CC BY
182
УДК 622.06
В. Н. Хлебников(д.т.н., проф.), А. С. Мишин (н.с.), С. В. Антонов(н.с.), Ю. Ф. Гущина (н.с.), М. Е. Бардин (асп.), А. А. Суслова(асп.), В. А. Винокуров (д.х.н., проф.)
Поиск технологического решения восстановления работы нефтяных скважин после прорыва газа при разработке нефтегазовых месторождений вязкой нефти
Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, кафедра физической и коллоидной химии 119991, г. Москва, Ленинский просп., д. 65, корп. 1; тел. (499) 2339589, факс (499) 1358895, e-mail: vinok_ac@mail.ru
V. N. Khlebnikov, A. S. Mishin, S. V. Antonov, Yu. F. Guschina, M. E. Bardin, A. A. Suslova, V. A. Vinokurov
Search for technological solutions restoration of oil wells after the breakthrough of gas for oil field development viscous oil
Gubkin Russian State University of Oil and Gas 65, Leninskii pr, 119991, Moscow, Russia; ph. (499) 2339589, e-mail: vinok_ac@mail.ru
Добыча нефти из подгазовых оторочек газовых месторождений осложнена быстрым прорывом газа к продукции добывающих скважин. Создание экранов и барьеров в области газонефтяного контакта не позволяет полностью решить эту проблему. Поэтому предложен и лабораторно обоснован новый перспективный технологический прием для восстановления нефтенасыщен-ности прискважинной зоны нефтяных скважин после прорыва газа при разработке газонефтяного месторождения с вязкой нефтью, основанный на закачке в прискважинную зону дегазированной вязкой нефти месторождения.
Ключевые слова: вязкая нефть; газоизоляция; нефтегазовые месторождения; Покуровс-кая свита (пласты ПК).
Production of oil from under gas slugs of gas fields is complicated by the rapid breakthrough of gas to the production wells. Creating screens and barriers to the gas-oil contact can not completely solve the problem. Therefore proposed and laboratory justified the new perspective technological method for recovery oil wells critical area oil saturation after gas breakthrough when developing oil and gas deposits with viscous oil, based on pumping into the near-wellbore area zone degassed viscous oil deposits.
Key words: oil and gas fields; Formation Pokurovskaya; the insulation gas breakthrough; viscous oil.
Запасы нефти в газонефтяных залежах традиционно относятся к трудноизвлекаемым запасам, степень извлечения нефти из подгазовых оторочек существенно ниже, чем при разработке обычных месторождений. В России запасы нефти нефтегазовых месторождений разрабатываются в недостаточной степени 1, часто при добыче газа запасы нефти просто игнорируются и теряются. Всего в стране открыто около 200 подобных месторождений, на
которых выявлено более 400 газонефтяных залежей 1. Процесс разработки нефтегазовых залежей осложняется рядом проблем 1.
Первая из основных проблем разработки нефти из газонефтяных месторождений связана с образованием газового и водяного конусов (рис. 1).
Отбор нефти из скважин обусловливается пониженными давлениями вблизи интервалов дренирования, поэтому газ газовой шапки и
Исследование проводится в рамках Федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007—2013 гг». Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства образования Российской Федерации (Государственный контракт от 29.03.2013 г. № 14.515.11.0044).
Исследование проводится в рамках Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009—2013 гг. (Государственный контракт от 25 октября 2011 г. № 16.740.11.0759).
Дата поступления 10.09.13
Рис. 1. Формирование конусов газа и воды при дренировании нефтяной оторочки вертикальной (а) и горизонтальной (б) скважинами 1
подошвенная (или краевая) вода прорываются к интервалу дренирования. Формируются конусы газа и воды, которые, соответственно, имеют тенденцию к постоянному опусканию и подъему. В результате продукция добывающих скважин загазовывается и обводняется в быстро прогрессирующих масштабах. Достаточно быстро дебит по нефти снижается до уровня, когда дальнейшая эксплуатация скважины становится нерентабельной, что приводит к низкому значению коэффициента нефтеотдачи.
Вторая проблема разработки нефтегазовых месторождений связана с влиянием «косой» слоистости. Продуктивные пласты обычно характеризуются весьма малыми углами наклона (около 1о). Естественно, что таким малым параметром, как угол наклона, часто можно пренебречь, особенно в случае процессов вытеснения нефти водой в слоистых, горизонтальных продуктивных комплексах. Однако в случае нефтегазовых залежей этот малый параметр становится принципиально значимым 1-3, т.к. слоистая неоднородность продуктивных отложений по проницаемости также может негативно сказываться на конечном коэффициенте нефтеотдачи.
Третий фактор, затрудняющий разработку нефтегазовых месторождений, заключается в опасности чрезмерных депрессий и репрессий на пласт, соответственно, в добывающих и нагнетательных скважинах. Повышенные депрессии кроме конусообразования приводят к истощению запасов газа в газоконденсатной шапке. Чрезмерные темпы и давления закачки в нагнетательные скважины вызывают смещение нефтяной оторочки в газовую шапку и размазывание запасов нефти.
Наиболее остро все вышеперечисленные проблемы проявляются в условиях газонефтя-
ных месторождений подошвенного строения, с большой площадью газонефтяного контакта (ГНК) и содержащих вязкие нефти.
Для борьбы с прорывами газа рекомендуется разрабатывать запасы подгазовых оторочек нефти при безгазовом дебите или при заданном газовом факторе 1. Режим безгазового дебита или заданного газового фактора при добыче нефти определяется на основании математического моделирования, т.е. с достаточно большой степенью неопределенности. Увеличить длительность безгазового режима работы скважин можно путем создания барьеров и экранов для предотвращения прорывов газовых и водяных конусов к забоям добывающих скважин. Предлагается использование неподвижных водяных, гелевых, пенных и других экранов или барьеров на уровне ВНК или ГНК. Однако не всегда экран позволяет решить проблему прорыва газа. Даже если неподвижный экран непроницаем для газа, то газ рано или поздно прорывается к забою эксплуатационной скважины если не через экран, то под экраном.
В случае краевых нефтяных оторочек, когда площадь ГНК невелика, применяется технология барьерного заводнения. Барьер воды (или раствора полимера), создаваемый над ГНК с использованием нагнетательных скважин, разобщает нефтяную оторочку и газовую (газоконденсатную) шапку, что позволяет увеличить безгазовые критические дебиты нефти. Однако этот метод мало подходит для газонефтяных месторождений подошвенного типа.
В настоящее время интенсивно ведутся исследовательские и промысловые работы по поиску путей разработки запасов нефти под-газовых оторочек газоконденсатных месторождений, приуроченных к сеноманскому горизонту (пласты ПК). Пласты ПК содержат
значительное количество нефти — геологические запасы нефти оцениваются в 2.7 млрд т (Тазовское, Северо-Комсомольское, Ваньеган-ское, Русское и др. месторождения). Подгазо-вые оторочки нефти сеноманского горизонта характеризуются высокой вязкостью пластовой нефти, большой площадью газонефтяного контакта (ГНК), активными подстилающими водами и высокоглинистыми коллекторами 4-6.
Геолого-физические условия нефтегазовых месторождений, приуроченных к пластам ПК, таковы, что проблема прорыва газа к забоям добывающих скважин является важной для этого типа пластов. По информации специалистов-нефтяников, прорыв газа к забою добывающих скважин уже наблюдается в ходе опытных работ при добыче нефти из пластов ПК.
Известные из литературы методы в основном направлены на предотвращение (замедление) прорыва газа к забою нефтяных скважин. Однако имеет смысл искать технологическое решение по восстановлению работы нефтяных скважин после прорыва газа, что и было целью настоящей работы.
Основная идея заключалась в следующем: для удаления прорвавшегося газа в ПЗП скважин («лечения» скважин) использовать дегазированную («мертвую») нефть месторождения. Дегазированная нефть имеет более высокую вязкость, чем пластовая нефть, в ней нет растворенного газа, т.е. газ будет удаляться из пористой среды не только за счет вытеснения, но и при растворении в дегазированной нефти.
Дегазированная нефть имеется в достаточном количестве на промысле, поэтому можно избежать длительного простоя скважины на время закупки и доставки необходимых для работ реагентов. Закачивание дегазированной нефти в пласт легко осуществимо без привлечения бригад капитального ремонта скважин и при использовании минимального количества оборудования (насосный агрегат и автоцистерна).
Экспериментальная часть
Для моделирования процессов прорыва и восстановления нефтенасыщенности призабой-ной зоны пласта использовали насыпную модель пласта (пористой среды) из кернового материала пласта ПК! Тазовского месторождения, которая хорошо моделирует условия практически не сцементированной породы месторождения. Корпус модели пласта набивали экстрагированным спирто-бензольной смесью керном пласта ПК! Тазовского месторождения и измеряли проницаемость по газу. Корпус модели пласта представлял собой трубу из нержавеющей стали с нане-
сенной на внутреннюю поверхность винтовой нарезкой для предотвращения прорыва флюидов вдоль стенок. Модель пласта последовательно насыщали моделью воды сеноманского горизонта, плотностью 1030 кг/м3 (этап 1 опыта) и изовискозной моделью нефти месторождения (этап 2 опыта) по стандартным методикам. Характеристика флюидов приведена в табл.1, результаты эксперимента — в табл.2.
Таблица 1
Свойства флюидов
Флюид Плотность, кг/м3 Вязкость, мПа-с
Изовискозная модель нефти 920 (20 оС) 50.1(30 оС)
Модель пластовой воды 1030 (20 оС) 0.876 (30 оС) 1.01 (20 оС)
Дегазированная нефть 935 116 (30 оС)
Исследование проводили с помощью модернизированной фильтрационной установки УИК-5, разработанной и изготовленной ООО «Глобел-Нефтесервис» (Москва). Исследование проводили при пластовой температуре Та-зовского месторождения (30 оС) и внутрипоро-вом давлении 5 МПа.
После измерения проницаемости модели пласта по нефти моделировали прорыв газа (этап 3 опыта). Для этого через верх вертикально расположенной нефтенасыщенной модели пласта с помощью поршневой колонки подавали газ (метан) и следили за изменением перепада давления и составом флюидов на выходе из модели пласта. На следующем этапе 4 эксперимента моделировали процесс «восстановления» модели пласта. Для этого через низ вертикально расположенной модели пласта закачивали дегазированную нефть до стабилизации перепада давления. На заключительном этапе 5 опыта повторно моделировали прорыв газа. Результаты эксперимента приведены в табл. 2.
Результаты и их обсуждение
При моделировании прорыв газа (этап 3) закачка газа сопровождалась быстрым ростом перепада давления. Однако данный процесс был кратковременным и закончился прорывом газа после прокачки 0.035 п.о. газа, т.е. прорыв газа происходит очень быстро. Максимально достигнутый перепад давления (перепад давления прорыва газа) составил 0.0437 МПа, а градиент давления 0.127 МПа/м. После прорыва газа перепад давления быстро снизился. По мере прокачки газа насыщенность пористой среды газом постепенно увеличивалась, а нефтенасыщенность снижалась.
Таблица 2
Результаты фильтрационного опыта
№ эта па Флюид Объем закачки, п.о. Перепад давления, МПа Противодавление, МПа Насыщенность, % Средняя скорость фильтрации, см3/ч Т оС
текущий максимальный газ нефть вода
1 Минерализованная вода 2.19 0.0127 - 0 0 0 100 49.5 16-18
2 Изовискозная модель нефти 4.8 0.0932 - 0 0 73.5 26.5 12.9 15-18
3 Метан 0.93 0.00480 0.0437 5.0 10.8 62.7 26.5 22.6 30
4 Дегазированная нефть 0.74 0.0798 - 5.0 - - - 11.9 30
1.09 0.0853 - 5.0 0 73.5 26.5 8.2 30
5 Метан 1.69 0.00376 0.0732 5.0 5.9 67.6 26.5 27.5 30
Характеристика модели пласта. Начальная нефтенасыщенность — 73.5%.Проницаемости, мкм2: по газу — 2.19; по воде — 0.470; по нефти с остаточной водой — 1.00.Поровый объем 112.4 см3, длина — 34.5 см, диаметр 3.2 см.
На этапе 4 восстанавливали насыщенность пористой среды путем закачивания дегазированной нефти. Закачивание нефти вели при двух скоростях закачки. Первоначально закачивали «мертвую» нефть со скоростью около 12 см3/ч, затем скорость уменьшили из-за быстрого роста перепада давления. Закачку нефти вели до стабилизации перепада давления, что указывает на полное замещение в модели пласта изовискозной модели нефти на более вязкую дегазированную нефть. Взвешивание модели пласта показало, что газ полностью вытеснен из модели пласта или растворился в дегазированной нефти. Таким образом, закачивание дегазированной нефти позволяет быстро и полностью восстановить насыщенность нефтью пористой среды.
Целью этапа 5 опыта было моделирование вторичного прорыва газа. Как и в этапе 3, прорыв газа произошел очень быстро после прокачки 0.055 п.о. газа. Максимальный перепад давления (перепад давления прорыва газа)
составил 0.0732 МПа, а градиент давления 0.212 МПа/м. Прорыв газа после «восстановления» модели пласта произошел при большем перепаде давления (прирост составил 67%). Таким образом, закачивание «мертвой» нефти позволило не только полностью восстановить пористую среду (удалить газ), а также увеличить на 67% сопротивление, оказываемое пористой средой прорыву газа.
Таким образом, в условиях пластов ПК закачивание дегазированной нефти позволяет полностью удалить прорвавшийся газ из при-скважинной зоны пласта. Замена пластовой нефти в прискважинной зоне пласта на дегазированную нефть увеличивает способность пористой среды сопротивляться прорыву газа.
Предложенный технологический прием позволяет восстановить нефтенасыщенность прискважинной зоны нефтяных скважин после прорыва газа при разработке газонефтяного месторождения с вязкой нефтью.
Литература
1 . Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконден- 1 .
сатных и нефтегазоконденсатных месторождений.- М.: Струна,- 1998.- 628 с.
2 . Закиров И.С. Совершенствование разработки 2 .
нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами: Дис... канд.техн.наук.-ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина.- 1996.
3 . Закиров И. С. // Труды МИНХ и ГП.- 1985.- 3 .
Вып.192.- С.49.
4 . Антониади Д. Г., Гилаев Г. Г., Джалалов К. Э. 4 .
// Интервал.- 2003.- №4(51).- С.38.
5 . Данильченко О. Н., Душейко Д. П., Тытянок 5 .
В. Н. // Интервал.- 2003.- №6-7(53-54).- С.37.
6 . Леонов В.А., Донков П. В. Опытно-промыш- 6 .
ленные работы по внедрению технологий освоения залежей с высоковязкой нефтью // Труды 4 научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г.Хантымансийск). - 2001.- С.449.
References
Zakirov S. N. Razrabotka gazovykh, gazokondensatnykh i neftegazokondensatnykh mestorozhdenii.— M.: Struna,— 1998.— 628 p.
Zakirov I.S. Sovershenstvovanie razrabotki neftegazovykh zalezhei so sloisto-neodnorod-nymi kollektorami. Dis... kand. tehn. nauk.-IPNG RAN, GANG im. Gubkina.- 1996. Zakirov I. S. Trudy MINH i GP.- 1985.-Vyp.192.- P.49.
Antoniadi D. G., Gilaev G. G., Dzhalalov K. Je. Interval.- 2003.- no.4(51).- P.38.
Danil'chenko O. N., Dusheiko D. P., Tytyanok V. N. Interval.- 2003.- no.6-7(53-54).- P.37. Leonov V.A., Donkov P. V. Opytno-promyshlennye raboty po vnedreniju tehnologij osvoenija zalezhej s vysokovjazkoj neft'ju. Trudy 4 nauchno-prakticheskoj konferencii «Puti realizacii neftegazovogo potenciala HMAO» (g.Hantymansijsk). - 2001.- P.449.
