Увеличение КИН на истощённых залежах с низким пластовым давлением - Добыча - Статьи журнала
10 мин
875
0

Увеличение КИН на истощённых залежах с низким пластовым давлением

За почти полувековую историю добычи нефти в Республике Беларусь основные месторождения вступили на завершающие стадии разработки. Для них характерна высокая степень выработки запасов (60–90 %) и обводненность добываемой продукции (до 80–90 %).

Увеличение КИН на истощённых залежах с низким пластовым давлением

В Припятском прогибе – основном регионе деятельности РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» – 68,4 % от суммарного количества всех открытых месторождений, составляют небольшие по запасам месторождения. Причем они обеспечивают менее 10 % годовой добычи нефти предприятия. Последнее связано со сложным геологическим строением залежей данных месторождениях, незначительными запасами, низкими фильтрационными свойствами и неоднородностью пород-коллекторов.

Среди небольших по запасам месторождений выделяется достаточно большое количество залежей, вскрытых одиночными скважинами, разработка которых в настоящий момент либо не ведется, либо объемы добываемой нефти находятся на грани рентабельности. Геологические запасы нефти в пределах одной залежи на этих месторождениях ограничены и, как правило, не превышают 200–300 тыс. тонн. Поэтому разбуривание таких залежей дополнительным фондом скважин экономически не целесообразно. Для этих залежей характерно отсутствие влияния законтурной области и разработка ведется на упруго-замкнутом режиме до полного истощения пластовой энергии. При этом достигаемый коэффициент извлечения нефти при таких условиях разработки не превышает 3–7 % [2]. Суммарные геологические запасы нефти категорий С1 + С2 по этим залежам составляют более 52 млн тонн условных единиц, то есть в этих залежах сосредоточены достаточно большие ресурсы углеводородного сырья. Получение конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) на таких залежах в пределах 25–40 % с применением традиционных технологий разработки не представляется возможным. Необходимы специальные технологии разработки, которые бы позволяли получать максимально высокие КИН при относительно небольших затратах на организацию системы разработки одиночными скважинами.

Следует отметить, что в связи с большой глубиной залегания залежей (более 2 500 м), даже насосная эксплуатация их не позволяет полностью исчерпать упругую энергию пласта. Это связано с необходимостью ограничения снижения динамических уровней (забойных давлений) в скважинах ниже критических (не более 1 800–2 000 м) из-за возникновения рисков нарушения эксплуатационной колонны. Следовательно, в залежах остаются еще значительные запасы, которые могут быть выработаны за счёт упругих сил пласта. Однако из-за технических ограничений их добыча невозможна. На таких объектах достижение проектного КИН с применением традиционных технологий технически невозможно. Все это негативно сказывается на экономических показателях эксплуатации скважин и залежей в целом, а также на объемах и уровнях добычи нефти. По предварительным оценкам, потеря конечного КИН в среднем составляет не менее 0,14 дол. ед.

Задачей исследования является создание способа добычи нефти, позволяющего снижать забойное давление в скважине при добыче нефти ниже предельно допустимых значений, не допуская при этом разрушения эксплуатационной колонны под действием горного давления. За счёт этого, снижая пластовое давление до предельного, близкого к нулю, полностью использовать упругий ресурс залежей для притока нефти в скважины. Это приведёт к увеличению конечного объема добычи нефти и КИН.

Поставленная задача была решена за счёт разработки и спуска в скважины специальной компоновки, объединяющей в себе насосное, пакерное оборудование, и искусственного создания противодавления на стенки эксплуатационной колоны для поддержания её целостности, что позволяет организовать добычу нефти до полного истощения пластовой энергии в залежи [3].

Алгоритм реализации предложенного способа добычи нефти включает:

  • на скважине с целью определения текущих параметров пласта (Рпл, Рзаб, Кпрод) выполняют гидродинамические исследования;

  • по стандартным методикам определяют предельно допустимый динамический уровень, при превышении которого существуют риски смятия эксплуатационной колонны;

  • выполняют расчет необходимой компоновки скважинного оборудования (НКТ, пакера, высоконапорного трубопровода) и подбор насосного оборудования;

  • определяют тип и плотность жидкости для создания противодавления на стенки эксплуатационной колонны для уравновешивания горного давления;

  • выполняют расчёт ожидаемой дополнительной добычи нефти, прироста КИН и технико-экономическую оценку проекта;

  • в скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку оборудования, включающую пакер, расположенный выше или ниже пакера погружной насос с газосепаратором и скважинный трубопровод из высоконапорных трубок (ВНТ), соединяющих подпакерное пространство с линией нефтесбора;

  • пакер устанавливают в эксплуатационной колонне над интервалом перфорации на глубине на 20–50 м выше верхних дыр интервала перфорации;

  • затрубное пространство скважины над пакером заполняют жидкостью, давление столба которой уравновешивает горное давление до глубины установки пакера;

  • скважину запускают в работу;

  • выделяющийся в подпакерной области при работе насосного оборудования свободный газ отводится по скважинному трубопроводу в линию нефтесбора;

  • при снижении пластового давления в залежи и подпакерном пространстве до минимальных значений, когда эксплуатация скважины в постоянном режиме становится низкорентабельной, ее переводят в режим периодической эксплуатации.

Принципиальная схема компоновки представлена на рисунке 1, на котором: рис. 1а – изображена скважина с компоновкой для добычи нефти, в которой погружной насос расположен ниже пакера; рис. 1б – скважина с компоновкой для добычи нефти, в которой погружной насос расположен выше пакера.

На рис. 1а показано, что в скважине, вскрывшей продуктивный пласт в виде линзовидной залежи 1 с ограниченными запасами углеводородов, с отсутствием влияния законтурной области и разрабатываемой без организации системы ППД, установлена эксплуатационная колонна 2 с перфорационными отверстиями 3, в которой на глубине Н, ниже предельно допустимой глубины снижения динамического уровня Н1, установлен пакер 4, ниже которого расположен погружной насос 5, например, электроцентробежный, оснащённый газосепаратором 6 и обратным клапаном 7. Вся компоновка связана с устьем скважины посредством колонны НКТ 8. В подпакерное пространство 9, гидравлически связанное через перфорационные отверстия 3 с линзовидной залежью 1, спущен скважинный трубопровод 10. Выделившийся свободный газ в подпакерной области отводится по скважинному трубопроводу в линию нефтесбора.


РИС. 1. Принципиальная схема компоновки для добычи нефти из залежей с ограниченными ресурсами углеводородов.

 

Для расчёта ожидаемой дополнительной добычи флюида за счёт применения компоновки с пакером можно применять следующую упрощенную схему:


где

∆q – ожидаемая дополнительная добыча нефти, т;

P1 – пластовое давление в залежи, при достижении которого динамический уровень будет близок к уровню, при котором существуют риски смятия эксплуатационной колонны, МПа;

P2 – минимальное пластовое давление в залежи, которого можно достичь путем эксплуатации скважины с предложенной компоновкой скважинного оборудования, МПа;

∇ – удельный отбор пластового флюида на единицу снижения пластового давления в период до перехода на эксплуатацию залежи предлагаемой компоновкой оборудования, т/МПа.

Более точные прогнозные результаты по дополнительной добыче нефти можно получить, выполняя расчёт на гидродинамической модели.

Проведение опытно-промысловых работ по реализации предложенного способа и отработки технологии разработки и добычи запланировано на внутрисолевой баричевской залежи Хуторского месторождения.

Месторождение открыто в 1979 г. в результате бурения поисковой скважины № 1 Хуторская, в которой при испытании в эксплуатационной колонне боричевских отложений лебедянского горизонта в интервале 2756–2765 м получен фонтанный приток нефти дебитом 105 м3/сут на штуцере диаметром 8 мм. Извлекаемые запасы нефти по залежи оцениваются в 50 тыс. тонн. Конструкция скважины представлена на рисунке 2.

Коллекторами служат известняки. Тип коллектора – каверново-порово-трещинный.

Эксплуатационная колонна в скважине № 1 опрессована снижением уровня до предельно возможной глубины H1 = 1 400 м. В начальный период эксплуатации скважины и добычи нефти из пласта, до достижения динамическим уровнем значения H1 = 1400 м, накопленная добыча нефти составила 28 050 тонн. При этом текущий КИН достиг значения 0,161 при проектном 0,287. Пластовое давление снизилось с 28,6 МПа до 16,5 МПа. Дальнейшая эксплуатация скважины при снижении забойного давления до значений, при которых динамический уровень будет снижаться ниже значения H1 = 1400 м, может привести к нарушению целостности (смятию) эксплуатационной колонны, так как вскрытый линзовидный пласт 1 залегает в текучих пластичных солях.

Для продолжения эксплуатации скважины предложена следующая компоновка оборудования: насосное оборудование (УЭЦН), пакер с кабельным вводом и ВНТ для отвода газа. Пакер спускается и устанавливается ниже участка вероятного нарушения колонны над интервалом перфорации на глубине 2 685 м. Затрубное пространство над пакером заполняется необходимым объёмом жидкости, обеспечивающей создание противодавления на стенки эксплуатационной колонны (водой с ингибитором коррозии). В состав УЭЦН, расположенного ниже пакера, включают мультифазный осевой насос, направленный на борьбу со свободным газом на приёме ЭЦН (рисунок 3).


РИС. 2. Конструкция скважины 1 Хуторской

Перечень оборудования включает (рис. 3):

1) Пакер с отводом газа по ВНТ и кабельным вводом 4ПМС-КВБ-112-ГТ. Глубина спуска и установки – 2 685 м.

2) Высоконапорные трубки ТГ 7/16-25, длина 2 700 м.

3) ЭЦНД5-30-2000. Глубина спуска – 2 696 м.

4) Мультифазный осевой насос МФОН5-200.

5) Погружной электродвигатель 40 КВт.

6) Обратный клапан – 2 ед.

7) Кожухи-протекторы для крепления ВНТ к колонне НКТ.


РИС. 3. Схема подземного оборудования по скв. 1 Хуторской


Для расчёта ожидаемой дополнительной добычи нефти и конечного КИН была создана гидродинамическая модель залежи. По результатам расчёта, дополнительная добыча нефти ожидается в объеме 16,4 тыс. тонн, конечный КИН – 0,265 дол. ед. Прирост КИН составляет 0,104 дол. ед. или 39,2 %.

Выполнен расчёт экономической эффективности внедрения данной компоновки на рассматриваемой скважине. Были учтены все затраты на оборудование и КРС. Также в расчёте брались текущие ставки налогов и себестоимость добычи нефти по Хуторскому месторождению. Минимальная стоимость барреля нефти, при которой будет сохраняться положительная чистая прибыль – $36. Таким образом видно, что проект экономически рентабелен.

Ожидается, что после снижения забойного давления ниже 12 МПа, которое соответствует давлению насыщения нефти газом, в подпакерной зоне начнет интенсивно отделяться попутный газ. Отделяющийся газ поднимается вверх к пакеру и по скважинному трубопроводу отводится на устье в линию нефтесбора. Расчеты показали: эксплуатация скважины в постоянном режиме продолжится до снижения пластового давления до значения 7,3 МПа. Далее, из-за снижения дебита скважины ниже значений, при которых возможна устойчивая работа электроцентробежного насоса (работа без срывов подачи), скважину переведут в периодическую эксплуатацию с периодом отбора 2,5 часа и периодом накопления 7,5 часа. В период накопления нефти установленный в НКТ обратный клапан будет предотвращать переток ее из внутренней полости лифтовой колонны в подпакерное пространство. В периодическом режиме скважину планируется эксплуатировать до снижения пластового давления до значения 3,5 МПа, при котором дальнейшая добыча нефти становится нерентабельной. При этом пластовом давлении скважину переводим в консервацию.

Таким образом, организация добычи нефти по предлагаемому способу позволит снизить пластовое давление в залежи практически до предельного, близкого к нулю значения без угрозы смятия эксплуатационной колонны и в последние периоды эксплуатации залежи, когда пластовое давление тоже будет минимальным, путем периодической эксплуатации отобрать все извлекаемые запасы, достигнув максимальных объемов добычи и КИН.

Детальный анализ имеющейся ресурсной базы предприятия и проведенные расчёты показали, что потенциальными объектами под внедрение данной технологии являются 57 залежей. Учитывая геологические особенности залежей, геолого-физические свойства коллекторов, установили, что возможный прирост КИН за счет внедрения технологии в среднем может составить 0,074 дол. ед. Ресурсная база извлекаемых запасов нефти по данным залежам, за счет внедрения предложенной технологии добычи нефти, увеличится на 3 848 тыс. тонн или 31 % при среднем ожидаемом КИН 0,24 дол. ед.

Ещё одним направлением применения предложенной компоновки и способа является её внедрение на старом фонде скважин с возможными рисками получения нарушений эксплуатационной колонны вследствие истончения стенок обсадной трубы, низких пластовых давлений в залежах и, следовательно, низких динамических уровней.

Учитывая старый фонд скважин предприятия, был выполнен расчёт потенциального смятия эксплуатационной колонны. Из проанализированного фонда скважин (99 скв.) при расчёте выявлено, что потенциальное смятие эксплуатационной колонны возможно получить в 11 скважинах.

За счёт внедрения предлагаемой компоновки на данных скважинах возможно обеспечить безаварийную их дальнейшую эксплуатацию. При этом суммарный прирост дебит нефти по данным скважинам составляет 69,4 т/сут. Годовая возможная дополнительная добыча нефти – 24 тыс. т.

Из вышеизложенного можно сделать вывод, что предлагаемый способ добычи нефти с использованием компоновки с пакером позволяет не допустить нарушения эксплуатационной колонны на скважинах со сниженными динамическими уровнями, эксплуатирующими залежи с низким пластовым давлением, повысить КИН, сократить затраты на РВР, бурение новых скважин и боковых стволов. 



Литература

  1. Новые технологии в разработке нефтяных месторождений Республики Беларусь для увеличения коэффициента извлечения нефти и перспективы их развития. Демяненко Н.А., Повжик П.П., Серебренников А.В. и др. // НТЖ «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса», 2016, № 3, с 47–54.

  2. Классификация трудноизвлекаемых запасов углеводородов Припятского прогиба и основные проблемы их разработки. Повжик П.П., Халецкий А.В., Седач В.Г., Демяненко Н.А. // Недропользование, XXI век. 2017, декабрь. – № 6 (69). – С. 38–45.
  3. Патент на изобретение № 029770ЕАПВ. Дата публикации 31.05.2018. Способ добычи нефти.




Keywords: hard-to-recover reserves, water content, final stage of development, oil recovery ratio, oil production.




Статья «Увеличение КИН на истощённых залежах с низким пластовым давлением» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№6, Июнь 2018)

Комментарии

Читайте также