CC BY
1
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗОВЫХ МУН В СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
П.В. Паркулаб, магистрант А.Р. Ибрагимова, магистрант Тюменский индустриальный университет (Россия, г. Тюмень)
DOI:10.24412/2500-1000-2024- 7-2-80-84
Аннотация. Предметом исследования данной статьи является анализ эффективности применения газовых МУН на НГКМ. Поставлена задача сравнить расчеты и оценку эффекта от обратной закачки добытого газа в пласт в сравнении с эффектом от закачки воды при тех же условиях, выбрать оптимальный вариант воздействия на пласт и оценить эффективность выбранного варианта по сравнению с разработкой на истощение. Для достижения цели и выполнения задач исследования был использован программный комплекс tNavigator. Полученные результаты говорят о том, что несмешивающееся вытеснение нефти углеводородным газом рекомендовано к применению на объекте исследования.
Ключевые слова: газовая шапка, нефтяная оторочка, несмешивающееся вытеснение, коэффициент использования газа.
В настоящий момент существует проблема эффективного использования попутного нефтяного газа (ПНГ). Большие объемы ПНГ сильно затрудняют транспортировку нефти, а его сжигание на факеле является нерациональным и приводит к выбросам в атмосферу больших объемов вредных веществ [3].
Существует одно решение для обеих проблем - обратная закачка ПНГ в пласт [5]. Данное решение является одним из наиболее перспективных направлений в области рационального использования ПНГ при разработке нефтяных оторочек, так как оно позволяет поддерживать пластовое давление, достичь целевого коэффициента извлечения нефти, а также сохранить сам газ для возможной последующей продажи.
Целью работы является обоснование эффективности применения газовых МУН на объекте исследования.
1. Газовые МУН и их применимость При обосновании применения газовых методов увеличения нефтеотдачи для определенного объекта разработки необходимо учитывать следующие критерии:
- объем нефти в пласте, поддающийся воздействию;
- достигаемый коэффициент использования газа;
- совместимость МУН с текущей системой разработки [1].
Первый критерий определяется такими факторами, как остаточная нефтенасы-щенность пласта до применения МУН, пористость, нефтенасыщенная толщина и сетка размещения скважин.
Второй критерий определяется анизотропией пласта, PVT-свойствами насыщающих его флюидов и их взаимодействием с нагнетаемым агентом. Обычно, чем однороднее пласт, тем больше коэффициент вытеснения и результирующий КИН.
Так как на рассматриваемом в статье НГКМ ведется добыча не только нефти, но и газа, на нем имеется инфраструктура, необходимая для реализации газовых методов увеличения нефтеотдачи. Это, а также геолого-физическая характеристика пласта БУ8 и физико-химические свойства насыщающей его нефти делают его подходящим для реализации несмешивающегося вытеснения нефти углеводородным газом.
2. Оценка эффективности применения газовых МУН
Обоснование газовых МУН в системе разработки рассматриваемого НГКМ про-
изводилось с помощью программного комплекса tNavigator на секторной 3D гидродинамической Black Oil модели пласта БУ8, относящегося ко второму эксплуатационному объекту.
Модель представляет из себя сектор размером 1950*1950 м, общей толщиной 38 м. Нефтенасыщенная толщина - изменяется в пределах от 4,5 до 9,9 м, а газонасыщенная - от 0,5 до 30 м. Инкремент сетки модели 50*50 м, толщина слоя - 0,3 м. Начальные массовые запасы нефти в секторе, приведенные к стандартным условиям - 1421,539895 тыс. т.
Обоснование производилось в несколько этапов:
а) выбор типа заканчивания добывающей скважины при разработке на истощение;
б) расчет вариантов воздействия на пласт с выбранным вариантом заканчива-ния добывающей скважины с следующими переменными: депрессия на пласт; тип за-канчивания нагнетательных(ой) сква-жин(ы); рабочий агент - вода или газ;
в) выбор оптимального варианта воздействия на основании полученных результатов и сравнение результатов, полученных при использовании выбранного варианта воздействия, с результатами, полученными при разработке на истощение, и оценка эффекта от воздействия на пласт.
На первом этапе рассматривалось 5 вариантов расположения и заканчивания добывающей скважины:
- вертикальная скважина (ВС), размещенная за контуром и внутри контура газоносности;
- горизонтальная скважина (ГС) длиной 800 м, размещенная перпендикулярно и 900 м параллельно контуру газоносности;
- многозабойная скважина (МЗС) длиной 900 м, размещенная параллельно контуру газоносности [4].
Целью первого варианта расположения и заканчивания добывающей скважины было уменьшение газового фактора за счет того, что скважина не вскрывает газовую шапку [2].
Для всех пяти вариантов расположения и заканчивания скважин были заданы следующие ограничения:
- максимально допустимая депрессия -7 бар;
- минимальное давление на забое работающей скважины - 252 бар;
- минимально необходимый дебит скважины по нефти - 0,6 м3/сут;
- максимальная обводненность продукции - 0,98;
- максимальный газовый фактор -2000 м3/м3;
- коэффициент эксплуатации скважины - 0,95.
В случае низкого дебита нефти или слишком высоких значений газового фактора или обводненности продукции скважина прекращает работу.
Срок расчета составляет 20 лет, шаг расчета один месяц. При таких условиях были получены результаты, приведенные в таблице 1.
Таблица 1. Сравнение вариантов расположения и заканчивания скважин
Тип скважины
Параметры ВС в отороч- ВС в газовой ГС 800 ГС 900 МЗС 900
ке шапке м м м
Нефть, тыс. т 9,17 9,88 76,06 84,27 97,50
Накопленная добыча на конец расчета
Вода, тыс. м3 4,65 0,95 81,68 37,10 35,88
Газ, млн м3 1,99 2,95 24,81 32,96 31,23
Время работы скважины, лет 20 20 18 20 10
Максимальный газовый фактор, м3/м3 173,15 283,73 445,45 586,04 557,57
Максимальная обводненность продукции, д. ед. 0,37 0,12 0,62 0,41 0,47
После анализа полученных результатов, расчеты будут производиться с многозабыло принято решение, что последующие бойной скважиной с длиной основного
ствола 900 м, расположенной параллельно контуру газоносности, так как она обеспечивает наибольшую накопленную добычу нефти в наименьший срок при приемлемых значениях обводненности продукции и газового фактора.
На втором этапе рассматривались следующие варианты расположения и закан-чивания нагнетательных скважин:
- одна, две и три вертикальные скважины, расположенные на расстоянии 400 м от добывающей скважины;
- горизонтальная скважина длиной 450 и 900 м, расположенные на расстоянии 550 м от добывающей скважины.
При этом были сохранены предыдущие ограничения и заданы следующие условия:
- расчеты велись при значениях депрессии на пласт 0,5, 1, 2, 3,5, 7, 10 и 14 бар;
- максимально допустимое давление на забое горизонтальной нагнетательной скважины - 385 бар;
- объем закачки рабочего агента (воды или газа) равен общему объему добычи добывающей скважины.
После того, как все варианты были рассчитаны, и для каждого варианта размещения и заканчивания нагнетательных скважин были выбраны оптимальные сочетания рабочий агент - депрессия, было проведено сравнение оптимальных вариантов с целью выбора наилучшего решения. Данное сравнение приведено в таблице 2.
Таблица 2. Сравнение вариантов воздействия на пласт
Параметры Вариант
1 2 3 4 5
Тип заканчивания Вертикальная Вертикальная Вертикальная Горизонтальная Горизонтальная
Количество скважин 1 2 3 1 1
Длина ГС, м - - - 450 900
Депрессия на пласт 14 10 7 10 10
Рабочий агент Вода Вода Газ Газ Газ
Средний дебит скважины по нефти, т/сут 15,72 16,53 16,49 22,60 23,54
Накопленная нефти, тыс. т добыча 122,96 127,57 124,85 164,166 207,24
Накопленная воды, тыс. м3 добыча 476,13 333,61 146,71 252,73 249,00
Накопленная газа, млн м3 добыча 103,25 93,54 79,76 121,322 111,87
Накопленная Воды, 3 тыс. м3 901,59 731,20 - - -
закачка
Газа, 3 млн м3 - - 169,44 256,95 244,60
Коэффициент использования газа,% - - 212,44 211,79 218,65
Максимальный фактор, м3/м3 газовый 2006,05 1848,21 1800,80 2008,85 2002,54
Максимальная ненность, д. ед. обвод- 0,951 0,924 0,730 0,775 0,802
Срок работы скважины, лет 19,9 20 20 19 17,5
КИН, % 8,65 8,97 8,78 11,55 14,58
Максимальное давление на забое нагнетательной скважины, бар 5853,52 2237,36 589,31 385 384,95
Конечное пластовое давление, бар 299,84 300,16 309,93 309,94 309,93
Преимуществом варианта с реализацией воздействия на пласт через горизонтальную нагнетательную скважину длиной 900 м является большее значение накопленной добычи нефти при меньших значениях накопленной добычи воды и газа и, как следствие, больший коэффициент извлечения нефти, а также более высокий коэффициент использования газа. Поэтому данный вариант является лучшим несмотря на то, что он обеспечивает меньший
срок работы добывающей скважины по сравнению с вариантом с использованием более короткой нагнетательной скважины.
Сравнение результатов, полученных при несмешивающемся воздействии на пласт газом через горизонтальную нагнетательную скважину длиной 900 м с результатами, полученными при разработке на истощение при той же депрессии, приведены в таблице 3.
Таблица 3. Оценка эффективности газового воздействия на пласт
Параметр Без воздействия Нагнетание газа горизонтальной скважиной длиной 900 м
Депрессия в добывающей скважине, бар 10 10
Средний дебит скважины по нефти, т/сут 34,99 23,54
Накопленная нефть, тыс. т 96,93 207,24
Накопленная вода, тыс. м3 36,07 249,00
Накопленный газ, млн м3 31,34 111,87
КИН, % 6,82 14,58
Срок работы скважины, г 9,17 17,51
Конечное пластовое давление, бар 282,07 309,93
При анализе данных, приведенных в таблице 3, был сделан вывод, что применение газовых МУН эффективно для залежи пласта БУ8: накопленная добыча нефти и, соответственно, коэффициент извлечения нефти увеличились более чем в 2 раза, добывающая скважина проработала почти в 2 раза дольше благодаря поддержанию пластового давления: конечное пластовое давление при газовом воздействии на пласт сохранилось на уровне начального, а без воздействия оно снизилось на 26 бар.
Заключение
По результатам работы была выбрана оптимальная система воздействия на рас-
эффициентом компенсации, равным единице, горизонтальной скважиной длиной 900 м на расстоянии 550 м от добывающей скважины, работающей на депрессии 10 бар. Также оценена эффективность выбранного варианта по сравнению с разработкой на истощение. Газовое воздействие обеспечивает увеличение коэффициента извлечения нефти более, чем в 2 раза, и коэффициент использования газа значением 218,65%, что доказывает эффективность выбранного варианта как для увеличения нефтеотдачи, так и для решения проблемы утилизации попутного нефтяного газа.
сматриваемый пласт - закачка газа с ко-
Библиографический список
1. Б. Султан Азиз Джанан. Закачка газа в газовую шапку как метод утилизации попутного нефтяного газа и увеличение нефтеотдачи. Опыт Новопортовского НГКМ / Б. Султан Азиз Джанан [и др.] // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE / Газпром-нефть-НТЦ. - Тюмень, 2020. - 15 с.
2. Калистратов К.А., Новиков А.М., Зубанков В.С., Апасов Р.Т. Методика для подбора наиболее оптимального способа эксплуатации скважин в нефтяных оторочках // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2022. - № 3. - С. 57-71.
3. Рустамов З.А. Проблема утилизации попутного нефтяного газа. Анализ и современное состояние / З.А. Рустамов, К.С. Брюхова // Вестник ПНИПУ. - 2019. - №58. - С. 102109.
4. Сугаипов Д.А. Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек на примере Новопортовского месторождения / Д.А. Сугаипов, И.Ф. Рустамов, О.С. Ушмаев, Ф.А. Бурков // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 12. - С. 3536.
5. Справочник сметных укрупненных норм на топографо-геодезические работы. Часть I. Полевые работы. - Москва: ЦНИИГАиК, 2002.
EVALUATION OF THE EFFECTIVENESS OF THE USE OF GAS EOR
IN THE DEVELOPMENT SYSTEM OF AN OIL AND GAS CONDENSATE FIELD
P.V. Parkulab, Graduate Student A.R. Ibragimova, Graduate Student Tyumen Industrial University (Russia, Tyumen)
Abstract. The subject of this article is the analysis of the effectiveness of the use of gas EOR in an oil and gas condensate field. The task is to compare the calculations and assessment of the effect of the reverse injection of extracted gas into the reservoir in comparison with the effect of water injection under the same conditions, to choose the best option for the impact on the reservoir and to evaluate the effectiveness of the selected option compared with depletion development. The tNavigator software package was used to achieve the goals and objectives of the study. The results obtained indicate that immiscible displacement of oil by hydrocarbon gas is recommended for use at the research facility.
Keywords: gas cap, oil rim, immiscible displacement, gas utilization factor.
