Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Изученность проблемы перераспределения нефтенасыщения в процессе и после разработки залежи 11
1.1. Структура и свойства остаточной нефти в пласте и механизм ее образования 11
1.1.1. Начальное нефтенасыщение продуктивных пластов 11
1.1.2. Нефтенасыщение разрабатываемых пластов (текущее нефтенасыщение) 14
1.1.3. Структура и свойства остаточного нефтенасыщения 17
1.1.4. Распределениеостаточнойнефтивпромытыхпластах 31
1.2. Методы оценки остаточной нефтенасыщенности заводнённых пластов 34
1.3 Состояние разработки нефтяных залежей и месторождений Беларуси...40
ГЛАВА 2. Анализ эффективности реабилитации добывающих скважин после их длительной остановки по причине высокой обводненности 50
2.1. Геолого-промысловые данные о проявлениях активности простаивающих скважин 50
2.2. Данные реабилитации добывающих скважин после их длительной остановки на месторождениях Беларуси, России и других стран 58
2.3. Технико-экономическая эффективность реабилитации скважин 76
2.4. Техника и технология реабилитации скважин Беларуси 82
ГЛАВА 3. Лабораторные исследования перераспределения нефтенасыщения образцов карбонатных пород 90
3.1. Технология проведения лабораторных исследований 90
3.2. Технология проведения опытов на визуальных моделях 93
3.3. Технология проведения опытов на фильтрационной установке 108
3.3.1. Лабораторные исследования по определению коэффициента вытеснения 108
3.3.2. Лабораторные исследования по определению фазовых проницаемостей 114
3.4. Возможные методы и технологии воздействия на обводненные карбонатные пласты 121
ГЛАВА 4. Теоретические исследования перераспределения остаточной нефтенасыщенности в карбонатном пласте 129
4.1. Механизм перераспределения остаточных запасов нефти 129
4.2. Математическое моделирование процессов изменения нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах 134
4.2.1. Определение зависимости средневзвешенной нефтенасыщенности от характеристик пласта и физико-химических параметров пластовой нефти и воды для пластовой залежи 137
4.2.2. Определение зависимости средневзвешенной нефтенасыщенности от характеристик пласта и физико-химических параметров пластовой нефти и воды для массивной залежи 143
4.3. Математическое моделирование методов увеличивающих скорость перераспределения нефтенасыщенности обводненных карбонатных пластов 150
Основные результаты и выводы 155
Список литературы 157
- Начальное нефтенасыщение продуктивных пластов
- Геолого-промысловые данные о проявлениях активности простаивающих скважин
- Технология проведения опытов на визуальных моделях
- Механизм перераспределения остаточных запасов нефти
Введение к работе
Актуальность работы
Современный уровень познания процессов, происходящих в пластах, подтверждает мысль о подвижности остаточной нефти в залежи после ее разработки путем заводнения. Имеется достаточно оснований предполагать, что под действием естественных сил после заводнения пласта и полной остановки работы скважин происходит частичное восстановление начальной нефтенасыщенности в объеме залежи под действием гравитационного поля, капиллярных сил и др. Такой процесс во времени может оказаться достаточно длительным в зависимости от геолого-физических свойств объекта разработки. О том, что процессы гравитационной сегрегации нефти в выработанных залежах, продукция скважин которых обводнена на 98-100% происходят в реальности, свидетельствуют многочисленные факты замещения воды в простаивающих скважинах на нефть, и эти скважины, когда-то заполненные водой, полностью оказываются заполненными нефтью и включаются в эксплуатацию.
Такие примеры были отмечены на скважинах нефтяных месторождений Республики Беларусь, Российской Федерации и ряда других стран. Добывающие скважины, которые из-за полного обводнения были переведены в контрольный фонд, а спустя несколько лет вступали в работу с прежних интервалов перфорации и давали дополнительную добычу нефти.
Основной направленностью данной работы является геолого-промысловая, теоретическая и экспериментальная оценка действия сил, определяющих механизм перераспределения остаточной нефтенасыщенности в пласте в условиях отсутствия движения (фильтрации) флюидов в градиентном поле, создаваемый системой скважин. Важным аргументом в пользу такого порядка исследований является возможность не только познать механизм ее консолидации, но и определить наиболее целесообразные пути ускорения действия благоприятных процессов и сил в пластах.
Исследования на истощенных залежах могут привести к результатам, имеющим непосредственно прикладной характер - возврат в приемлемые сроки с повторной разработкой на залежи, которые расположены в старых обустроенных и освоенных нефтедобывающих регионах.
Актуальность темы диссертационной работы определяется низкими значениями коэффициента нефтеизвлечения при разработке карбонатных коллекторов с заводнением и, соответственно, большими остаточными запасами нефти. Реэксплуатация обводнившихся скважин позволит, судя по имеющимся промысловым данным,
существенно повысить извлекаемые запасы нефти на старых обустроенных площадях, что сулит высокую технико-экономическую эффективность и позволит увеличить профессиональную занятость населения в этих районах.
Цель работы
Обоснование возможности повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов в старых обустроенных районах нефтедобычи путем повторной эксплуатации скважин, длительное время остававшихся в бездействии по причине обводнения.
Объект исследования
Заводнённые карбонатные коллектора разрабатываемых нефтяных месторождений.
Основные задачи исследований
Геолого-промысловый анализ эффективности реабилитации добывающих скважин после их остановки по причине предельной обводненности в Беларуси.
Комплексный анализ технико-экономической эффективности реабилитации обводненных скважин Беларуси.
Визуальные лабораторные исследования процесса перераспределения нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах на насыпных моделях пласта с применением фото и видеосъёмок. Выявление зависимости времени перераспределения нефтенасыщенности от фильтрационно-ёмкостных и физико-химических параметров пласта, нефти и воды.
Лабораторные исследования процесса вытеснения нефти водой на фильтрационной установке до полного обводнения нефтенасыщенного керна и после его выдержки при термобарических условиях в отсутствии фильтрации.
Проведение математических экспериментов по изучению процессов изменения нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах на основе постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) для пластовой и массивной залежей нефти.
Методы решения поставленных задач
Для решения поставленных задач использовались:
- методы геолого-промыслового анализа разработки залежей;
- метод визуального лабораторного исследования керна с применением фото и
видеосъёмки;
- метод фильтрационных исследований процесса вытеснения нефти водой на специальной установке;
- метод проведения математических экспериментов на основе постоянно действующей геолого-технологической модели объектов разработки.
Научная новизна
Способ разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации скважин, переведенных в бездействующий либо ликвидированный фонд, по причине предельного обводнения.
Экспериментально доказано, что коэффициент вытеснения нефти водой из керна для карбонатных коллекторов Беларуси увеличивается при возобновлении процесса вытеснения после выдержки керна в статическом состоянии.
Результаты исследований перераспределения водо - и нефтенасыщения насыпных моделей коллекторов путем визуальных лабораторных наблюдений с применением фото и видео съёмки.
Результаты математического моделирования процессов изменения нефтенасыщенности для обводненных карбонатных коллекторов.
Практическая значимость
Практическая значимость разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации бездействующих скважин заключается в том, что добывается нефть дополнительно к той, которая была получена в период первичной эксплуатации. Причем не требуется больших вложений, поскольку скважины расположены в старых обустроенных и освоенных нефтедобывающих регионах. Так, реэксплуатация только трех добывающих скважин месторождениях Беларуси в течение 2009 года позволила получить дополнительную прибыль от реализации нефти в размере 200 тыс. долларов США.
С расширением масштабов работ по реабилитации не только бездействующих, но и ликвидированных скважин (после восстановления) дополнительная прибыль может быть значительной. Повторная эксплуатация обводненных залежей в конечном итоге позволит увеличить коэффициенты извлечения нефти.
Оптимизация длительности простоя скважин после обводнения в соответствие с различными геолого-физическими условиями и применение эффективных методов воздействия на коллектор позволит увеличить скорость перераспределения
нефтенасыщенности в обводненных пластах, что приведет к повышению технико-экономической эффективности разработки.
Защищаемые положения
Результаты геолого-промысловых исследований эффективности реэксплуатации скважин, выведенных из работы по причине обводнения.
Обоснование технологии реэксплуатации скважин посредством периодической «отдувки» уровня в скважине передвижной азотной компрессорной станцией.
Результаты фильтрационных экспериментальных исследований оценки степени влияния возобновления вытеснения нефти водой из нефтенасыщенного керна на коэффициент извлечения нефти.
Аналитические исследования перераспределения нефтенасыщенности в процессе проведения фильтрационных лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой через карбонатные коллектора при достижении 100% обводненности.
5. Результаты экспериментальных исследований процессов перераспределения
водо - и нефтенасыщения в насыпных моделях карбонатных коллекторов с помощью фото
и видео съёмок.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на:
Международной конференции «Проблемы нефтегазовой промышленности». - Киев, 2005 г.
Конференции «Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси». - Гомель, 2007 г.
Всероссийской молодёжной научной конференции «Трофимуковские чтения - 2008» - Новосибирск, 2008 г.
Международной научной конференции «Geopetrol - 2008». - Краков, 2008 г.
На семинаре кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Москва, 2009 г.
Публикации
По теме диссертации автором опубликовано 11 работ, из них 3 - в журнале «Нефть, газ и бизнес» (ВАК), 1 - в журнале «Оборудование и технологии. ВНИИОЭНГ», 1 - в журнале Oil & Gas Journal Russia, 6 - в тезисах научных конференций.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, вывода и заключения. Содержит 167 страниц компьютерного текста, включая 65 рисунков, 16 таблиц и библиографический список использованной литературы из 103 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. доценту кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (РиЭНМ) РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Зайцеву В.М. за ряд ценных идей, которые были использованы в работе и сотрудникам кафедры за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы, а также глубокую благодарность заведующему кафедрой РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина проф. Мищенко И.Т. Особую благодарность автор выражает руководству и сотрудникам института БелНИПИнефть: директору к.т.н. Демяненко Н.А., зам. директора БелНИПИнефть по нефтепромысловой геологии разработке к.г.-м.н. Карташу Н.К., зам. директора по добыче нефти Серебренникову А.В., зав. лабораторией ограничения водопритока Пирожкову В.В., зав. сектором НТИ Жогло Т.И., инженеру по моделированию Кудряшову А.А. и всем сотрудникам отдела разработки и мониторинга международных проектов за идеи, помощь, поддержку, проведение экспериментов, формирование работы и подготовке ее к защите. Автор также признателен генеральному директору РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» Ляхову А.А. за финансовую поддержку во время учебы в аспирантуре. Отдельно свою признательность первому учителю по разработке месторождений, который заложил фундамент научной мысли - к.г-м.н. Салажеву В.М.
Начальное нефтенасыщение продуктивных пластов
В природных условиях продуктивные нефтеносные пласты насыщены нефтью и водой. Существующее на начало разработки нефтенасыщение коллекторов (начальное нефтенасыщение) складывалось в течение длительного геологического периода формирования залежей и обусловлено совокупным действием всех процессов, происходящих в залежи в течение истории ее образования, развития и трансформации. В зависимости от геологических условий степень насыщения нефтью продуктивных пластов колеблется в широких пределах и определяется степенью вытеснения первоначально содержавшейся в пластах воды в процессе формирования залежи. Начальное нефтенасыщение природных пластов составляет от 30% и менее и до 90% и более порового объема [40]. Природная нефтенасыщенность в значительной степени определяется литологией коллектора и структурой порового пространства. Нефтенасыщение заглинизированных, структурно неоднородных, литологически изменчивых пластов, как правило, ниже, чем нефтенасыщение однородных пластов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Помимо нефти во внутрипоровом пространстве природных пластов находится остаточная вода, то есть вода, не вытесненная из коллектора в процессе формирования залежи. Насыщение природных пластов остаточной водой определяется значениями удельной поверхности, размерами пор, их количеством, поверхностными свойствами и литологией. Если процесс формирования залежи не завершен и в настоящее время, то в природных пластах имеется существенное количество подвижной остаточной воды, которая с самого начала разработки поступает в скважины и извлекается на поверхность. Нефтенасыщение в таких пластах не превышает 50-55% [40]. Структура нефтенасыщенпости природных пластов определяется поверхностными свойствами, микро- и макронеоднородностью пластов и их литологическим составом. В однородных пластах влияние поверхностных свойств обусловлено характером смачиваемости скелета пористой среды. Для гидрофильных пород характерно заполнение мелких пор водой и непосредственный контакт водной фазы с большей частью поверхности скелета. Поэтому нефть как несмачивающая фаза занимает центры наиболее крупных пор, а также расширения средних поровых каналов. В гидрофильных природных пластах нефть и вода образуют непрерывные фазы [40, 69, 70]. Полностью противоположная картина наблюдается в гидрофобных породах, где преимущественно заполняются нефтью более мелкие поры и имеет место непосредственный контакт нефти с большей частью внутрипоровой поверхности. В процессе образования нефтяных залежей некоторые компоненты нефтей могут проникать через сплошную водную пленку и адсорбироваться на внутрипоровои поверхности, делая ее гидрофобной. Природная неоднородность внутрипоровои поверхности может привести к существенным вариациям типа смачиваемости в различных участках пор. Иногда выделяют специальный тип избирательной смачиваемости-смешанную смачиваемость, при которой крупные поры, образующие сплошные пути покрыты пленкой адсорбированной нефти, более мелкие поры насыщены водой и являются гидрофильными [40, 70]. Помимо поверхностных свойств, начальное распределение нефти и воды определяется также и фильтрационно-емкостными свойствами коллектора и его литологией. В настоящее время установлены устойчивые связи остаточной водонасыщенности с логарифмом проницаемости пласта и с его пористостью. В большинстве случаев наблюдается обратная зависимость остаточной водонасыщенности от фильтрационно-емкостных свойств: с их уменьшением остаточное водонасыщение возрастает [40, 45]. В большинстве случаев с ростом заглинизированности коллектора остаточная водонасыщенность увеличивается, так как глина является гидрофильной мелкопористой составляющей коллектора. Исключение составляют некоторые типы глин, например шамозитовая глина, которая по данным [45] гидрофобизует поверхность пор, так как ионы железа, входящие в ее составе, являются сильными активаторами. Коэффициент начального нефтенасыщения характеризует общую нефтесодержащую емкость коллектора, но не отражает структуру начальной нефтенасыщенности. Структурные модели природного нефтенасыщения позволяют связать характер распределения нефти и воды с объемными характеристиками коллектора. В чисто гранулярных коллекторах поровое пространство формируется преимущественно скелетной пористостью. В поровом пространстве гидрофильного чистого коллектора находится связанная вода в количестве 10 15% для чистых песчаников и до 80% и более для чистых алевролитов. Остальная часть порового объема заполнена нефтью, незначительная часть которой может быть прочно связана внутрипоровой поверхностью. В гидрофобных коллекторах количество связанной воды уменьшается, а количество связанной нефти возрастает. В заглинизированных коллекторах часть внутрипорового пространства может быть заполнена глинистой компонентой, которая в случае ее гидрофильности полностью насыщена остаточной водой, при гидрофобности глинистой компоненты она насыщена связанной и подвижной нефтью. В природных условиях основная часть нефти, заполняющей поровое пространство, является подвижной. Неподвижная (связанная) нефтенасыщенность в природных условиях обусловливается нефтенасыщенностью замкнутой части порового объема (поры скелета, изолированные от проточных пор); адсорбированной на поверхности пор связанной нефтенасыщенностью и частично нефтенасыщенностью тупиковых, полупроточных пор. С ростом степени гидрофобизации величина связанной нефтенасыщенности растет. Расчеты показывают, что в большинстве случаев значения неподвижной нефтенасыщенности в гидрофильных пластах не превышают 10-20%. В то же время опыт разработки показывает, что остаточная нефтенасыщенность значительно больше указанных величин. Последнее обстоятельство связано с усложнением структуры остаточной (неподвижной) нефтенасыщенности в процессах заводнения пластов.
Геолого-промысловые данные о проявлениях активности простаивающих скважин
Хорошие результаты получены от временного прекращения разработки Северокамского месторождения Пермской области.
Месторождение представлено карбонатными порово-трещинными коллекторами башкирского яруса. Геологической особенностью строения этого объекта является очень неравномерное распределение пористости (3-22 %) и проницаемости (0,001 - 0,188 мкм") по продуктивному разрезу и площади при относительно хороших свойствах насыщающей их нефти (вязкость 6 мПа-с, газонасыщенность - 40 м /т, плотность - 0,846 т/м3).
На первом этапе разработки с 1947 по 1966 г.г. залежь разрабатывалась без поддержания пластового давления на режиме растворенного газа. За это время пластовое давление снизилось с 9,5 до 3 МПа, КИН достиг 0,128 при проектном 0,154. Дальнейшая разработка стала нерентабельной.
В 1966 г. впервые стала осуществляться идея восстановления пластового давления путем временного прекращения отбора и организации нагнетания воды в залежь. По результатам опробования на опытном участке специалистами Пермьнефть был составлен проект опытного заводнения пластов западного купола, предусматривавший прекращение отбора нефти из истощенных залежей до полного восстановления пластового давления. С января 1969 г. по июль 1970 г. отбор нефти из пластов постепенно ограничивали и к августу 1970 г. прекратили полностью. Одновременно с этим в пласт начали закачку воды под переменным давлением 0,4-8 МПа, что не превышало среднего давления гидроразрыва. За счет умеренного давления нагнетания ограничивались прорывы воды по трещинам, а скорость ее фильтрации снижалась до минимальной, что создавало благоприятные условия для капиллярного перераспределения нефти и воды. К июлю 1971 г. было закачано 1020 тыс.м3 воды, что соответствовало 100%-й накопленной компенсации (9,13 МПа). А в конце июля возобновили добычу нефти. Из 12 скважин башкирского яруса 7 добывали безводную нефть в течение двух лет. Вода появилась только в 1974 г. и процент ее составил от 4 до 30. Остальные пять скважин имели высокую обводненность. К концу 1974 г. обводненность по ним составила 50-80%. В ноябре 1972 г. все 76 скважин были введены во вторичную эксплуатацию. Прирост добычи нефти в целом по куполу составил 300 тыс.т, или 40 % первичной добычи.
Пермский опыт, несомненно, оказался удачным. Эксперимент привел к восстановлению пластового давления, созданию условий для активного процесса капиллярно-противоточной подпитки, вовлечению в разработку запасов нефти поровых блоков. По-видимому, так же произошло и гравитационное перераспределение нефти и воды, о чем свидетельствует то, что все пущенные в эксплуатацию скваисины дали либо безводную нефть, либо с незначительным содержанием воды (3-40%).
Результаты таких остановок дали основание некоторым исследователям высказать предположение о том, что после некоторого периода прекращения эксплуатации добывающих скважин на залежи, находящейся в значительной степени выработки запасов, в продуктивной толще будут происходить процессы перераспределения нефтенасыщенности, консолидации остаточных запасов нефти, «всплывания» нефти в кровельные части структуры. В результате будут созданы условия для работы части скважин с лучшими характеристиками после их повторного пуска.
Занимаясь изучением данной проблемы на месторождениях зарубежных компаний, выяснилось, что подобные опыты вовлечение обводившихся скважин во вторичную разработку, отмечены в Южной Америке в Венесуэльской нефтяной компании PDVSA. Одним из примеров является месторождение Guara Este, расположенное в пределах нефтегазоносного бассейна р.Ориноко. Месторождение представлено песчаниками и приурочено к русловым отложениям. Глубина залегания продуктивных горизонтов находится в пределах 1500-2800 метров, средняя пористость по месторождению составляет- 17%, проницаемость - 570 мД.
Месторождение введено в разработку в 1942 году скважиной GG 2. К настоящему времени накоплен достаточный геолого-промысловый материал, анализ которого показал, что одной из характерной особенности разработки данного месторождения является остановка на несколько лет полностью обводнившихся скважин и их повторный запуск, без проведения каких либо работ, как в интервале перфорации, так и в целом по залежи. Примером может служить CKB.GGIOI, вступившая в эксплуатацию в 1948 году с дебитом 50 т/сут безводной нефти. В феврале 1953 года скважина выведена в контрольный фонд из-за практически полного обводнения добываемой продукции (95%). Спустя 4-летного простоя скважины, она вновь введена в эксплуатацию с этого же горизонта с безводной продукцией. Скважина отработала до декабря 1959 года, после чего была переведена на вышележащий горизонт из-за обводнения. За период повторной эксплуатации скважиной было отобрано порядка 80 тыс.т. нефти. Скважина GG-95 за период повторной эксплуатации отобрала 19,6 тыс.т. нефти. Скважина GG-76 четыре раза возвращалась в повторную эксплуатацию с интервалом от 2 до 4 лет, и дополнительная добыча составила более 130 тыс.т. нефти (рисунок 2.22).
Основной чертой разработки данного месторождения является достаточно быстрое (2-5 лет) гравитационное перераспределение пластовой нефти и воды, что позволяет реанимировать обводнившиеся скважины и достигать проектных коэффициентов извлечения нефти. Фонд нефтяных скважин выведенных из эксплуатации может быть использован для формирования денежного потока организации при условии разумного и экономически эффективного подхода. Ниже, на примере трех скважин контрольного фонда белорусского региона, которые в свое время были выведены из эксплуатации по причине практически полного обводнения добываемой продукции, а спустя несколько лет вследствие нефте-проявлений введены в периодическую эксплуатацию, приведен базовый расчет позволяющий численно оценить эффект от проделанных мероприятий. В рамках выполняемой работы, и исходя из изложенных выше принципов, сформируем условия расчета для получения карты граничной экономической эффективности:
Технология проведения опытов на визуальных моделях
В настоящее время скважины, которые находятся в контрольном или бездействующем фонде из-за обводнения, находятся под особом контролем со стороны нефтегазодобывающих управлений Республики Беларусь. В случае появления признаков нефте-газо проявления, описанных ранее, скважины отрабатываются с применением передвижной компрессорной азотной станции (ПКСА-9/200). Периодичность отработки скважин подбирается исходя из их потенциальных возможностей.
Станция передвижная компрессорная ПКСА-9/200 предназначена для получения из атмосферного воздуха взрывобезопасной газовой смеси с содержанием кислорода не более 10%, сжатой до 20 МПа, используемой при проведении технологических операций в нефтегазодобывающей и газовой отрасли. Отбор жидкости из скважины происходит по НКТ в накопительную емкость методом снижения уровня в скважине.
При отборе из скважины жидкости с помощью азотно-компрессорной установки должны быть соблюдены следующие требования: отсутствуют, колонная головка герметична. Устье скважины оборудовано герметичной фонтанной арматурой, рабочее давление которой должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье при работе компрессора и работе скважины. Задвижки должны обеспечивать быстрое закрытие линий. Скважина промыта от солевого раствора или заполнена нефтью. Основным техническим оснащением при проведении отбора жидкости из скважины с помощью ПКСА-9/200 являются: « Емкость объемом 50 м для сбора вытесняемой жидкости (при отсутствии нефтегазосборного коллектора) Выкидная линия, собираемая на быстросъемных соединениях и кованных угольниках. Обратный клапан на нагнетательной линии. Тумбы бетонные для крепления выкидной линии. На рисунке 2.23 приведена схема расстановки и обвязки оборудования с устьем скважины при отработке скважины в нефтегазосборный коллектор, на рисунке 2.24 приведена схема расстановки и обвязки оборудования с устьем скважины при отработке скважины на емкость. Перед проведение работ необходимо произвести расстановку и обвязку спец. техники согласно представленных схем, с учетом требований правил \ безопасности в НГДП, визуально проверить качество крепления быстросъемных и фланцевых соединений, опрессовать нагнетательную линию на полуторакратное давление от ожидаемого максимального давления, при отработке скважины в нефтегазосборный коллектор на выкидной линии установить манометр. Технологический процесс отбора жидкости из скважины методом снижения уровня в скважине с помощью азотно-компрессорной установки. Работой азотно-компрессорной установки создается в затрубном пространстве давление воздушной смеси до максимально-допустимого, но не более давления опрессовки эксплуатационной колонны, при этом вытесняемая жидкость по НКТ и выкидной линии поступает в специальную емкость. При прорыве азота через первую пусковую муфту работа азотно-компрессорной установки продолжается до срабатывания второй пусковой муфты, при прорыве азота через вторую пусковую муфту работа азотно-компрессорной установки продолжается до срабатывания третей пусковой муфты. После срабатывания третей пусковой муфты работа компрессора продолжается до создания максимально допустимого давления, или до прекращения поступления жидкости на емкость, затем нагнетание азота прекращается. При спущенных в скважину НКТ без пусковых муфт нагнетание азота следует прекращать при прорыве азота через НКТ. В процессе отработки скважины с помощью азотно-компрессорной установки допускается производить замер динамического уровня скважины. Перед замером динамического уровня нагнетание азота в скважину необходимо прекратить. Выкидная линия после монтажа на скважине должна быть опрессована на 5 МПа. Выкидная линия считается выдержавшей опрессовку и пригодной для производства работ, если отсутствуют пропуски в соединениях и уплотнениях, потение корпусных деталей, а также если нет снижения давления более 0,3 МПа в течение 30 минут. Перед началом работ по нагнетанию азота в скважину нагнетательная линия опрессовывается на полуторакратное давление от ожидаемого максимального давления. Нагнетательная линия считается выдержавшей опрессовку и пригодной для производства работ, если отсутствуют пропуски в соединениях и уплотнениях, а также, если нет снижения давления в течение 5 минут. На рисунке 2.25 представлена фактическая отработка скважины 15 Дубровского месторождения с применением передвижной компрессорной азотной станции (ПКСА-9/200).
Механизм перераспределения остаточных запасов нефти
Сообразно с изложенными выше представлениями о состоянии нефти в обводненных пластах можно сформулировать основные направления, по которым следует развивать изыскание способов стимулирования консолидации остаточных запасов. Во многом они совпадают с концепциями третичной разработки залежей [21, 77]. 1. Изменение сложившегося отношения фильтрационных сопротивлений в промытой и не охваченной заводнением зонах пласта в целях повышения относительной подвижности нефти. Это может быть достигнуто путем: снижения подвижности воды (например, закачкой полимерных растворов или образованием в промытой зоне трехфазной системы); уменьшения вязкости и предельного градиента сдвига нефти {повышение пластовой температуры, закачка СОг, закачка маловязких растворителей); снижения порогового капиллярного давления, препятствующего движению целиков (вибровоздействие, закачка ПАВ). 2. Ускорение обмена жидкостями между целиками нефти и промытой зоной, т.е. капиллярно - гравитационной сегрегации. С этой целью могут быть использованы добавки к воде ПАВ, СОг, а также циклическое повышение и снижение давления. 3. Изменение состояния нефти в промытых зонах (фоновой нефтенасыщенности) в целях восстановления ее подвижности, используя для этого эффекты: снижение предельной (критической) нефтенасыщенности SKp за счет добавок ПАВ к воде [2]; уменьшения Бкр В трехфазных системах при определенном соотношении газо- и водонасыценности; восстановления подвижности остаточной нефти в трехфазной системе при снижении давления; повышения нефтенасыщенности при растворении в нефти СОг. Улучшение гидродинамической связности различных объектов (пропластков, линз, блоков, зон) в пределах залежи. Для этой цели могут быть использованы методы интенсификации - СКР/ГРП. Как видно, проблема в целом весьма сложна и для решения ее могут быть предложены различные подходы. Каждая из указанных операций может иметь следствием ряда эффектов, и в том числе и нежелательных. С другой стороны, для достижения каждого из благоприятствующих эффектов могут быть предложены различные методы. Среди наиболее популярных концепций третичной разработки [77, 92] можно выделить две, имеющие существенное различие. Первая состоит в стремлении повысить нефтеотдачу за счет вовлечения в разработку зон пласта, обойденных водой, т.е. повышения коэффициента охвата. Реализуется она путем изменения плотности сетки скважин и взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин, периодической закачки газа и воды, а также загущения закачиваемой воды добавками полимеров. Источником дополнительной добычи в этом случае являются в основном крупные целики. Вторая концепция основана на использовании ПАВ [87], углеводородных растворителей или СОг. Основными объектами такого воздействия являются остаточная нефтенасыщенность и относительно мелкие целики в пределах зон охвата пласта заводнением. Известны также способы тотального воздействия на остаточную нефть специальными вытесняющими агентами. К их числу относятся сложные по составу растворы на основе воды с низким поверхностным натяжением (10" дин/см) на границе с нефтью и регулируемой эффективной вязкостью, а также мицеллярные растворы. Применение их, однако, связано с весьма высокими затратами. Универсальность (с точки зрения воздействия на остаточную нефть в целиках в мелкодисперсном состоянии) присуща также термическим методам, хотя принципиальная возможность 100%-ного извлечения нефти в этом случае исключена. Анализ результатов исследования показал, что воздействие на остаточную нефть растворителями (легкие фракции нефти, сэ/сиэ/сенные газы, конденсаты) с технологической точки зрения весьма эффективно, приросты коэффициента нефтеизвлечения достигают 25% [17]. Также, одним из возможных путей интенсификации процесса гравитационного разделения является прогрев пласта, приводящий к значительному снижению вязкости нефти и воды. Так, при увеличении температуры от 20 до 100С вязкость нефти молсет уменьшиться более чем в 10 раз, воды в 2 - 3 раза. Результаты экспериментов по воздействию теплоносителем (закачка горячей воды) показали, что прирост коэффициента извлечения нефти достигает 20%. Таким образом, воздействие на остаточную нефть растворителями и теплоносителями на поздней стадии разработки, сделав при этом выдерэ/ску во времени и спустя время возобновив эксплуатацию залеоюи, мооїсет привести к ускорению времени и скорости перераспределения нефте- и водо-насыщенности и привести к извлечению остаточной нефти и к увеличению, соответственно, коэффициента извлечения нефти. Проявление естественных процессов аккумуляции указывает, по крайней мере принципиально, на возмолшость создания таких методов воздействия на пласт, которые ускорили бы естественный процесс вторичной аккумуляции остаточных запасов. В результате применения таких методов долиша стать возможной повторная разработка залежей спустя сравнительно небольшие сроки. Идея создания технологии искусственного переформирования залелси после ее разработки и первая постановка исследовательских работ в этом направлении принадлежала выдающемуся ученому-нефтянику акад. А.П. Крылову в 1975 г. Исследования проводились во ВНИИнефти в лаборатории вибросейсмического воздействия под руководством автора и в лаборатории физики пласта под руководством А.Г. Ковалева. Результаты исследований были опубликованы в академической печати и легли в основу одной кандидатской диссертации (А.П. Звездова).
В 1977 г. автором совместно с М.Л. Сургучевым, А.Г. Ковалевым и A.M. Курбановым был получен первый в мире патент (авторское свидетельство) на технологию переформирования обводненных залежей с помощью вибросейсмического воздействия. На рисунке 3.15 приведены вертикальные изменения нефтенасыщенности, полученные экспериментально на линейных моделях сцементированных, малопроницаемых пластов, насыщенных смесью нефти и воды. Как видно, применение этой технологии может приводить к более чем 2000-кратному ускорению гравитационного разделения нефти и воды в пласте. Проведенные в связи с этим расчеты свидетельствуют, что под действием волнового поля переформирование обводненной залежи в новую при этом происходит в течение 8-12 мес, тогда как в естественных условиях этот процесс занимает от 30 до 100 лет.
