повышения коэффициента извлечения нефти без применения традиционных методов увеличения нефтеотдачи пластов
1 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Р.Р. Ахметзянов, директор, ООО «Татинтек»; В.В. Самойлов, заместитель директора по развитию, ООО «Татинтек»; О.П. Жданов, директор, ООО «НИЦМИ»; С.А. Фролов, главный технолог по технологиям нефтегазодобывающего производства, ООО «ГБТ». Как повысить коэффициент извлечения нефти без применения традиционных методов увеличения нефтеотдачи пластов Большинство крупнейших разрабатываемых месторождений в России вышли на поздние стадии производства, и их остаточные запасы классифицируются как трудноизвлекаемые. Рост и поддержание объема нефтедобычи из таких месторождений возможны только за счет развития и применения современных интегрированных методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Одним из наиболее важных вопросов нефтяной отрасли РФ и других нефтедобывающих государств является вопрос повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) из разрабатываемых месторождений. КИН характеризует объем добываемой нефти из имеющейся сырьевой базы месторождения. Нет никаких сомнений в том, что при отсутствии важных научных открытий в области альтернативной энергетики потребность мировой экономики в нефти останется в ближайшие лет на высоком уровне. Ни для кого не является секретом, что эпоха легкоизвлекаемой нефти заканчивается. Если говорить о России, то большинство крупнейших разрабатываемых месторождений вышли на поздние стадии производства, и их остаточные запасы классифицируются как трудноизвлекаемые, и доля трудноизвлекаемых запасов постоянно растет. По различным оценкам, в настоящий момент времени она уже превышает половину при обводненности более 80%. Среднее значение КИН по России составляет 34 43%. В настоящее время в нефтедобыче базовым направлением увеличения эффективности использования начальных извлекаемых запасов является развитие и промышленное применение современных интегрированных методов увеличения нефтеотдачи (МУН). В данной статье предлагается к рассмотрению метод повышения КИН, который основан на создании и распространении фильтрационных волн давления (ФВД) в коллекторе призабойной зоны добывающей скважины. Метод ФВД активно начал применятся в научных исследованиях на нефтяных месторождениях Татарстана с конца 80-х гг. прошлого столетия [1, 2, 3, 4]. В основе метода, предложенного к применению в данной статье, лежит способ нестационарного режима эксплуатации добывающих скважин, с помощью которого за счет импульсного изменения режима работы насосного оборудования в коллекторе призабойной зоны скважины создаются ФВД. Импульсное изменение производительности насоса приводит к изменению забойного давления по строго определенной функциональной зависимости, общий вид которой записывается следующим выражением: P заб =F(t;P; ), (1) где t время; P амплитуда изменения забойного давления, созданная импульсом изменения производительности насоса; постоянная времени, зависящая от интегрального параметра коллектора призабойной зоны скважины и характеристик скважины и насосного оборудования. Изменение забойного давления формирует ФВД в коллекторе призабойной зоны скважины, которая распространяется от забоя и к забою скважины, в зависимости от режима работы насоса. Воздействие ФВД на защемленные нефтяные участки коллектора при сохранении гидродинамического напора создает условия вовлечения нефти в фильтрационные потоки коллектора призабойной зоны скважины и позволяет повысить КИН. На практике таким методом удалось понизить обводненность продукции скважин, у которых она превышала 98%, до значений 30 80%. Как уже отмечалось, в основе предлагаемого к промышленному применению метода лежит способ нестационарного отбора жидкости из добывающих нефтяных скважин, который достаточно широко освещен в различных публикациях, в том числе во многих запатентованных технических решениях (патенты РФ , , , , ). В данной статье рассматривается системный подход использования данного способа с целью его применения для повышения КИН. В статье приводятся результаты исследований экспериментальных скважин, работающих на карбонатных нефтяных залежах. Разрабатываемый нефтяной пласт, скважина и скважинный насос являются целостной и взаимосвязанной системой «пласт скважина насос». Пластовая ноябрь 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
2 FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION жидкость при движении протекает через коллектор призабойной зоны, ствол скважины и скважинный насос. Поэтому при импульсном изменении производительности насоса изменение режима отбора жидкости передается по стволу скважины от насоса на забой и далее, в разрабатываемый коллектор. Под действием гидродинамического напора жидкость протекает по порам породы коллектора, преодолевая силы трения о стенки этих пор. Гидродинамический напор равен падению пластового давления в точке забоя скважины депрессии на забой скважины. Для суммарного расхода жидкости, поступающего в забой скважины, справедливо следующее уравнение:, м 3 /сут., (2) где q суммарный расход жидкости, поступающей из призабойной зоны в скважину; R гс гидравлическое сопротивление коллектора призабойной зоны скважины; P пл -P заб депрессия на забой скважины. Гидравлическое сопротивление является обратной величиной к коэффициенту продуктивности коллектора призабойной зоны скважины:, м 3 /сут., (3) где K пр коэффициент продуктивности коллектора призабойной зоны скважины. Коэффициент продуктивности и пластовое давление по своим физическим свойствам являются условно постоянными параметрами. Значения этих параметров не могут изменяться в течение короткого времени без каких-либо внешних механических воздействий, способных на коротком промежутке времени изменить внутреннюю структуру разрабатываемого коллектора. Поэтому из формулы (3) видно, что имеется возможность воздействовать на забойное давление изменением расхода жидкости при отборе скважинным насосом. Коллектор призабойной зоны вместе со стволом эксплуатационной колонны скважины имеет определенную емкость, которая позволяет накапливать и отдавать определенное количество жидкости. При накоплении жидкости давление в коллекторе растет, а при отборе давление падает. Учитывая наличие гидравлического сопротивления породы, накопление и отбор жидкости в коллекторе не могут происходить мгновенно со скоростью переключения производительности насоса с одного режима на другой. Следовательно, и изменение забойного давления также не может произойти мгновенно. В процессе исследований переходных процессов системы «пласт скважина насос» на основе общесистемных закономерностей была определена функциональная зависимость (1), которая характеризует изменение забойного давления скважины от изменения режима работы скважинного насоса, работающего в импульсном режиме. Для скважин, работающих с одним продуктивным коллектором, эта зависимость записывается следующим уравнением: Рис. 1. Переходные процессы изменения забойного давления при разных режимах работы скважины ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ 11 ноябрь
3 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. 2. График переходных процессов забойного давления, соответствующий наиболее эффективному управлению ФВД, (4) где P нач [Па] значение забойного давления до изменения режима насоса; P [Па] амплитуда изменения забойного давления, созданная импульсом изменения производительности насоса; t [сек.] время; [сек.] постоянная времени, которая равна произведению гидравлического сопротивления на коэффициент емкости коллектора призабойной зоны. =R с C с, (5) где R с [(сек..па)/м 3 ] интегральное гидравлическое сопротивление системы «пласт скважина насос»; C с, [м 3 /Па] интегральный коэффициент емкости системы «пласт скважина насос», характеризующий изменение объема жидкости на единицу величины давления. Как уже отмечалось выше, изменение забойного давления формирует ФВД в коллекторе призабойной зоны скважины, которая перемещается от забоя и к забою скважины. За счет действия сил упругости при прохождении ФВД происходит незначительная деформация пор породы коллектора. Это приводит к тому, что находящаяся в защемленных зонах нефть за счет своих жидкостных свойств смещается относительно стенок пор породы в соответствии с размерами деформации. И так как при этом сохраняется отбор жидкости, то сохраняется и гидродинамический напор, который выполняет работу по вытеснению сдвинутой относительно стенок породы нефти в общий фильтрационный поток пластовой жидкости. Из этого следует, что для вовлечения защемленной нефти в общий фильтрационный поток необходимо циклически выполнять два условия создавать ФВД и сохранять гидродинамический напор. Рассмотрим решение задачи эффективного управления ФВД в призабойной зоне разрабатываемого коллектора. На рисунке 1 представлены четыре переходных процесса изменения забойного давления при разных режимах работы скважины. Периодот t 1 до t 2 максимальный отбор жидкости после простоя скважины, от t 2 до t 3 минимальный отбор жидкости, от t 3 до t 4 максимальный отбор жидкости, и t 4 и далее останов скважины. Как видно из графиков, для каждого переходного процесса наиболее выраженное изменение забойного давления, которое формирует в коллекторе призабойной зоны ФВД, происходит за период равный 3. За это время давление в забое скважины меняется на 95%. После периода более 3 изменение давления происходит медленно. Скважина начинает медленно переходить на установившиеся режимы работы, что приводит к затуханию ФВД, и ее воздействие на породу коллектора призабойной зоны перестает быть эффективным. Постоянные времени, 1 и 3 для каждого процесса отличаются по причине того, что на систему «пласт скважина насос» оказывает ноябрь 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
4 FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION Рис. 4. График обводненности продукции скважины, записанный с помощью ПВСП-01 влияние изменение характеристик насоса, точнее, изменяется интегральное гидравлическое сопротивление системы. Значение постоянной времени для каждого режима работы скважины определяется математическим методом по уравнениям (4) и (5), используя фактически измеренные значения изменения забойного давления с помощью глубинного манометра. Соотношения постоянных времени, 1 и 3 могут быть различными. На скважинах, у которых потенциальный дебит коллектора ниже максимальной производительности насоса, соотношения постоянных времени будут следующие: > 1 > 2. Для скважин, у которых потенциальный дебит коллектора выше максимальной производительности насоса, соотношения противоположные: < 1 < 2 На рисунке 2 представлен график переходных процессов забойного давления, который соответствует наиболее эффективному управлению ФВД. Амплитуда изменения забойного давления между переключениями режима работы скважины зависит от производительности насоса и должна обеспечивать распространение ФВД в радиусе, достаточном для ее прохождения через защемленные участки нефти. На практике эффект реагирования коллектора призабойной зоны скважины на воздействие ФВД, который приводил к снижению обводненности, достигался при амплитуде изменения забойного давления 0,7 МПа. С меньшей амплитудой забойного давления экспериментальных работ не проводилось. Режимы работы скважины, представленные на рисунке 2, реализуются с помощью интеллектуальной станции управления ИСУ-01 производства ООО «Татинтек» (г. Альметьевск). Состав интеллектуальной станции управления ИСУ-01 представлен на рисунке 3. Описание алгоритмов автоматического определения параметров системы «пласт-скважина-насос» и эффективного управления ФВД лежит за рамками данной статьи и является ноу-хау производителя станции управления. Эффективное управление ФВД решает лишь часть задачи снижения обводненности. Окончательное решение этой задачи возможно только при непрерывном отслеживании характеристики обводненности и контроле за реакцией разрабатываемого коллектора на циклы ФВД. Как показала практика, через определенное время воздействия на коллектор на всех скважинах достигается системная закономерность изменения обводненности продукции скважины от циклов ФВД. После этого необходимо переходить к оптимизации режимов работы скважины и определению периодов эксплуатации скважины в периодическом и стационарном режимах работы. Для определения об- ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ 11 ноябрь
5 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. 3. Интеллектуальная станция управления ИСУ-01 водненности продукции скважины в составе ИСУ-01 используется поточный влагомер скважинной продукции ПВСП- 01, который реализован с применением датчика УМФ-300 производства ООО «НИЦМИ» (г. Уфа). На рисунке 4 представлен график обводненности продукции скважины, записанный с помощью ПВСП-01, при проведении исследований по оптимальному формированию ФВД и выводу скважины на оптимальный режим работы. Датчик УМФ300 был разработан в 2004 г. первоначально как многофазный уровнемер и основан на принципах распространения электромагнитных волн в средах с различной диэлектрической проницаемостью. Высокочастотный гармонический сигнал от 10 до 300 МГц распространялся по среде вдоль волновода, отражался от границ раздела сред и позволял определять положение всех границ раздела в сложной газожидкостной среде, а также выраженность всех этих границ и тем самым оценивать качество отстоя жидкости в ходе технологии подготовки нефти. В результате последующих 10 лет внедрения УМФ300 по объему предоставляемой информации вышел за пределы понимания его как просто многофазного уровнемера и превратился в инструментарий для технолога, позволяющий получать качественные и количественные характеристики состояния жидкости в резервуаре или технологическом аппарате. Однако повышение требований к идентификации сред нефти, воды и особенно их переходной зоны, содержащей элементы и нефти, и воды, так называемой эмульсии, привел к глубокой доработке датчика УМФ300. Внедрение уникального способа определения скорости распространения волны в каждой из разделенных сред позволило определять соотношение нефти и воды в данной среде и относить ее к нефти, эмульсии или воде. Таким образом, многофазный уровнемер начал приобретать элементы влагомера, позволяющего определять влажность в каждом из слоев жидкости. В 2012 г. в рамках НИОКР «Разработка ПО подсчета количества нефти в РВС, оснащенных системами УМФ300», выполненного ООО «Татинтек» и ООО «НИЦМИ», была доказана способность УМФ300 осуществлять оперативный учет нефти в резервуарах и технологических аппаратах без остановки технологического процесса разделения нефти и воды. Поскольку на данный метод измерения не оказывало влияние наличие растворенных или выделившихся, но не отделенных газов, а также наличия разного рода механических примесей, а именно эти свойства характеризуют поступающую из скважины жидкость, и использование существующих влагомеров в этих условиях не представлялось возможным, было принято решение о доработке датчика многофазного уровнемера в датчик влагомера. В пользу этого решения свидетельствовали результаты предыдущих исследований, в которых был определен диапазон измерения от содержания воды в жидкости от 0 до 100% и характеристика изменения ноябрь 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
6 FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION скорости распространения в зависимости от содержания воды была близка к линейной. Новый конструктив датчика влагомера под названием УМФ был испытан на скважинах НГДУ «Лениногорскнефть» и прошел специальное исследование и сертификационные испытания на государственных эталонах в ФГУП ВНИИР г. Казань. В результате был получен новый поточный влагомер скважинной продукции ПВСП-01, в основе которого используется встроенный датчик УМФ Новый прибор удовлетворяет всем метрологическим требованиям, предъявляемым к влагомерам. Подтверждены его конкурентные преимущества отсутствие влияния на результаты измерения растворенных или выделившихся, но не отделенных газов, а также незначительное влияние механических примесей, которое не выходит за пределы установленной погрешности. В заключение необходимо отметить, что результаты исследовательских работ, приведенных в данной статье, дают основания утверждать о том, что был разработан принципиально новый подход к эксплуатации добывающего механизированного фонда скважин, а именно метода формирования ФВД в коллекторе призабойной зоны добывающей скважины. Данный метод повышения КИН является наиболее эффективным и экономически выгодным по сравнению с другими МУН. Описанный метод испытан на карбонатных коллекторах, для которых характерна высокая скорость обводнения скважин, связанная с геологическими особенностями строения продуктивных горизонтов из-за высокой послойной и зональной неоднородности коллекторов, низкими фильтрационными и коллекторскими свойствами матрицы породы, наличием Таблица. Результаты испытаний датчика УМФ Номер эксперимента Состав анализируемого продукта (соотношения пластовой воды и нефти) трещин, повышенной вязкостью [5]. Основные функциональные зависимости параметров коллектора нефтяной залежи, которые используются в данном методе, справедливы для всех видов происхождения пластовых пород нефтяных залежей. Поэтому есть основания утверждать, что независимо от происхождения горных пород данный метод будет работать на карбонатных и терригенных коллекторах нефтяных залежей. Метод может иметь ограничения для коллекторов со слабой структурой, которая подвержена разрушениям при незначительных депрессиях, что может привести к регулярной очистке призабойной зоны скважины. Также метод ФВД ограничен в применении по причине сложности технической реализации на сложно построенных скважинах, одновременно работающих на несколько залежей. С ростом технологий скважинного оборудования данный метод сможет применяться и на сложнопостроенных скважинах. Скорость распространения от скорости света, % Перемешанная жидкость Разделенная на фракции 1 Вода 100% 28,84 28,84 2 Вода 90%, нефть 10% 29,93 30,39 3 Вода 80%, нефть 20% 31,35 32,65 4 Вода 70%, нефть 30% 32,12 34,35 5 Вода 60%, нефть 40% 33,92 39,37 6 Вода 50%, нефть 50% 35,28 41,15 7 Вода 40%, нефть 60% 41,15 46,48 8 Вода 30%, нефть 70% 44,90 48,18 9 Вода 20%, нефть 80% 50,01 51,99 10 Вода 10%, нефть 90% 54,87 55,64 11 Нефть 100% 62,71 62,71 Основная эффективность применения интеллектуальных станций управления ИСУ-01 выражается не только в повышении КИН, но и в снижении эксплуатационных затрат на диагностику скважинного оборудования и выполнение комплекса гидродинамических исследований. Данные функции заложены в состав программного обеспечения станции управления ИСУ-01. Применение высокотехнологичных электроприводов на базе вентильных двигателей в составе с ШГН и ЭЦН дополнительно позволит увеличить энергоэффективность предлагаемого метода. ООО «Татинтек» , Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Мира, д. 4 Тел./факс: +7 (8553) / Литература: 1. Непримеров Н.Н. Технология оптимальной выработки пласта. Казань, Муслимов Р.Х., Десятков В.К., Евтушенко С.П. Дальнейшее развитие теоретических и экспериментальных промысловых исследований по отработке гидродинамических методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Татарстана // Материалы семинара-дискуссии «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения». Бугульма, мая 1996 г. 3. Ибрагимов Н.Г., Панарин А.Т., Десятков В.К., Евтушенко С.П. К вопросу определения оптимального периода закачки воды в карбонатные коллекторы // Материалы семинара-дискуссии «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения». Бугульма, мая 1996 г. 4. Чекалин А.Н., Конюхов В.М., Волков Ю.А. Анализ влияния циклического воздействия на нефтеотдачу трещиновато-пористого пласта // Материалы семинара-дискуссии «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения». Бугульма, мая 1996 г. 5. Яртиев А.Ф. Оценка экономической эффективности разработки карбонатных отложений Ромашкинского нефтяного месторождения // Нефтегазовая геология. Теория и практика Т ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ 11 ноябрь