Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности технологии пароциклических обработок скважин в слоисто-неоднородных пластах с высоковязкой нефтью

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности технологии пароциклических обработок скважин в слоисто-неоднородных пластах с высоковязкой нефтью"

На правах рукописи УДК 622.276,65

ОСИПОВ АНДРЕЙ ВАЛЕРЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПАРОЦИКЛИЧЕСКИХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН В СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 4 ОКТ 2013

005535521)

МОСКВА-2013

005535520

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт» имени академика А.П. Крылова (ОАО «ВНИИнефть»),

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Соломатин Александр Георгиевич

кандидат технических наук

Хисметов Тофик Велиевич,

доктор технических наук, председатель совета директоров ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»

Ледович Иосиф Семенович,

кандидат технических наук, главный специалист лаборатории анализа и проектирования нефтяных месторождений Открытого Акционерного Общества «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт» имени академика А.П. Крылова (ОАО «ВНИИнефть»)

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М.Губкина, г. Москва

Защита диссертации состоится «15» ноября 2013 г. в 10 часов в конференц-зале института на заседании диссертационного совета Д.222.006.01 при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт» имени академика А.П. Крылова (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10.

Автореферат размещен на интернет-сайтах Министерства образования и науки Российской Федерации http://vak.ed.gov.ru «03» октября 2013 г. и ОАО «ВНИИнефть» www.vniineft.ru «04» октября 2013 г.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть».

Автореферат разослан «11» октября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Э.М.Симкин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования

В настоящее время вовлечение в разработку запасов высоковязкой нефти является одной из сложных и актуальных задач топливно-энергетического комплекса России.

При разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие нефти, термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы. Самыми распространенными среди термических методов являются паротепловые методы. Большинство проектов по паротепловому воздействию начинается с пароциклических обработок скважин (ПТОС), которые характеризуется более быстрым периодом окупаемости и более низким паронефтяным отношением по сравнению с паротепловым воздействием на весь пласт.

Как показывает опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений с применением теплового воздействия, эффективная реализация технологии пароциклических обработок скважин требует тщательного учета геолого-физических характеристик пласта, а также научного обоснования параметров процесса. Осуществление пароциклических обработок скважин требует значительных капитальных и энергетических затрат.

Поэтому, поиск и разработка методов, направленных на повышение энергетической и технико-экономической эффективности ПТОС, в том числе создание методик научно-обоснованного выбора оптимальных технологических параметров процесса с тщательным учетом геолого-промысловых характеристик месторождения, является актуальной народнохозяйственной задачей, позволяющей улучшить технико-экономические показатели метода и вовлечь в активную разработку залежи высоковязкой нефти.

Цель диссертационной работы:

Разработка комплексных технологических решений, обеспечивающих повышение эффективности технологии пароциклических обработок скважин (ПТОС) в слоисто-неоднородных пластах с высоковязкой нефтью.

Основные задачи исследований:

1. Численное исследование основных закономерностей влияния слоистой неоднородности пласта на эффективность ПТОС.

2. Разработка технологии, направленной на повышение энергетической эффективности ПТОС.

3. Повышение эффективности ПТОС за счет научно-обоснованного выбора оптимальных технологических параметров процесса.

4. Применение полученных результатов при проектировании оптимальных технологических параметров ПТОС описанными выше методами на опытно-промышленном участке конкретного месторождения на основе детального численного моделирования.

Научная новизна работы определяется следующими результатами:

1. В результате исследования влияния ряда параметров слоистой неоднородности на эффективность пароциклических обработок скважин (ГГГОС) установлено, что при прочих равных условиях существуют оптимальные значения коэффициентов песчанистости и расчлененности, при которых технологическая эффективность ПТОС достигает максимального значения.

2. Разработана и предложена новая технология пароциклических обработок скважин, предусматривающая, по сравнению с общепринятой технологией ПТОС, закачку ненагретой воды после прекращения закачки пара, что обеспечивает увеличение добычи нефти, уменьшение паронефтяного фактора, снижение температуры добываемых флюидов. На разработанную новую технологию пароциклических обработок скважин получен патент РФ.

3. Разработана методика определения оптимальных технологических параметров пароциклических обработок скважин на основе комплексного технико-экономического критерия.

4. Установлено, что существует оптимальная продолжительность периода добычи нефти, при которой дополнительная добыча нефти и экономическая эффективность при ПТОС выше таковой в случае применения общепринятого подхода, когда критерием завершения периода отбора продукции является снижение дебита нефти до уровня предшествующего применению ПТОС.

Основные защищаемые положения:

1. Результаты численных исследований влияния параметров слоистой неоднородности пласта на эффективность пароциклических обработок скважин, согласно которым существуют оптимальные значения коэффициентов песчанистости и расчлененности, при которых эффективность технологии достигает максимального значения.

2. Новая технология пароциклических обработок скважин (ПТОС), предусматривающая, по сравнению с общепринятой технологией ПТОС, закачку ненагретой воды после прекращения закачки пара, и обеспечивающая повышение технико-экономической эффективности реализации технологии.

3. Методика определения оптимальных технологических параметров пароциклических обработок скважин на основе комплексного технико-экономического критерия.

4. Методика определения оптимальной продолжительности периода добычи нефти при проведении пароциклических обработок скважин.

Практическая ценность работы обусловлена следующим: 1. Разработан на уровне изобретения способ разработки залежи высоковязкой нефти (получен патент РФ №2435951), который позволяет при проведении ПТОС увеличить дополнительную добычу нефти, уменьшить паронефтяной фактор, а также снизить температуру добываемых флюидов.

2. Разработанная автором методика определения оптимальных технологических параметров технологии ГГГОС на основе комплексного технико-экономического критерия рекомендуется для дальнейшего использования при проектировании разработки месторождений высоковязкой нефти.

3. Проведенный в работе обзор литературных источников, освещающий современное состояние технологии ПТОС и мировой опыт их применения, рекомендуется для использования при составлении проектных документов на стадии выбора концепции разработки месторождений высоковязкой нефти.

Разработанные в диссертационной работе методы повышения эффективности пароциклических обработок скважин были использованы в ОАО "ВНИИнефть" при проведении научно-исследовательских и проектных работ на месторождениях с высоковязкой нефтью.

Апробация работы:

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на П-ом Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", г Москва, 15-16 сентября, 2009 г.; 14-ой ежегодной конференции "Нефть и газ Сахалина 2010", г. Южно-Сахалинск, 29-30 сентября, 2010г.; Ш-ем Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", г Москва, 20-21 сентября, 2011 г.; Международной научно-практической конференции «Теория и практика современных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов», г. Речица, 24-25 мая, 2012 г.

Личный вклад автора состоит в следующем:

• разработана и предложена новая технология пароциклических обработок скважин (ПТОС), предусматривающая, по сравнению с общепринятой технологией ПТОС, закачку ненагретой воды после прекращения закачки пара;

• проведено исследование влияние ряда параметров слоистой неоднородности на эффективность ПТОС с помощью численного термогидродинамического моделирования;

• разработана методика определения оптимальных технологических параметров ПТОС на основе комплексного технико-экономического критерия;

• проведено исследование влияния продолжительности периода добычи нефти на эффективность ПТОС на основе численного термогидродинамического моделирования.

Публикации:

По результатам выполненных научных исследований опубликовано 10 печатных работ, в том числе, 9 статей и докладов, 1 патент РФ (№2435951). В ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ, опубликовано 4 научных работы.

Объем и структура работы:

Диссертация включает 172 страницы, 44 рисунка, 60 таблиц, состоит из введения, 5 глав, выводов и заключения; библиография насчитывает 98 наименований.

Автор благодарит своего научного руководителя к.т.н. Соломатина А.Г. за всестороннюю поддержку на всех этапах данной работы, творческую помощь при постановке исследований и анализе их результатов. Автор выражает глубокую признательность Малофееву Г.Е., Ялову Ю.Н. и Жданову С.А. за ценные консультации и плодотворное обсуждение основных положений диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во Введении представлены тематика исследований, их актуальность, цель и задачи диссертационной работы.

В Главе 1 приведена общая характеристика технологии пароциклических обработок скважин (ГТТОС) и ее место в системе воздействия на залежи высоковязкой нефти, критически проанализированы существующие на сегодняшний день модификации ПТОС. Также в первой главе выполнен анализ промыслового опыта проведения ПТОС на зарубежных и отечественных месторождениях, выявлены актуальные проблемы реализации технологии и сформулированы цели и задачи исследования. Большой вклад в создание научных основ, совершенствование и промышленное освоение термических методов добычи нефти внесли известные отечественные и зарубежные ученые: Антониади Д.Г., Байбаков Н.К., Боксерман A.A., Гарушев А.Р., Жданов С.А., Кудинов В.Н., Малофеев Г.Е., Раковский Н.Л., Рубинштейн Л.И., Симкин Э.М., Сургучев МЛ., Хисметов Т.В., Чарный И.А., Чекалюк Э.Б., Шейнман А.Б., Burger J.G., Boberg Т.С., Farouq Ali S.M. и др.

Глава 2 посвящена численному моделированию особенностей влияния слоистой неоднородности пласта при выборе объектов для пароциклических обработок скважин. В качестве параметров, характеризующих слоистую неоднородность пласта (макронеоднородность по разрезу пласта) были приняты коэффициент расчлененности (кр) и коэффициент песчанистости (к„). В качестве показателя технологической эффективности технологии ПТОС, как наиболее употребительная, была принята дополнительная добыча нефти. Для численного исследования использовался комплекс программного обеспечения фирмы CMG (модуль STARS), разработанный на основе принципов моделирования трехмерной трехфазной неизотермической фильтрации флюидов.

Использованная модель пласта представляла собой радиальный элемент радиусом 700 м, в центре которого была расположена обрабатываемая скважина. Пласт залегал на глубине 1000 м и был насыщен высоковязкой нефтью и водой. Зависимость вязкости нефти от температуры приведена в табл. 1. Начальная нефтенасыщенность составляла 0.75, начальные пластовые температура и давление - 21 °С и 9.5 МПа. Проницаемость и пористость были одинаковыми для всех проницаемых

пропластков и составляли: проницаемость по горизонтали - 1.000 мкм2, проницаемость по вертикали - 0.100 мкм2, пористость - 20%. Теплоемкости нефти, воды, минерального скелета пласта, окружающих пород составляли 2093, 4187, 2225, 2225 кДж/м3*°С соответственно. Теплопроводности нефти, воды, минерального скелета пласта, окружающих пород составляли 11.5, 53.5, 178.8, 178.8 кДж/(м*сут*°С) соответственно. Пласт с указанными свойствами при разработке нуждается в проведении ГТГОС.

Таблица 1 - Зависимость вязкости нефти от температуры

т, °с 21 40 80 120 160 200 240 280 320 360

Вязкость, мПа*с 100 42 13.4 6.34 3.64 2.34 1.62 1.19 0.9 0.71

Для всех расчетных вариантов эффективная нефтенасыщенная толщина составляла Юм. Количество и толщина проницаемых и непроницаемых слоев в модели варьировались в соответствии с изменением коэффициентов песчанистости и расчлененности по следующим формулам в соответствии с их определениями:

Мпрон. = Кр - количество проницаемых слоев;

Мнепрон. — КР ~ 1" количество непроницаемых слоев;

. ю

Крон. =--толщина одного проницаемого слоя, м;

Nпрон.

. 10-С1-О

Кепрон. = ——— - толщина одного непроницаемого слоя, м.

нелрон.

При прогнозных расчетах ПТОС в качестве контроля работы скважины в режиме нагнетания пара, на основании данных промыслового опыта применения ПТОС, задавались максимальный расход по пару (240 т/сут) и максимальное давление на устье скважины (13.0 МПа). В качестве контроля работы скважины в режиме добычи задавалось минимальное забойное давление на уровне 7.0 МПа. Степень сухости пара и его температура составляли 0.75 долей единицы и 330° С соответственно. Темп нагнетания пара определялся в соответствии с давлением нагнетания и приемистостью пласта. Продолжительность периода пропитки была выбрана в соответствий с промысловым опытом и составляла во всех вариантах 20 сут. После периода пропитки скважина пускалась в эксплуатацию. В соответствие с общепринятым подходом, период отбора продукции заканчивался, когда дебит по нефти после парообработки снижался до уровня дебита до начала проведения ПТОС,.

Результаты исследования влияния слоистой неоднородности на технологическую эффективность ПТОС приведены в табл. 2 и на рис. 1, из которых видно, что для данной модели пласта и насыщающих его флюидов при фиксированном объеме нагнетаемого пара наибольшая технологическая эффективность достигается:

• в случае кр=2 при кп=0.6-0.8

• в случае кр=4 при к„=0.4-0.6

• в случае кр=6 при кп=0.4

Для данного случая технологическая эффективность ПТОС для неоднородных пластов выше, чем в однородном пласте при одинаковой нефтенасыщенной толщине.

Объекты с данными значениями коэффициентов песчанистости и расчлененности можно рекомендовать для предварительного выбора объектов для первоочередного внедрения ПТОС. Вместе с тем, окончательный выбор объектов должен быть сделан на основе технико-экономического анализа.

Таблица 2 - Зависимость дополнительной добычи нефти от коэффициентов расчлененности и песчанистости

Песчанистость, к„ Расчлененность, к„

1 2 4 6 8

0.2 4.158 2.931 3.081 3.747 3.875

0.4 4.158 3.763 4.791 4.349 4.041

0.6 4.158 4.867 4.266 3.914 3.820

0.8 4.158 4.314 3.897 3.795 3.780

0.9 4.158 4.040 3.859 3.801 3.805

1 4.158 4.158 4.158 4.158 4.158

п О

а

0,2 0,4 0,6 0,8 0,9 1

Коэффициент песчанистости, доли единицы

Диапазон изменения дополнительной добычи нефти (тыс.т):

■ 4,200-4,900

■ 3,500-4,200

■ 2,800-3,500

Рисунок 1 - График зависимости дополнительной добычи нефти от коэффициентов расчлененности и песчанистости

Рост дополнительной добычи нефти в указанных областях кр и кп объясняется следующим образом. При высоких значениях кп (пласт близкий к однородному) большая часть тепла при нагнетании пара сосредотачивается в продуктивных породах. Это тепло с течением времени «выносится» из пласта с добываемой продукцией. Со снижением кп все больше тепла сосредотачивается в непродуктивных породах, которые становятся в своем

роде аккумуляторами тепла и в последующем отдают его продуктивным пластам. Чем больше толщина непроницаемых пропластков, тем больше запас тепловой энергии. С другой стороны, со значительным увеличением толщины непроницаемых пропластков (при очень низких значениях кп) тепло расходуется непродуктивно на нагрев непроницаемых прослоев. Таким образом, возникает оптимум по параметрам слоистой неоднородности пласта.

Глава 3 посвящена численному исследованию основных закономерностей повышения энергетической эффективности ГГГОС путем закачки ненагретой воды после окончания нагнетания пара.

Как известно, реализация ПТОС проходит в три периода: нагнетание теплоносителя; остановка скважины на, так называемую, пропитку, и последующий пуск скважины в эксплуатацию. Период пропитки необходим для конденсации пара, перераспределения температуры и насыщенностей в околоскважинной зоне. Этот период может составлять несколько суток. Однако, на практике, после окончания процесса пропитки температура добываемой жидкости может составлять до 300 °С, а поскольку современные скважинные насосы не способны работать при такой температуре, возникает необходимость продлевать этот период до снижения температуры призабойной зоны скважины до уровня, приемлемого для работы насосного оборудования.

Период пропитки и остывания в зависимости от конкретных условий может быть значительным, что приводит к потерям в добыче нефти из-за простоя скважины, а также к увеличению тепловых потерь в кровлю и подошву пласта, поскольку последние существенно зависят от продолжительности пропитки скважины. Потери тепла в окружающие пласт породы приводят к уменьшению коэффициента использования введенного тепла и снижению дополнительной добычи нефти.

Разработанная и предложенная в диссертационной работе новая технология ПТОС направлена на сокращение продолжительности периода между окончанием нагнетания пара и началом добычи нефти, что позволяет увеличить энергетическую эффективность ПТОС за счет более рационального использования введенного в пласт тепла и уменьшить потери в добыче нефти вследствие простоя скважины.

Сущность разработанной новой технологии ПТОС заключается в следующем. Непосредственно после завершения нагнетания пара в скважину закачивают расчетную оторочку охлаждающей жидкости. Проще всего при этом использовать обычную ненагретую воду с температурой не ниже пластовой. Однако, для предотвращения температурных нагрузок на скважину, температуру закачиваемой жидкости рекомендуется понижать постепенно от температуры пара до температуры ненагретой воды. Сразу после закачки охлаждающей жидкости, скважину пускают в эксплуатацию.

Как показали проведенные численные исследования, регулируя количество закачиваемой оторочки ненагретой воды можно обеспечить добычу отбираемых из пласта флюидов с температурой, не превышающей

рабочую температуру скважинных насосов. Также модельными расчетами установлено, что закачивая расчетное количество ненагретой воды можно увеличить эффективность ПТОС при сохранении количества закачиваемого пара постоянным: увеличить дополнительную добычу нефти, уменьшить паронефтяной фактор и продолжительность проведения ПТОС.

Повышение эффективности ПТОС путем закачки ненагретой воды (НВ) после нагнетания пара достигается за счет следующих механизмов.

При традиционном ПТОС за длительный период пропитки, который нужен для снижения температуры в призабойной зоне пласта до уровня приемлемого для насосного оборудования, происходит существенное снижение температуры во всей прогретой зоне. При реализации новой технологии ПТОС, путем закачки ненагретой воды происходит быстрое снижение температуры только в околоскважинной зоне, тепло отодвигается в глубь пласта, при этом остальная часть прогретой зоны остывает незначительно. Поэтому последующая добыча нефти ведется при более высокой температуре прогретой зоны, чем при традиционной ПТОС. А поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, которая в свою очередь обратно пропорциональна температуре, то и динамика дебита нефти при ПТОС с закачкой ненагретой воды также будет выше, чем при традиционном проведении технологии. При традиционной ПТОС в период пропитки тепло уходит в окружающие породы и, кроме того, сразу же при пуске скважины в работу, когда продукция состоит, в основном, из воды, отбирается вместе с водой в больших количествах, т.е. расходуется непродуктивно. В новой технологии отсутствует период пропитки, а тепло, продвинутое в глубь пласта, начинает «работать» при подходе к скважине ранее оттесненной закачкой пара нефти.

Цель проведенного в главе 3 исследования состояла в оценке влияния количества закачиваемой ненагретой воды на технологическую эффективность предлагаемой технологии ПТОС. В расчетах варьировалось количество закачиваемого пара и находилось оптимальное количество закачиваемой ненагретой воды. Критерием оптимальности являлась максимизация технологической эффективности ПТОС при ограничении максимальной температуры на приеме насоса (220 °С). Эффективность новой технологии ПТОС также сравнивалась с традиционной технологией проведения ПТОС. В качестве показателей технологической эффективности технологии ПТОС, как наиболее употребительные, были приняты: дополнительная добыча нефти и паронефтяной фактор (ПНФ). Численные исследования проводились на модели пласта, представляющей собой радиальный элемент радиусом 700 м, насыщенный высоковязкой нефтью (начальная нефтенасыщенность - 0.75) и водой. Зависимость вязкости нефти от температуры приведена в табл. 1, начальная температура пласта составляла 21 С. Пласт состоял из 4-х проницаемых пропластков разделенных 3-мя непроницаемыми прослоями. Толщины проницаемых и непроницаемых прослоев составляли 2.5 м и 0.83 м соответственно. Таким образом, эффективная толщина пласта была равной 10 м, а коэффициент

песчанистости составлял 0.8. Проницаемости прослоев-коллекторов составляли (сверху-вниз): 1200, 1000, 800, 600 мкм2 (среднее 0.9 мкм2), коэффициент вариации проницаемости 28.7%. Теплофизические характеристики пласта и насыщающих его флюидов принимались такими же, как и в исследовании проведенном в главе 2. Обрабатываемая скважина располагалась в центре элемента пласта.

При прогнозных расчетах ГГГОС в качестве контроля работы скважины в режиме нагнетания пара, исходя из анализа промыслового опыта применения ГГГОС, задавались максимальный расход по пару (240 т/сут) и максимальное давление на устье скважины (15.0 МПа). Температура и сухость пара на устье скважины составляли 343 С и 0.75 д.ед. соответственно. В качестве контроля работы скважины в режиме добычи задавались минимальное забойное давление на уровне 5.0 МПа и максимальный расход жидкости (73 м3/сут), который соответствовал выбранному насосу для эксплуатации скважины - УЭЦН DN440 фирмы REDA с минимальной и максимальной подачами 13 и 73 м /сут соответственно, и максимальной рабочей температурой - 220 С.

Алгоритм нахождения оптимального периода пропитки и остывания иллюстрирует рис. 2, на котором показана зависимость дополнительной добычи нефти и температуры на приеме насоса от продолжительности периода пропитки при закачке пара в количестве 1500 т. Из рисунка видно, что температура на приеме насоса становится равной 220 С (предельная рабочая температура насоса) при выдержке скважины 12 суток. Как видно из рисунка, при дальнейшем увеличении продолжительности периода пропитки дополнительная добыча нефти снижается, поэтому выдерживать скважину на режиме пропитки более 12 суток нецелесообразно. Следовательно, данный период пропитки является оптимальным, поскольку при нем достигается максимум технологической эффективности ПТОС при ограничении температуры на приеме насоса в 220 °С.

Алгоритм нахождения оптимального количества закачиваемой ненагретой воды (НВ) иллюстрирует рис. 3, на котором показана зависимость дополнительной добычи нефти и температуры на приеме насоса от количества закачиваемой НВ (в % от количества закачанного пара) при закачке пара в количестве 1500 т.

Из рисунка видно, что температура на приеме насоса становится менее 220 °С при закачке ненагретой воды более 17% от количества закачанного пара или 255 т. Таким образом, минимальное количество закачиваемой НВ составляет 255 т. Как видно из рисунка, максимальная дополнительная добыча нефти (1784 м3) достигается при закачке НВ в количестве 300 т (20% от кол-ва закачанного пара). Данное количество НВ является оптимальным (для данного количества закачанного пара), поскольку при нем достигается максимум технологической эффективности ПТОС. Из рисунка также можно видеть, что при помощи закачки ненагретой воды можно перейти к более дешевому типоразмеру насосов. При этом дополнительная добыча нефти будет все равно выше, чем при традиционном ПТОС. Так при закачке НВ в

количестве 600 т (40% от закачки пара) максимальная температура на приеме насоса составляет менее 180° С, что позволяет перейти на УЭЦН отечественных производителей, которые дешевле продукции зарубежных производителей. При этом дополнительная добыча нефти составит 1766 м3, что на 10.8% больше таковой при традиционном ПТОС.

330

320 , _

зю Д-/------- 1700 в&

\ / ^

зоо -у-— \ 1650 -е-

290 280

270 \| \ —k 1550 о

= 260 \ Ч 1500 §

5 250

я 240 -1— —V----------^_.1- 1450 _

Ь 230 ' --- j-i---——ГТ 1400 5

2 220

| 210 -j-----' '-----\ 1350 в

| 200 .....I , , 1 i I 1 I ! i И , 1300 i

Е- 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 §

Продолжительность пропитки, сут

-температура на приеме насоса -доп.добыча нефти

Рисунок 2 - Зависимость температуры на приеме насоса и дополнительной добычи нефти от продолжительности пропитки (при закачке пара в количестве 1500 т)

1790

= 1780

-е-

X 1770

а

г

3 1760 ю о

я 1750

Ч 1740 v (х 1730

и. X

1 - V \

\

I 1

I

с

о

Ч

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Количество закачиваемой ненагретой воды , в % от количества закачиваемого пара

260

250 ¿Г

240 «

230 g

220 g

210 «

200 S

190 а. 180 170 160 150 140

я

S v Ь

——доп.добыча нефти -температура на приеме насоса

Рисунок 3 - Зависимость дополнительной добычи нефти и температуры на приеме насоса от количества закачиваемой ненагретой воды (при закачке пара в количестве 1500 т)

В табл. 3-4 и рис. 4 представлены результаты моделирования традиционной ПТОС и ПТОС с закачкой ненагретой воды после окончания

нагнетания пара. Результаты расчетов показывают, что применение новой технологии ПТОС позволяет увеличить эффективность метода. Для рассмотренных геолого-физических характеристик модели прирост дополнительной добычи нефти в зависимости от количества закачанного пара составляет от 4.5% до 118.3%, уменьшение паронефтяного фактора - от 4.3% до 54.2%, снижение продолжительности ПТОС - от 2.3% до 9.2%.

Таблица 3 - Результаты моделирования традиционного ПТОС

Количество Продолжи- Продолжи- Дополни- Паро- Продолжи-

закачки тельность тельность тельная нефтяной тельность

пара закачки пара пропитки добыча нефти фактор проведения ПТОС

т сут сут м3 т/м3 сут

500 3.1 3 1013 0.49 128

1000 6.3 6 1471 0.68 185

1500 9.3 12 1593 0.94 231

2000 12.4 20 1523 1.31 275

2500 15.5 27 1377 1.82 313

3000 18.6 35 1131 2.65 348

3500 21.8 43 825 4.24 379

Таблица 4 - Результаты моделирования новой технологии ПТОС

Количество закачки пара

500

Продолжительность закачки пара

сут

3.1

Оптимальное количество закачки ненагретой воды

100

% от закачки пара

20.0

Дополнительная добыча нефти

1058

Паро-нефтяной фактор

т/ M

0.47

Продолжительность проведения ПТОС

сут

125

1000

6.3

200

20.0

1558

0.64

180

1500

9.3

300

20.0

1784

0.84

223

2000

12.4

400

20.0

1.06

258

2500

15.5

3000

18.6

3500

21.8

500 600 700

20.0

1918

1.30

289

20.0

1881

1.59

319

20.0

1801

1.94

344

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Количество закачанного пара, т

— — — Традиционный ПТОС —— ПТОС с закачкой ненагретой воды

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Количество закачанного пара, т

- —— Традиционный ПТОС

■ ПТОС с закачкой ненагретой воды

Рисунок 4 - Зависимость дополнительной добычи нефти (слева) и паронефтяного фактора (справа) от количества закачанного пара при моделировании ПТОС с закачкой ненагретой воды и традиционной ПТОС

На рис. 5 представлена динамика потерь тепла в кровлю и подошву пласта при моделировании традиционной ПТОС и ПТОС с закачкой ненагретой воды при закачке пара в количестве 3500 т. Видно, что при традиционном ПТОС потери тепла выше, чем при новой технологии ПТОС.

Время, сут

ПТОС — — ПТОС с закачкой ненагретой воды

Рисунок 5 - Динамика тепловых потерь в кровлю и подошву пласта при традиционной ПТОС и ПТОС с закачкой ненагретой воды

На рис. 6 представлено распределение температуры в пласте при традиционном ПТОС и ПТОС с закачкой ненагретой воды на моменты начала добычи жидкости и нефти (при закачке пара в количестве 3500 т). Из рисунка видно, что на момент начала добычи жидкости вследствие теплопотерь в окружающие породы в течение длительного периода пропитки наблюдается существенное снижение температуры прогретой части пласта, особенно в его прикровельной и подошвенной частях. В новой технологии ПТОС при помощи закачки ненагретой воды удается быстро охладить околоскважинную зону, при этом основная часть прогретой зоны охлаждается гораздо меньше, чем при традиционной ПТОС. Кроме этого, при новой технологии ПТОС тепло оттесняется в глубь пласта, что увеличивает радиус прогретой зоны, тем самым способствуя увеличению дебита скважины.

Также из рис. 6 можно видеть, что на момент начала добычи нефти, когда основная часть закачанного сконденсировавшегося пара и ненагретой воды отобрана, температура прогретой зоны и ее протяженность при новой технологии ПТОС существенно больше, чем при традиционной ПТОС.

В связи с тем, что динамика температуры прогретой зоны определяет динамику дебита нефти (поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, которая в свою очередь обратно пропорциональна температуре), то добыча нефти при ПТОС с закачкой ненагретой воды будет также выше, чем при традиционном проведении технологии.

Распределение температуры в пласте Распределение температуры в пласте

на начало добычи жидкости на начало добычи нефти

Традиционный ПТОС Традиционный ПТОС

ПТОС с закачкой ненагретой воды ПТОС с закачкой ненагретой воды

Рисунок 6 - Распределение температуры в пласте при традиционном ПТОС и ПТОС с закачкой ненагретой воды

на моменты начала добычи жидкости и нефти

Глава 4 посвящена обоснованию выбора оптимальных технологических параметров технологии пароциклических обработок скважин (ПТОС) на основе комплексного технико-экономического критерия.

В первой части главы 4 представлена разработанная методика определения оптимальных технологических параметров ПТОС на основе комплексного технико-экономического критерия.

В большинстве случаев выбор оптимальных параметров технологии ПТОС проводят на основе наиболее распространенных технологических критериев - дополнительной добычи нефти и паронефтяного отношения (ПНФ).

Однако, как показывают расчеты, применение данных критериев для выбора оптимальных параметров ПТОС часто приводит к прямо противоположным результатам.

Вместе с этим, очевидно, что поскольку целью работы экономического субъекта в рыночной экономике является получение прибыли, то выбор оптимальных параметров ПТОС необходимо осуществлять также и с использованием критерия максимальной экономической эффективности -чистого дисконтированного дохода (ЧДЦ). Однако, применение только экономического критерия делает выбор оптимальных параметров ПТОС недостаточным, поскольку ЧДД сильно зависит от экономической конъюнктуры.

В связи с вышеизложенным, становится очевидной необходимость использования комплексного технико-экономического критерия с целью повышения эффективности ПТОС.

В качестве комплексного технико-экономического критерия был выбран критерий Лапласа, в котором используются два технологических (ПНФ и дополнительная добыча нефти) и один экономический критерии (ЧДД):

1 = тахД^ЕЕ^у} , где

п - число критериев, входящих в комплексный критерий;

— нормированное значение 1-го критерия при ^ом значении оптимизируемого параметра;

1=1 - чистый дисконтированный доход, ¡=2 - паронефтяной фактор; 1=3 -дополнительная добыча нефти.

Для корректного сопоставления показателей эффективности (ЧДД, ПНФ и дополнительной добычи нефти) необходимо провести их нормировку (приведение к безразмерному виду). При этом каждому значению показателя эффективности будет присвоено значение от 0 до 1 согласно следующим формулам:

А ___г.

Для ЧДД и дополнительной добычи нефти: Бц = ——

Для ПНФ: = где

' В1~11

А у - значение 1-го критерия при ]-ом значении оптимизируемого параметра;

/г = тт^Ац] - минимальное значение ¡-го критерия;

g¡ = тахДАу} - максимальное значение 1-го критерия.

В табл.5 показаны значения показателей эффективности ПТОС при использовании различных критериев.

Из таблицы видно, что по комплексному технико-экономическому критерию оптимальный объем закачки пара составляет 4500 т, по критерию максимума ЧДД - 3500 т, по критерию минимума ПНФ - 2400 т, по критерию максимума дополнительной добычи нефти - 6800 т.

Таблица 5 - Влияние использования различных критериев на значения показателей эффективности ПТОС_

Критерий

Показатель Максимум чистого дисконтированного дохода Максимум дополнительной добычи нефти Минимум паронефтяного фактора Максимум комплексного критерия

Чистый дисконтированный доход, млн.руб. Значение при данном критерии 2.92 1.27 2.24 2.71

% от максимального значення 100.0 43.5 76.7 92.8

Дополнительная добыча нефти, т Значение при данном критерии 2600 3100 1921 2872

% от максимального значения 83.9 100.0 62.0 92.6

Паро-нефтянй фактор, т/т Значение при данном критерии 1.35 2.19 1.24 1.57

% от минимального значения 108.9 176.6 100.0 126.6

Закачка пара, т Значение при данном критерии 3500 6800 2400 4500

% от максимального значения 51.5 100 35.3 66.2

Примечание: I I - максимальное значение

Также из таблицы видно, что при использовании комплексного критерия чистый дисконтированный доход составит 92.8% от максимальной величины, тогда как в случае использования критерия максимума дополнительной добычи нефти ЧДД составил бы всего 43.5% от максимального, а в случае минимизации паронефтяного отношения - 76.7%.

Аналогично, при использовании комплексного критерия дополнительная добыча нефти составит 92.6% от максимальной величины, тогда как в случае использования критерия максимума ЧДД дополнительная добыча нефти составила бы 83.9% от максимальной, а при оптимизации по минимуму паронефтяного отношения - 62.0%.

И наконец, значение паронефтяного отношения при использовании комплексного критерия всего на 26.6% хуже оптимальной величины (минимально возможной), тогда как при использовании критерия максимума дополнительной добычи нефти значение паронефтяного отношения было бы на 76.6% хуже потенциально возможного.

Таким образом, при использовании комплексного критерия удается добиться достаточно высоких значений для всех показателей эффективности ПТОС.

Вторая часть главы 4 посвящена исследованию влияния продолжительности периода добычи нефти на эффективность ПТОС и выбору оптимальной продолжительности периода добычи нефти при помощи разработанной методики на основе комплексного технико-экономического критерия.

От продолжительности третьего периода ПТОС (отбора продукции), при прочих равных условиях, зависит объем добычи нефти и, следовательно, технико-экономическая эффективность пароциклических обработок скважин.

Чаще всего в промысловой практике продолжительность периода добычи нефти определяют критерием падения дебита до значения перед проведением ПТОС.

Продолжительность периода добычи определяется дебитом нефти, при достижении которого эксплуатация скважины в режиме отбора продукции прекращается и начинается повторная закачка пара. В настоящей работе для удобства этот дебит назывался конечным дебитом нефти периода добычи (отбора продукции) и обозначался символом д*.

Результаты исследования влияния конечного дебита нефти на технико-экономическую эффективность ПТОС за 5-летний период приведены в табл. 6 и на рис. 7. Указанный период был выбран исходя из промысловой практики, согласно которой применение ПТОС более 5 лет в большинстве случаев нецелесообразно, и, как правило, далее разработку продолжают непрерывным нагнетанием в пласт пара. Как видно из рисунка и таблицы, существует максимум дополнительной добычи нефти (10.8 тыс.т), который достигается при 4^=18 т/сут. При этом дополнительная добыча нефти при конечном дебите нефти равном дебиту нефти, предшествовавшему ПТОС (<¡^=6.0 т/сут), составляет 7.0 тыс.т или 65% от максимального значения.

Зависимость паронефтяного фактора от конечного дебита периода добычи - монотонно возрастающая. Незначительные отклонения от монотонно возрастающей зависимости связаны с дискретным характером процесса ПТОС. В точках отклонения (например, при <7^=16 т/сут ПНФ больше, чем при ^„=18 т/сут) по прошествии рассматриваемого срока (5 лет) период добычи был далек от завершения, поэтому происходил "недобор" добычи нефти.

Чистый дисконтированный доход (ЧДЦ), также как и дополнительная добыча нефти, имеет максимум (22.2 млн.руб.), который достигается при <7*=10 т/сут. При этом, если бы продолжительность периода добычи нефти определялась критерием снижения дебита до начала ПТОС, то недополученный ЧДЦ составил бы около 4.3 млн.руб. или 19.4 % от максимальной величины.

Таким образом, существует оптимальная продолжительность периода добычи нефти, при которой дополнительная добыча нефти и экономическая эффективность при ПТОС выше таковых в случае применения общепринятого подхода, когда критерием завершения периода отбора продукции является снижение дебита нефти до уровня перед проведением ПТОС.

Таблица 6 - Результаты исследования влияния конечного дебита

Конечный дебит нефти, т/сугки 3 4 6 7 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 25

Дополнительная добыча нефти, тыс.т 3.9 5.3 7.0 8.3 9.0 9.1 9.4 9.6 9.8 10.0 10.2 10.3 10.5 10.8 10.7 10.4 10.0 9.7 8.7

Паронефтяной фактор, т/т 3.4 3.5 3.5 3.7 4.2 4.2 4.1 4.0 4.7 4.6 4.5 5.3 5.2 5.0 5.1 5.2 5.4 5.6 6.3

Чистый дисконтированный доход, млн.руб 8.6 12.4 17.9 20.1 21.6 22.2 21.9 21.6 21.3 21.0 20.7 20.5 20.4 20.1 19.8 19.5 17.7 16.3 12.4

Комплексный критерий, д.ед. 0.33 0.49 0.71 0.79 0.81 0.83 0.85 0.87 0.78 0.80 0.81 0.72 0.74 0.76 0.75 0.70 0.62 0.54 0.32

Примечание: I I - максимальное значение

5 7 9 И 13 15 17 19 21 23 Конечный дебит нефти, т/сут

дополнительная добыча нефти чистый дисконтированный доход - - - паронефтяной фактор

Рисунок 7 - Зависимость дополнительной добычи нефти, паронефтяного фактора и чистого дисконтированного дохода от конечного дебита нефти

периода добычи

Однако, максимальные значения ЧДД и дополнительной добычи нефти достигаются при разных конечных дебитах нефти. В связи с этим, для выбора оптимальной продолжительности периода добычи нефти необходимо использовать комплексный технико-экономический критерий.

Как видно из табл. 6 комплексный технико-экономический критерий достигает максимума при конечном дебите нефти равном 12 т/сут. При этом значении конечного дебита нефти ЧДД составляет 21.6 млн.руб., а дополнительная добыча нефти - 9.6 тыс.т. Как видно из табл. 6, если бы продолжительность периода отбора продукции, по существующей традиции, определялась бы снижением дебита нефти до уровня, предшествующему ПТОС, то недополученный экономический эффект составил бы 3.5 млн.руб. или 16.2 %

от максимальной величины, а недополученная дополнительная добыча нефти -2.6 тыс.т или 27.1 %. от потенциально возможного значения Таким образом, предложенный метод определения оптимальной продолжительности периода добычи нефти позволяет увеличить дополнительную добычу нефти и экономическую эффективность ПТОС по сравнению с общепринятым подходом, когда критерием завершения периода отбора продукции является снижение дебита нефти до уровня, предшествующего тепловому воздействию.

В главе 5 приведены примеры практического применения полученных в диссертации результатов при проектировании ПТОС на конкретном месторождении, представляющем интерес для одной из нефтедобывающих компаний, по заказу которой проводились данные исследования. В связи с тем, что большая часть сведений о рассматриваемом месторождении носит конфиденциальный характер, название месторождения и его географическое местоположение в работе не указывается.

Глава 5 посвящена обоснованию целесообразности применения ПТОС на пласте М месторождения высоковязкой нефти и выбору оптимальных технологических параметров проведения ПТОС на опытно-промышленном участке на 4-х летний период.

Средние геолого-физические характеристики пласта М были следующими. Кровля пласта располагается на глубине от 400 до 800 м, средняя общая и эффективная нефтенасыщенная толщины пласта составляют 95м и 37.5м соответственно. Коэффициенты песчанистости, пористости и проницаемости - 0.395 д.ед., 0.255 д.ед., 500* 10"3 мкм2 соответственно. Вязкость нефти при начальных пластовых давлении (6.25 МПа) и температуре (40 °С) составляет 890 мПа-с. Зависимость вязкости нефти от температуры

з

представлена на рис. 8. Плотность нефти в поверхностных условиях - 1.011 т/м , в пластовых - 0.980 т/м . Газосодержание и объемный коэффициент нефти составляют - 7.0 м3/т и 1.032 д.ед. соответственно. Давление насыщения - 2.68 МПа. Начальная нефтенасыщенность - 0.80 д.ед.

Теплоемкости нефти, воды, минерального скелета пласта, окружающих пород принимались равными 2093, 4187, 2500, 2500 кДж/м3*°С соответственно. Теплопроводности нефти, воды, минерального скелета пласта, окружающих пород составляли 11.5, 53.5, 177.6, 183.8 кДж/(м*сут*°С) соответственно.

Выбор участка опытно-промышленных работ производился недропользователем. В связи с тем, что участок опытно-промышленных работ по геолого-физическим характеристикам был сравнительно однороден, ранжирование объектов внедрения по эффективности ПТОС в зависимости от их показателей слоистой неоднородности не потребовалось.

При прогнозных расчетах ПТОС в качестве контроля работы скважины в режиме нагнетания пара задавались максимальный расход по пару (240 т/сут) и максимальное давление на устье скважины (17.5 МПа). Степень сухости пара и его температура составляли 0.75 д.ед. и 350°С. Максимальная рабочая температура насоса составляла 180°С.

Температура, °С

Рисунок 8 - Зависимость вязкости нефти от температуры при пластовом

давлении

На первом этапе были рассчитаны оптимальные количество закачиваемого пара и продолжительность периода добычи нефти для традиционной ПТОС, которые определялись в соответствии с разработанными в диссертационной работе методиками. Для этого, вначале для каждого из пяти рассмотренных удельных количеств закачиваемого пара в одном цикле ПТОС (от 100 до 500 т/м эффективной перфорированной толщины пласта) были определены оптимальные конечные дебиты нефти. Сводные результаты оптимизационных расчетов приведены в табл. 7. После этого, на основе комплексного технико-экономического критерия по данным табл. 7 было определено наилучшее количество закачиваемого пара за 4-х летний период проведения опытно-промышленных работ, которое оказалось равным 36.0 тыс.т (400 т/м или 12 000 т в одном цикле ПТОС).

На втором этапе были определены оптимальные технологические параметры новой технологии ПТОС с закачкой ненагретой воды после прекращения нагнетания пара.

Для этого вначале было определено оптимальное количество закачиваемой ненагретой воды для каждого из указанных выше удельных количеств закачиваемого пара. Сводные результаты оптимизационных расчетов приведены в табл. 8.

Таблица 7 - Сводные результаты определения оптимальных конечных дебитов нефти для различных уровней закачки пара для традиционной ПТОС

Удельная закачка пара в одном цикле, т/м эффективной толщины 100 200 300 400 500

Количество закачиваемого пара, тыс.т 24.103 30.024 36.016 36.079 45.017

Количество циклов, ед. 8 5 4 3 3

Оптимальный конечный дебит нефти, т/сут 9 10 11 10 16

Дополнительная добыча нефти, тыс.т 4.460 6.476 7.629 8.190 8.398

Паронефтяной фактор, т/т 5.40 4.64 4.72 4.41 5.36

Чистый дисконтированный доход, млн.руб. 8.3 14.9 17.7 18.5 17.4

Комплексный критерий, д.ед. 0.000 0.642 0.805 0.982 0.644

После этого, на основе комплексного технико-экономического критерия по данным табл. 8 было определено наилучшее количество закачиваемого пара за 4-х летний период проведения опытно-промышленных работ, которое оказалось, как и при традиционной ПТОС, равным 36.0 тыс.т (400 т/м или 12 ООО т в одном цикле ПТОС). Оптимальное количество закачиваемой ненагретой воды в одном цикле составило 3.6 тыс.т или 30% от закачиваемого пара, а оптимальный конечный дебит нефти -10 т/сут.

Таблица 8 - Сводные результаты определения оптимального количества закачиваемой ненагретой воды для рассмотренных вариантов закачки пара для новой технологии ПТОС с закачкой ненагретой воды __

Удельная закачка пара в одном цикле, т/м эффективной толщины 100 200 300 400 500

Оптимальная доля закачки ненагретой воды, % от закачки пара 60 60 40 30 20

Количество закачиваемого пара, тыс.т 27.128 30.012 36.481 36.031 45.118

Максимальная температура на приеме о,-. насоса, С 170 156 166 158 155

Дополнительная добыча нефти, тыс.т 6.385 7.762 9.266 9.407 9.257

Паронефтяной фактор, т/т 4.23 3.87 3.94 3.83 4.87

Чистый дисконтированный доход, млн.руб. 13.6 20.9 25.4 24.2 21.4

Комплексный критерий, д.ед. 0.200 0.680 0.950 0.966 0.537

В табл. 9 приводится сравнение показателей эффективности традиционной ПТОС и новой технологии ПТОС, из которой видно, что для всех рассмотренных вариантов закачки пара ПТОС с закачкой ненагретой воды более эффективна, чем традиционная ПТОС. Действительно, внедрение новой технологии ПТОС позволит увеличить дополнительную добычу нефти в зависимости от количества закачиваемого пара на 10.2 - 43.2% по сравнению с традиционной ПТОС. Уменьшение ПНФ составит от 9.1 до 21.7 %, а увеличение ЧДД от 23.1 до 62.8 %. Кроме этого, закачка ненагретой воды после прекращения нагнетания пара позволит уменьшить максимальную температуру на приеме насоса на 5.6- 13.9% в зависимости от варианта, что позволит снизить температурные нагрузки на насос и увеличить его межремонтный период эксплуатации.

Опытно-промышленные работы на пласте М было намечено провести на участке с тремя скважинами. Сопоставление технологических показателей разработки участка опытно-промышленных работ за 4-летний период его проведения на режиме использования запасов естественной пластовой энергии и с применением найденного оптимального варианта новой разработанной технологии ПТОС с закачкой ненагретой воды после прекращения нагнетания пара показано на рис. 9, из которого видно, что новая технология ПТОС позволяет существенно увеличить добычу нефти по сравнению с разработкой на естественном режиме. Средний дебит по нефти при применении новой технологии ПТОС увеличивается в 2.5 раза: с 4.0 т/сут на естественном режиме до 10.1 т/сут при проведении ПТОС. Накопленная добыча нефти за 4-летний период проведения опытно-промышленных работ увеличивается с 17.4 тыс.т на

естественном режиме до 44.3 тыс.т при проведении ПТОС. За период проведения опытно-промышленных работ будет закачано 107.8 тыс.т пара и 33.5 тыс.т ненагретой воды.

Таблица 9 - Сравнение показателей эффективности традиционной ПТОС и ПТОС с закачкой ненагретой воды для каждого из рассмотренных вариантов закачки пара.__

Показатели Удельное количество закачиваемой ненагретой воды, т/ м

100 200 300 400 500

Дополнительная добыча нефти, тыс.т

ПТОС с закачкой ненагретой воды 6.385 7.762 9.266 9.407 9.257

традиционный ПТОС 4.460 6.476 7.629 8.190 8.398

прирост (+), снижение (-), % 43.2 19.9 21.5 14.9 10.2

Паронефтяной фактор, т/т

ПТОС с закачкой ненагретой воды 4.23 3.87 3.94 3.83 4.87

традиционный ПТОС 5.40 4.64 4.72 4.41 5.36

прирост (+), снижение (-), % -21.7 -16.6 -16.5 -13.2 -9.1

Температура на приеме насоса, °С

ПТОС с закачкой ненагретой воды 170 156 166 158 155

традиционный ПТОС 180 180 180 180 180

прирост (+), снижение (-), % -5.6 -13.3 -7.8 -12.2 -13.9

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.

ПТОС с закачкой ненагретой воды 13.6 20.9 25.4 24.2 21.4

традиционный ПТОС 8.3 14.9 17.7 18.5 17.4

прирост (+), снижение (-), % 62.8 40.4 43.1 30.7 23.1

45,0

40,0

¡- 35,0

Ь 30,0

я 25,0

« г 20,0

л <о 15,0

о <=г 10,0

5,0

0,0

0 8 16 24 32 40 48 Время, мес.

0,0

0 8 16 24 32 40 48 Время, мес.

-ПТОС Естественный режим

-ПТОС

---Естественный режим

Рисунок 9 - Динамика накопленной добычи нефти (слева) и среднего дебита нефти (справа) на участке опытно-промышленных работ с применением новой технологии ПТОС и на естественном режиме

Основные результаты и выводы:

1) На основании проведенной серии расчетов показано, что слоистая неоднородность пласта во многих случаях может способствовать улучшению показателей технологической эффективности пароциклических обработок скважин (ПТОС). Установлено, что при прочих равных условиях существуют оптимальные значения коэффициентов песчанистости и расчлененности, при которых достигается максимум технологической эффективности ПТОС. Это указывает на возможность ранжирования объектов внедрения по эффективности ПТОС в зависимости от их показателей слоистой неоднородности.

2) Разработанная технология ПТОС с закачкой ненагретой воды после прекращения нагнетания пара позволяет существенно уменьшить температуру жидкости на приеме насоса, что в свою очередь снижает температурные нагрузки на насос и увеличивает его межремонтный период эксплуатации. Кроме этого, существенное снижение температуры жидкости на приеме насоса позволяет перейти к более дешевому типоразмеру насосов и снизить капитальные затраты на оборудование. При этом, как показывают модельные расчеты, дополнительная добыча нефти остается больше, чем при традиционном ПТОС.

3) Разработанная технология ПТОС, предусматривающая, по сравнению с общепринятой технологией ПТОС, закачку расчетного количества ненагретой воды после прекращения закачки пара, позволяет повысить технологическую эффективность ПТОС. Расчетами показано, что для конкретных геолого-физических характеристик рассматриваемого месторождения прирост дополнительной добычи нефти в зависимости от количества закачиваемого пара составляет от 10.2 до 43.2%. Уменьшение паронефтяного фактора составляет от 9.1 - 21.7%, а увеличение чистого дисконтированного дохода - от 23.1 до 62.8%.

4) Предложенная методика определения оптимальных технологических параметров ПТОС на основе комплексного технико-экономического критерия позволяет повысить эффективность технологии.

5) Проведенные исследования позволяют сделать вывод о том, что продолжительность периода добычи нефти и, соответственно, значение дебита нефти, при котором прекращается добыча нефти и возобновляется закачка пара, существенно влияют на технико-экономическую эффективность ПТОС.

6) Установлено, что существует оптимальная продолжительность периода добычи нефти, при которой дополнительная добыча нефти и экономическая эффективность при ПТОС выше таковых в случае применения общепринятого подхода, когда критерием завершения периода отбора продукции является снижение дебита нефти до уровня перед проведением ПТОС.

7) Предложенный метод определения оптимальной продолжительности периода добычи нефти на основе комплексного технико-экономического критерия позволяет увеличить дополнительную добычу нефти и экономическую эффективность ПТОС по сравнению с общепринятым подходом, когда критерием завершения периода отбора продукции является снижение дебита нефти до уровня предшествующего ПТОС.

8) Разработанные в диссертационной работе подходы и методики использованы для определения оптимальных параметров ПТОС при проектировании опытно-промышленных работ на конкретном месторождении.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Максутов P.A. Освоение запасов высоковязких нефтей в России / Р.А.Максутов, Г.И.Орлов, А.В.Осипов// Технологии ТЭК. -2005. -№ 6. - С.36-40.

2. P.A. Максутов. Технико-технологические комплексы для разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов / P.A. Максутов, Г.И. Орлов, A.B. Осипов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №2. - С. 34-37.

3. Малофеев Г. Е. Закономерности теплообмена пласта с окружающими породами при нагнетании рабочих агентов для увеличения нефтеотдачи / Г .¿.Малофеев, А.В.Осипов / II Международный научный симпозиум "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", (15-16 сентября 2009 г; г. Москва): материалы : в 2 т./ОАО "ВНИИнефть". -М., 2009. -Т1 - С. 88-93.

4. Соломатин А.Г. Технико-экономическая модель паротепловых обработок скважин / А.Г.Соломатин, А.В.Осипов, Ю.Н.Ялов. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №9. - С. 66-69.

5. Осипов A.B. Изучение влияния расчлененности и песчанистости пласта на эффективность паротепловых обработок призабойной зоны скважин / А.В.Осипов, Г.Е. Малофеев, А.Г. Соломатин, Ю.Н. Ялов // Нефтяное хозяйство. -2011.- №6. -С. 96-99.

6. Осипов А. В. Закономерности влияния коэффициентов расчлененности и песчанистости пласта на технологическую эффективность паротепловых обработок призабойной зоны скважин / А.В.Осипов, Г. Е.Малофеев, А.Г.Соломатин, Ю.Н.Ялов // III Международный научный симпозиум "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", (20-21 сентября 2011; Москва): материалы: в 2 т./ ОАО "ВНИИнефть". - М., 2011. - Т. 1.-С. 150-155.

7. Осипов А. В. Влияние продолжительности периода добычи нефти на эффективность паротепловых обработок призабойной зоны скважин» / А.В.Осипов, А.Г.Соломатин // III Международный научный симпозиум "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", (20-21 сентября 2011; Москва): материалы: в 2 т./ ОАО "ВНИИнефть". - М„ 2011. - Т.2. - С. 99-102.

8. Осипов A.B. Влияние продолжительности периода добычи нефти на эффективность паротепловых обработок призабойных зон скважин / А.В.Осипов, А.Г.Соломатин // Бурение и нефть. - 2011. - №2. - С.42-44.

9. Пат. 2435951 Российская Федерация, МКП Е 21 В 43/24 (2006.01). Способ разработки залежи высоковязкой нефти / А.Г. Соломатин , A.B. Осипов , Д.А. Иванов. - № 2010111414/03; заявл. 26.03.2010; опубл. 10.12.2011.

10. Осипов A.B. Повышение технологической эффективности паротепловых обработок скважин путем закачки ненагретой воды после прекращения нагнетания пара / А.В.Осипов // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИнефть». - 2013. -Вып. 148.-С. 147-160.

Соискатель ( Осипов A.B.

Отпечатано ОАО «ВНИИнефть» 127422, г. Москва, Дмитровский проезд, 10 Заказ № 41, объем 1,63, тираж 100 экз.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Осипов, Андрей Валерьевич, Москва

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ имени академика А.П. КРЫЛОВА» (ОАО «ВНИИнефть»)

На правах рукописи УДК 622.276.65

04201363571 ОСИПОВ АНДРЕЙ ВАЛЕРЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПАРОЦИКЛИЧЕСКИХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН В СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Специальность: 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук Соломатин Александр Георгиевич

МОСКВА-2013

Содержание

Введение 4

Глава 1. Общая характеристика технологии «пароциклические обработки скважин» (ПТОС) 13

1.1. Сущность процесса пароциклических обработок скважин и его место в системе воздействия на залежи высоко вязкой нефти 13

1.2. Анализ промыслового опыта проведения пароциклических обработок скважин 26

1.3. Постановка задач исследования 57

1.4. Математическая модель пароциклических обработок скважин 59 Выводы к главе 1 63

Глава 2. Изучение особенностей влияния слоистой неоднородности пласта при выборе объектов для паротепловой обработки скважин 65

2.1. Численное исследование влияния слоистой неоднородности пластов на эффективность ПТОС 65

2.2. Анализ полученных результатов 76

2.3. Совершенствование выбора первоочередных объектов для внедрения ПТОС за счет учета влияния слоистой неоднородности пласта 82 Выводы к главе 2 85

Глава 3. Численное исследование основных закономерностей повышения энергетической эффективности пароциклических обработок скважин путем закачки ненагретой воды после нагнетания пара 86

3.1. Сущность метода повышения энергетической эффективности ПТОС путем закачки ненагретой воды после нагнетания пара 86

3.2. Постановка задачи численного исследования 89

3.3. Последовательность нахождения оптимального периода пропитки и оптимального количества закачиваемой ненагретой воды 92

3.4. Анализ эффективности нового метода повышения энергетической эффективности ПТОС 94 Выводы к главе 3 104

Глава 4. Обоснование выбора оптимальных технологических параметров

ПТОС на основе комплексного технико-экономического критерия 105

4.1 Технико-экономическая модель ПТОС 105

4.2 Методика определения оптимальных технологических

параметров процесса на основе комплексного критерия 111

4.3 Изучение влияния продолжительности периода добычи нефти

на эффективность ПТОС 119

Выводы к главе 4 125 Глава 5. Примеры практического применения полученных результатов

при проектировании ПТОС на конкретном месторождении 127

5.1 Общие сведения о месторождения 127

5.2 Геолого-физическая характеристика пласта М 128

5.3 Обоснование технологий и рабочих агентов

для воздействия на пласт 136

5.4 Обоснование местоположения скважин и интервала перфорации для проведения опытно-промышленных работ 138

5.5 Обоснование технологических параметров традиционной ПТОС

и новой технологии ПТОС с закачкой ненагретой воды после периода

нагнетания пара 141

5.5.1 Обоснование технологических параметров

традиционной ПТОС 141

5.5.2 Обоснование оптимального количества ненагретой воды закачиваемой после прекращения нагнетания пара в новой технологии ПТОС 149

5.5.3 Технологические показатели разработки участка

опытно-промышленных работ 156

Выводы к главе 5 160

Заключение 161

Литература 163

Введение

Актуальность проблемы.

По мере выработки запасов легкой нефти важнейшей составляющей сырьевой базы не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира становятся запасы высоковязких нефтей и природных битумов. Их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд. т, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющий лишь 162.3 млрд.т [1]. Годовая добыча тяжелой и битуминозной нефти в мире в 2000 г. составляла более 440 млн.т, а накопленная за все время добыча - более 14 млрд.т [1].

Наиболее крупными запасами тяжелой и битуминозной нефти, согласно [1], располагает Канада, запасы которой составляют 522.5 млрд.т. Второй страной по запасам тяжелой и битуминозной нефти является Венесуэла, запасы которой оцениваются в 190 млрд.м и сосредоточены в битуминозном поясе Ориноко. Крупными запасами тяжелой и битуминозной нефти располагают также Мексика, США, Россия, Кувейт, Китай.

На территории России запасы высоковязкой нефти оцениваются в 6.236 млрд.т [1-2]. Наиболее крупными на территории России являются следующие месторождения: Ван-Еганское (1 294 млн.т.), Северо-Комсомольское (700 млн.т.), Усинское (601 млн.т.), Русское (299 млн.т.), Ярегское (137 млн.т.), Гремихинское (74 млн.т.). Степень выработанности запасов ВВН по России составляет не более 10% [1-2].

Несмотря на большие энергетические затраты по освоению высоковязкой нефти (ВВН) и природных битумов даже в современных условиях нестабильной рыночной конъюнктуры интерес в мире к этому стратегически значимому по величине запасов сырью все более возрастает, поэтому развитие методов извлечения ВВН имеет приоритетное направление.

При разработке нефтяных месторождений, содержащих ВВН, термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы. Применение этих методов позволяет решить наиболее сложную проблему разработки таких залежей - вовлечь в активный процесс

нефтеизвлечения основную массу низкопроницаемых коллекторов за счет прогрева, термического расширения пластовых флюидов и капиллярной пропитки. Средний коэффициент нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей обычно не превышает 10-15% при разработке их на естественном режиме, в то время как при термическом воздействии объем извлекаемой нефти может быть увеличен в 2-3 раза [3]. На начало 2012 г. мировая добыча нефти за счет термических методов (за исключением России и Китая)

л

оценивалась в 69.7 млн.м и 98.1% из них добывалось за счет паротепловых методов (см. табл. 1) [4]. В США в 2010 г. добыча нефти за счет

л

термических методов оценивалась в 16.9 млн.м /год (46,4 тыс.мЗ/сутки) и составляла 44.0% от добычи нефти за счет всех методов увеличения нефтеотдачи в этой стране [5]. В Канаде добыча нефти с применением термических методов непрерывно увеличивается. По оценке Совета по экономии энергетических ресурсов провинции Альберта добыча битума в 2018 г. может составить 74.9 млн.м по сравнению с 33.7 млн.м в 2008 г, а из 27.0 млрд.м3 оставшихся к концу 2008 г. запасов битумов 21.3 млрд.м3 могут быть извлечены с применением термических методов [5]. В 2012 г. термические методы применяли также в Венесуэле, Индонезии, Бразилии, Египте, Тринидаде, Германии, Китае [4].

В России и странах бывшего СССР внедрение термических методов повышения нефтеотдачи пластов осуществлялось на 42 объектах [6], в том числе на месторожденях Республики Коми (Усинское, Ярегское), Сахалина (Оха, Катангли), Краснодарского края (Зыбза-Глубокий Яр, СевероКрымское, Ахтырско-Бугундырское, Павлова Гора), Удмуртии (Гремихинское, Мишкинское), Татарстана (Мордово-Кармальское, Ашальчинское, Нурлатское), Казахстана (Кенкияк, Каражанбас), Украины (Сходница, Гнедицы, Бориславское) и др.

Таблица 1. - Добыча нефти в мире за счет термических методов

(за исключением России и Китая)

Добыча нефти за счет Доля

термических методов, тыс.мЗ паротепловых

Страна в том числе за счет методов в

Всего паротепловых методов термических методах, %

США 18 540 17 247 93.0

Канада 17 788 17 788 100.0

Венесуэла 1 582 1 582 100.0

Индонезия 232 232 100.0

Бразилия 159 159 100.0

Египт 11 027 11 027 100.0

Тринидад 203 203 100.0

Германия 20 148 20 148 100.0

Всего 69 679 68 385 98.1

Процессы паротеплового воздействия реализовались на 16 объектах, внутрипластовое горение - на 11 объектах, термозаводнение - на 15 объектах. Добыча нефти за счет термических методов воздействия достигала 3,9 млн т/год. За весь период внедрения термических методов (с 1965 г.) в бывшем СССР дополнительно добыто 29.6 млн.т. нефти. Средний паронефтяной фактор составил 3.7 т/т, воздухонефтяной фактор - 1425 мЗ/т, водонефтяной (при горячем заводнении) - 29.1 мЗ/т [6]. К сожалению, после распада СССР и нарушении всех производственных связей добыча нефти за счет термических методов на всех объектах стран СНГ, в том числе и России, начала снижаться. Между тем, по мнению некоторых авторов [7]: "Несмотря на значительные разведанные запасы тяжелой и сверхтяжелой нефти, Россия остается страной с "замороженными" возможностями в области добычи высоковязких нефтей. Введение в разработку этих запасов с применением даже существующих технологий позволило бы России ежегодно дополнительно добывать 25-50 млн.т нефти". В настоящее время термические методы добычи нефти применяются на Усинском месторождении (паротепловое воздействие, добыча нефти в 2008 г. - 1558 тыс.т [8]), Ярегском месторождении (паротепловое воздействие, в 2009 г. за счет термошахного метода добыто 670 тыс.т [9]), Гремихинском

месторождении (закачка горячей воды), Ашальчинском месторождении (паротепловое воздействие), а также на месторождениях о. Сахалин (паротепловое воздействие).

Самыми распространенными среди термических методов являются паротепловые методы (паротепловое воздействие на пласт и пароциклические обработки скважин), как наиболее изученные, сравнительно легко осуществимые и довольно быстро дающие технологический эффект и окупаемость. На начало 2010 г. в США добыча за счет паротепловых методов составляла 93.6% от всей добычи за счет термических методов [5].

Пароциклические обработки скважин (ПТОС) занимают особое место среди термических методов воздействия вследствие универсальности, заключающейся в том, что ПТОС могут применяться как в сочетании с другими методами термического воздействия, и как самостоятельный способ разработки участка или всей залежи (месторождения) в целом, на различных стадиях разработки месторождения. Большинство проектов по паротепловому воздействию начинается с ПТОС, которые характеризуется более быстрым сроком окупаемости и более низким паронефтяным отношением по сравнению с паротепловым воздействием на весь пласт.

Вместе с этим паротепловые методы (и ПТОС в частности) характеризуются сравнительно высокими капитальными и эксплуатационными затратами, что сдерживает их дальнейшее развитие.

В «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.» [10] в качестве приоритетных направлений научно-технического прогресса в энергетическом секторе указывается:

> «увеличение коэффициента извлечения нефти на разрабатываемых и вводимых в разработку месторождениях, в том числе нетрадиционных видов углеводородного сырья - тяжелой (высоковязкой) нефти и природных битумов»;

> «внедрение современных методов увеличения нефтеотдачи».

Поэтому достижение максимальной эффективности разработки

месторождений паротепловыми методами (и ПТОС в частности), как в настоящее время, и тем более в перспективе, является важной народнохозяйственной задачей, позволяющей включить в активную разработку залежи

высоковязкой нефти, находящихся ныне в консервации, а повышение эффективности паротепловых методов является актуальной и востребованной научной задачей.

Исходя из последнего положения, настоящая работа посвящена вопросам повышения эффективности ПТОС комплексом технологических решений.

В течение почти полувека в России и за рубежом проводятся работы по научному обоснованию и разработке тепловых методов добычи нефти. Большой вклад в создание научных основ, совершенствование и промышленное освоение термических методов добычи нефти внесли известные российские ученые: Антониади Д.Г., Байбаков Н.К., Боксерман A.A., Гарушев А.Р., Жданов С.А., Кудинов В.Н., Малофеев Г.Е., Раковский H.JI., Рубинштейн Л.И., Симкин Э.М., Сургучев M.JI., Хисметов Т.В., И.А. Чарный, Э.Б. Чекалюк, А.Б. Шейнман, и др.

Цель диссертационной работы

Разработка комплексных технологических решений, обеспечивающих повышение эффективности технологии пароциклических обработок скважин в слоисто-неоднородных пластах с высоковязкой нефтью

Основные задачи исследования.

1. Численное исследование основных закономерностей влияния слоистой неоднородности пласта на эффективность пароциклических обработок скважин (ПТОС).

2. Разработка технологии, направленной на повышение энергетической эффективности ПТОС.

3. Повышение эффективности ПТОС за счет научно-обоснованного выбора оптимальных технологических параметров процесса.

4. Применение полученных результатов при проектировании оптимальных технологических параметров ПТОС описанными выше методами на опытно-промышленном участке конкретного месторождения на основе детального численного моделирования.

Основные методы решения поставленных задач.

1. Анализ и обобщение промысловых данных по пароциклическим обработкам скважин;

2. Использование теоретических основ разработки нефтяных месторождений паротепловыми методами;

3. Численные исследования основных особенностей пароциклических обработок скважин с применением компьютерного моделирования.

Научная новизна работы.

В диссертационной работе получены следующие новые научные результаты:

1. В результате исследования влияние ряда параметров слоистой неоднородности на эффективность пароциклических обработок скважин (ПТОС). установлено, что при прочих равных условиях существуют оптимальные значения коэффициентов песчанистости и расчлененности, при которых технологическая эффективность ПТОС достигает максимального значения.

2. Разработана и предложена новая технология пароциклических обработок скважин, предусматривающая, по сравнению с общепринятой технологией ПТОС, закачку ненагретой воды после прекращения закачки пара, что обеспечивает увеличение добычи нефти, уменьшение паронефтяного фактора, снижение температуры добываемых флюидов. На разработанную новую технологию пароциклических обработок скважин получен патент РФ.

3. Разработана методика определения оптимальных технологических параметров пароциклических обработок скважин на основе комплексного технико-экономического критерия.

4. Установлено, что существует оптимальная продолжительность периода добычи нефти, при которой дополнительная добыча нефти и экономическая эффективность при ПТОС выше таковой в случае применения общепринятого подхода, когда критерием завершения периода отбора продукции является снижение дебита нефти уровня предшествующего применению ПТОС.

Основные защищаемые положения:

1. Результаты численных исследований влияния параметров слоистой неоднородности пласта на эффективность пароциклических обработок скважин, согласно которым существуют оптимальные значения коэффициентов песчанистости и расчлененности, при которых эффективность технологии достигает максимального значения

2. Новая технология пароциклических обработок скважин (ПТОС), предусматривающая, по сравнению с общепринятой технологией ПТОС, закачку ненагретой воды после прекращения закачки пара, и обеспечивающая повышение технико-экономической эффективности реализации технологии.

3. Методика определения оптимальных технологических параметров пароциклических обработок скважин на основе комплексного технико-экономического критерия.

4. Методика определения оптимальной продолжительности периода добычи нефти при проведении пароциклических обработок скважин.

Практическая ценность работы обусловлена следующим: 1. Проведенный в работе обзор литературных источников, освещающий современное состояние технологии пароциклических обработок скважин и мировой опыт их применения, рекомендуется для использования при составлении проектных документов на стадии выбора концепции разработки месторождений высоковязкой нефти.

2. Разработанная автором методика определения оптимальных технологических параметров технологии пароциклических обработок скважин на основе комплексного технико-экономического критерия рекомендуется для использования при проектировании разработки месторождений высоковязкой нефти.

3. Разработан на уровне изобретения способ разработки залежи высоковязкой нефти (получен патент РФ №2435951), который позволяет при проведении ПТОС увеличить доп.добычу нефти, уменьшить паронефтяной

фактор и общую продолжительность обработки, а также снизить температуру добываемых флюидов;

Разработанные в диссертационной работе методы повышения эффективности пароциклических обработок скважин были использованы в ОАО "ВНИИнефть" при проведении научно-исследовательских и проектных работ на месторождениях с высоковязкой нефтью.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на следующих российских и международных конференциях и симпозиумах:

1. И-ом Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", г Москва, 15-16 сентября, 2009 г.;

2. 14-ой ежегодной конференции "Нефть и газ Сахалина 2010", г. Южно-