) совместно с явлением иммобилизации нефти (снижение дебита нефти по скв.) приводят к аномальному росту величины газового фактора.

Чем чреваты описанные явления с позиции утилизации попутного нефтяного газа? Тем,что фактическая добыча газа по рассмотренной скважине 3296/276 Ватьеганского месторождения за период наблюдений превысила проектные показатели на 4 млн м3 газа (см. рис. 2). Учитывая, что отмеченное явление отнюдь не частный случай скважины 3296/276, а уже весьма распространенная тенденция (так, например, к 2009 г. на 40% скважин опорной сети Ватьеганского месторождения ТПП «Когалымнеф-тегаз» отмечено аномально высокое газосодержание добываемой нефти), необходимо проводить полномасштабные научно-исследовательские работы по контролю над величиной газового фактора. Поступление на технологические объекты переработки (или иного использования) ПНГ дополнительных (незапланированных) объемов газа приведет к перегрузке

данных мощностей и, как следствие, вынудит недропользователя сжигать излишние объемы, что в свою очередь чревато снижением уровня утилизации попутного нефтяного газа на месторождении. Принимая во внимание всю значимость проблемы утилизации ПНГ, недропользователь должен быть заинтересован в достоверном определении объема добытого газа и, что не менее важно, в точном прогнозировании объемов добычи газа в будущем (для планирования соответствующих мероприятий по использованию ПНГ). Для этого необходимо уже сегодня уделять внимание исследованиям динамики газового фактора нефти в процессе разработки месторождения (объекта), а также осуществлять лабораторные исследования, позволяющие смоделировать процессы газообмена, происходящие в системе нефть-нагнетаемая вода на разных стадиях заводнения месторождений.

Литература:

1. Кутырев Е.Ф., Шкандратов В.В., Белоусов Ю.В., Каримов А.А. Некоторые результаты физического моделирования процессов газообмена в пластовой системе нефть-нагнетаемая вода//Георесурсы. 2008. № 5. С. 33-36.

2. Бульчук Д.Д. О перенасыщенности нефти газом//Разработка и эксплуатация месторождений. Тр. УНИ, вып. IV. М.: Недра, 1967. С. 30-33.

3. Бульчук Д.Д., Чеботарев В.В. Определение количества свободного газа в стволе нефтяной скважины//Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Тр. УфНИИ, вып. IV. М.: Недра, 1967. С. 50-53.

5. Кутырев Е.Ф., Каримов А.А., Рамазанов Р.У. О роли газа при формировании эмульсий в процессах нефтедобычи// Нефтепромысловое дело. 2008. № 6. С. 52-56.

6. Кутырев Е.Ф., Сергиенко В. Н., Кутырев А.Е. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях// Нефтяное хозяйство. 2005. № 9 (с. 184-185) и № 10 (с. 44-48).

7. Габдрахманов А.Г., Сафонов Е.Н., Алсынбаева Ф.Л., Адиев Р.З. Образование эмульсии в нагнетательных скважинах и способы борьбы с ней/// Нефтяное хозяйство. 1998. № 7. С. 65-68.

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ попутный ГАЗ \\ 65