Новый метод поддержания пластового давления на Гремихинском месторождении

На протяжении всего рассматриваемого периода объем закачки оставался ниже проектного. Так, если проектом в 2002 году предусмотрено нагнетание 9600 тыс. м3 агента, то фактически было закачено лишь 1609 тыс. м3. Приемистость нагнетательных скважин составляет в среднем 40 - 50 м3/сут при проектной - 150 м3/сут. Давление нагнетания 4-5 МПа является недостаточным для внедрения агента в верхние пропластки пласта А4, характеризующихся более низкой проницаемостью.

В этой связи рекомендуется перераспределение объемов закачки по площади объекта и обеспечение компенсации отбора закачкой на уровне 100 - 120%. Кроме того необходимы геолого-технические мероприятия на забоях нагнетательных и добывающих скважин по изоляции высокообводненных проницаемых интервалов, оптимизации режимов работы добывающего фонда (увеличение забойного давления в высокодебитных, высокообводненных скважинах и снижение забойного давления в малодебитных скважинах).

Принятый ОАО «Сиданко» вариант 2.1 (протокол №18 от 24.04.03 г.) развития Гремихинского месторождения предусматривает следующие положения на 2003-2005 гг.:

- добыча нефти - 1987 тыс. т;

- закачка агента - 9424 тыс.м3;

- компенсация отбора жидкости - 66%;

- переход на закачку теплой  воды (112 скважин) с температурой  не менее 35Сна забое, дообустройство 32 нагнетательных скважин под закачку сточной воды (реконструкция системы обвязки, 1 парогенератора);

- реконструкция КНС, ДНС;

- начало реализации проекта  с 01.07.2003 г.

2.3 Использование сточной воды для поддержания пластового давления

Среднесуточный уровень добычи жидкости на Гремихинском месторождении в IV квартале 2002 года и I квартале 2003 года составил 10500ч11000 м3/сут, тогда как закачка теплоносителя, использовавшегося для вытеснения нефти и поддержания пластового давления, не превышала 4500ч5500 м3/сут. Такое низкое соотношение добычи жидкости и закачки теплоносителя, а также отсутствие активного внедрения законтурных вод повысили темпы снижения пластового давления, наметившегося в конце 2001 года. В то же время сточная вода после установки подготовки нефти в объеме 8600ч9100 м3/сут закачивается в поглощающие скважины (турнейско-фаменский объект - 18 скважин, на окско-серпуховский - 3 скважины). Повышение объема закачки теплоносителя по существующей технологии проблематично из-за ограничения лимита природного газа и недостаточности мощностей парогенераторных установок. Сохранение существующего баланса добычи жидкости и закачки теплоносителя чревато необратимыми процессами в нефтяных пластах с точки зрения нефтеотдачи, поскольку уже в I квартале 2003 года в южной части месторождения пластовое давление не превышало 6ч9МПа. Таким образом, сегодняшнее состояние разработки месторождения требует незамедлительного изменения баланса добычи жидкости и закачки вытесняющего агента. Этого можно достичь следующими путями:

- ограничить отбор из высокообводненных скважин при сохранении существующего уровня закачки;

- увеличить объемы закачки при существующем уровне отбора.

Ограничение отбора жидкости при сегодняшнем состоянии разработки может привести к значительному ухудшению показателей разработки, хотя в дальнейшем такой вариант не исключается. Другим вариантом ограничения отбора жидкости может стать перевод высокообводнившихся добывающих скважин на возвратный объект - верейский горизонт.

Увеличение же закачки без увеличения потребления природного газа, возможно только за счет снижения температуры нагнетаемой воды, однако такой путь тоже не позволяет полностью компенсировать отбор закачкой воды по технологическим причинам: чтобы обескислораживать воду и не допускать интенсивной коррозии системы закачки горячей воды необходимо проводить деаэрацию при температуре не менее 115°С.

Одним из возможных путей недопущения дальнейшего снижения пластового давления является использование сточной воды в отдельных нагнетательных скважинах системы ППД. Для этого нагнетательные скважины необходимо выбирать исходя из следующих условий.

1. В нагнетательную скважину  продолжительное время закачивался  пар, при этом трещины в пласте  превратились в транспортные  каналы, а сам пласт в районе  нагнетательной скважин превратился  в транспортно-фильтрационную систему. В результате чего мероприятия  по выравниванию профиля приемистости  не дают положительного результата.

2. Приемистость скважины не менее 150м3/сут при давлении 5МПа, т.е. при давлении в системе закачки сточной воды.

3. В нагнетательную скважину  закачано не менее 1,5ч2 объемов пор охваченного активным вытеснением участка пласта.

Расчет производится по формуле:

где Vзак - объем закачки теплоносителя с начала разработки

V - объем нефтяного пласта в элементе разработки (м3)

S - площадь элемента разработки (м2);

h - средневзвешенная мощность пласта (м);

m - коэффициент пористости;

Kвохв - коэффициент охвата заводнения по вертикали. Берется по профилю приемистости.

где hпр - мощность пласта, принимающего закачиваемого воду по профилю приемистости,

hперф - перфорированная мощность пласта.

Если скважина не имеет данных исследования, то Kвохв берется аналогично соседним скважинам.

Кгохв - коэффициент охвата пласта заводнением по площади элемента разработки. Если по результатам исследования нагнетательная скважина влияет на 4 из 6 добывающих скважин, то

Квыт - коэффициент вытеснения по данным технологической схемы.

Условие закачки 1,5ч2 кратного объема пор пласта определено по данным лабораторных исследований, т.е. при этом пласт считается промытым в достаточно высокой степени, и дальнейшая закачка не приводит к значительному увеличению нефтеотдачи.

Свойства сточной воды по данным промысловой химико-аналитической лаборатории следующие:

плотность - 1,08 кг/м3;

вязкость - 1,4-1,5мПас;

КВЧ - 45-55 мг/л;

количество нефтепродуктов - 20-30 мг/л;

температура воды на КНС: зимой: +16° С;

летом: +24-26°С.

2.4 Предлагаемая технология закачки сточной воды

Поскольку все отрицательные и положительные моменты закачки сточной воды на настоящем этапе разработки Гремихинского месторождения оценить точными математическими расчетами весьма затруднительно, предлагается закачку сточной воды в целях ППД организовать в опытном порядке на 10-20% фонда нагнетательных скважин на блоке 2. Блок 2 характеризуется повышенной накопленной компенсацией относительно остальных, достаточно хорошо изучен (имеется секторная геолого-гидродинамическая модель).

Для этого используется существующая сеть трубопроводов сточной воды для закачки в поглощающие скважины.

Требования к скважинам и скважинному оборудованию:

- эксплуатационная колонна должна быть герметична;

- выше интервала перфорации устанавливается пакер;

- кольцевое пространство заполняется защитным составом для предотвращения коррозии эксплуатационной колонны и НКТ;

- нагнетательная скважина оборудовывается устьевой арматурой с возможностью определения давления в затрубе, на буфере и проведения исследовательских работ;

- нагнетательная скважина должна быть снабжена приборами учета.

В целях недопущения значительного охлаждения пласта необходимо:

Объем нагнетания сточной воды в нагнетательную скважину в сутки должен составлять не более 1,2ч2 объемов добычи жидкости из окружающих скважин элемента пласта.

- закачку производить циклически: после непрерывной закачки сточной воды в расчетном объеме, не превышающем половины расстояния между нагнетательной и реагирующей скважинами, следует остановить закачку. Время закачки определяют расчетами для каждой скважины. Время остановки принять равным времени закачки;

- прослеживают за изменением обводненности продукции окружающих скважин.

В целях недопущения ухудшения условий вытеснения с точки зрения нефтеотдачи пластов надо исходить из равенства соотношений при закачке теплоносителя и сточной воды. По данным исследований средняя температура пласта в зоне закачки теплоносителя составляет 35°С. При такой температуре вязкость нефти составляет

=101,64мПас.

Расчет времени закачки.

Задаемся объемом закачки сточкой воды за один цикл при условии, что продвижение холодной сточной воды по промытым пластам не превысит половины расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.

Исходные данные:

- суточный объем закачки - 200м3/сут;

- расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами L=170 м;

- Кгохв - горизонтальный коэффициент охвата - 0,6;

- суммарная мощность принимаемого пласта - 4 м;

- коэффициент пористости m - 0,19;

- коэффициент вытеснения - 0,76.

Объем пор пласта составит:

Время непрерывной закачки составит:

t=7862м3/200м3/сут=39 сут.

Была проанализирована циклическая закачка через ряд (см. рис. 2.4.2) по секторной гидродинамической модели в границах блока 2 сточной и теплой вод. За сравнительные варианты были взяты непрерывная закачка теплой и сточной вод (приемистость - 120 м3/сут) и циклическая закачка сточной воды при постоянной закачке теплой воды (приемистость - 180 м3/сут, время закачки - 2 месяца, остановки - 1 месяц, при варианте месяц на месяц происходит резкое падение пластового давления).

Параметры предлагаемой технологии следующие:

- комбинированная закачка сточной (параметры см. выше) и теплой (температура не ниже 35С на забое) вод через ряд;

- приемистость нагнетательных  скважин - 180 м3/сут;

- время закачки - 1 месяц, остановки -1 месяц.

При меньших объемах закачки циклическое нагнетание сточной и теплой вод позволит достигнуть тех же уровней накопленной добычи нефти, что и в сравнительных вариантах. При этом отмечается меньшая обводненность и более стабильное поведение пластового давления на протяжении всего моделируемого периода. По варианту непрерывной закачки происходит резкое падение пластового давления, обусловленное выбытием скважин по причине обводнения. По термическому состоянию пласта стоит отметить, что не один из вариантов не приведет к охлаждению пласта за 20 лет ниже предельно допустимого значения - 29С.

Следует заметить, что моделируемая приемистость - 180м3/сут с точки зрения практического применения на текущий момент достижима; средняя приемистость на 01.07.2003 составляет около 50 м3/сут (низкое значение по причине недозакачки теплоносителя) при давлении нагнетания 4-5 МПа. Кроме того, предусмотренная вариантом развития 2.1. Гремихинского месторождения реконструкция КНС позволит увеличить давление нагнетания до 9-11МПа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы.

1. Балукова В.А., И.А.Садчиков, В.Е.Сомов Управление инновационными процессами на предприятиях химической и нефтехимической промышленности. Учебник. СПб.: СПбГИЭУ, 2009.

2. Экономика предприятий нефтяной  и газовой промышленности: Учебник / Министерство образования и науки Российской Федерации; Под ред. В.Ф.Дунаева  М.:ООО «ЦентрЛитНефтеГаз», 2006.-372с.

3.САДЧИКОВ И.А. Экономика отрасли: Конспект лекций по дисциплине, - СПб: СПбГИЭУ, 2011.

4.САДЧИКОВ И.А., СОМОВ В.Е., БАЛУКОВА В.А. Экономика химической отрасли: Учебник для вызов, - СПб: Химиздат, 2007.