Разработка газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой

Открыто множество объектов углеводородов с близкими геологическими условиями и параметрами, определяющими основные подходы, которые могут быть использованы при проектировании в качестве аналога. Так как природа условий образования газоконденсатных залежей разнообразна, поэтому практически очень сложно подобрать комплексный аналог какому-либо месторождению с тем, чтобы на его примере найти оптимальную систему разработки. Вследствие этого представленный опыт существующих способов разработки газоконденсатных месторождений, которые могут быть положены в основу обоснования дальнейшей стратегии разработки газоконденсатных залежей [1, 2].

Сложности, возникающие при разработке нефтяной оторочки

В настоящее время ценность нефтепродуктов значительно выросла по сравнению с предыдущими десятилетиями. Развитие научно-технической базы, наращивание промышленного потенциала на мировом рынке приводит к нехватке углеводородного сырья. В условиях данной ситуация нефтегазовые компании активно ищут пути увеличения темпов добычи нефти и газа. Одним из способов решения этой проблемы является ввод в разработку трудноизвлекаемых запасов. К этой категории относятся залежи нефти и газа с тонкими нефтяными оторочками водоплавающего типа. Основной трудностью разработки таких залежей является преждевременное выбытие скважин из-за процессов конусообразования. Учитывая геологическое строение, активность газовой шапки и водоносного горизонта необходимо разработать технологию, позволяющую эффективно извлекать нефть из объектов данного типа.

Заполярное месторождение

Заполярное месторождение
Advertisement

Заполярное месторождение

На примере секторной модели пласта БТ6-8 Заполярного месторождения рассмотрим основные сложности, возникающие при разработке тонкой нефтяной оторочки.

Секторная модель пласта строилась на платформе Eclipse El 00. Модель имеет размерность 50 ячеек по оси X, 50 — по оси Y и 80 ячеек по оси Z. Размеры сеточных блоков в горизонтальной плоскости принимались равными 20 м, по вертикали — 0.2 м. Общая площадь фильтрационной модели охватывает 1 км2. В удаленной от нефтяной оторочки области размеры ячеек по оси Z принимались равными 4 м. ФЕС, физико-химические свойства нефти, газа и воды принимались согласно ГФХ. Относительные фазовые проницаемости, сжимаемость горной породы и пластовых флюидов принимались на основе лабораторных исследований.

Advertisement

В настоящее время утвержденные проектные решения по разработке пласта ВТ6-8 закрепляют концептуальный подход по разработке нефтяной оторочки вертикальными скважинами. Промышленная эксплуатация залежи показала низкую эффективность заканчивания данного типа, что, в свою очередь, требует для повышения эффективности разработки искать иные подходы к разработке тонких нефтяных оторочек.

В поисках оптимального решения по выбору технологии воздействия на пласт с тонкой нефтяной оторочкой были рассчитаны варианты с различным типом заканчивания. Всего было рассмотрено три варианта:

  1. вариант — работа вертикальной скважины;
  2. вариант — работа горизонтальной скважины;
  3. вариант — работа горизонтальной скважины с изменением азимута траектории на 270°.

В отличие от первого и второго варианта — технологии которые широко используются в настоящее время, выделение третьего варианта было основано на мировом опыте разработки нефтяных оторочек. На месторождении Тролль была пробурена в глубоких водах арктической зоны многозабойная скважина суммарной протяженностью горизонтальных стволов до 11 км, при этом азимут разворота в горизонтальной плоскости достигал 135°.

Скважины такого типа вскрывают значительную часть нефтяной оторочки и снижают депрессию на пласт. Согласно оценкам специалистов, многозабойные скважины большой протяженностью с использованием усовершенствованной технологии заканчивания позволят увеличить конечную нефтеотдачу месторождения Тролль на 9.5 млн. м3.

При выполнении расчетов на режим работы скважины накладывались технологические ограничения. Основным фактором преждевременного выбытия скважин является резкое повышение ГФ. Так как значительная доля УЭЦН не может нормально работать в условиях, когда перекачиваемая жидкость содержит большие объемы свободного газа, необходимо для учета возможности эксплуатации переводить скважины с высоким газовым фактором в бездействующий фонд. Существующие методы повышения эффективности УЭЦН позволяют за счет установки газосепаратора (см. сепарация нефти и газа), отводящего большую часть свободного газа в затруб-ное пространство, использования диспергатора, измельчающего газовые пузыри до получения квази-гомогенной смеси, использования «конических» насосов, состоящих из пакета ступеней различных типов, рассчитанных на разные подачи, а также применения насосно-эжекторных установок достичь предельного газосодержания на входе в насос до 500 м3/м3[1].

Advertisement

Организация газлифтного способа добычи и естественного газлифта значительно осложнена после достижения предельной величины по ГФ в условиях значительного обводнения (до 50 %).

Добыча природного газа: особенности и подводные камни

Учитывая вышеописанные факторы, в качестве технологических ограничений при моделировании приняты следующие параметры:

  1. Минимальный дебит нефти -0.5 т/сут;
  2. Максимальная обводненность — 98%;
  3. Максимальный газовый фактор — 500 м3/м3;
  4. Минимальное забойное давление — 60 атм.

Сопоставление основных технологических показателей по вариантам показало низкую эффективность работы вертикальной скважины. В то же время преимущества горизонтальных скважин очевидны. Как показывают результаты расчетов, средний дебит горизонтальной скважины выше в 4-6 раз по отношению к дебитам по вертикальным скважинам. Уровни накопленной добычи по горизонтальным скважинам в 3-3,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам.

Оценка эффективности работы скважины радиального типа не показала значительного преимущества по отношению к работе пологой горизонтальной скважины. Сопоставление интегральных показателей добычи показало, что по скважине с профилем горизонтального участка с изменением азимута траектории на 270° (радиальное вскрытие, радиальная скважина — PC) возможно извлечь дополнительно 6.3 тыс. м3 нефти, по сравнению с традиционным, горизонтальным вскрытием аналогичной протяженности. Данный прирост накопленной добычи нефти при значительно возрастающих рисках при бурении скважины является незначительным.

Результаты проведенной исследовательской работы показали, что в условиях разработки тонких нефтяных оторочек бурение вертикальных скважин неэффективно.

Разработка Яро-Яхинского газоконденсатного месторождения

Яро-Яхинского газоконденсатного месторождения
Advertisement

Яро-Яхинское газоконденсатное месторождение

Приведем еще один пример. Яро-Яхинское газоконденсатное месторождение расположено в пределах северной части Западно-Сибирского мегабассейна. Яро-Яхинском лицензионном участке к отложениям неокомского водоносного комплекса приурочены продуктивные залежи БТ6, БТ7-8, БТ10 [1, 2, 3]. Пласт БТ7-8 имеет сложное геологическое строение, представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков с включениями плотных пород. Общая толщина пласта выдержана, изменяется от 73 до 90 м. К пласту BT7-8 приурочено четыре газоконденсатных залежи. По всем залежам уровень ГНК принят в интервале абс. отм. 3313-3133 м но данным MDT исследований пилотных стволов эксплуатационных скважин, где он определен по точечным глубинным замерам [3].

Текущий анализ разработки пласта BT7-8 Яро-Яхиснкого месторождения фонтанным способом показывает, что процесс добычи нефти сопровождается высокими отборами газа. Газовый фактор но скважинам изменяется от 700 м3/м3 до 1127 м3/м3, при начальном газосодержании 350 м3/м3, что объясняется прорывам газа из газовой шапки в нефтяную скважину [2].

Добыча природного газа в России: прошлое, настоящее, будущее

На сегодняшний момент реализована следующая схема эксплуатации скважин: для подъема жидкости использована НКТ диаметром 73 мм с глубиной спуска практически до забоя. На устье фонтанных скважин устанавливаются штуцера диаметром 6-14 мм. Среднее забойное давление фонтанных скважин составляет от 19 МПа до 24.4 МПа, а пластовое в зоне отбора в пределах 30.4 МПа, при этом изменение депрессии от 6,5 МПа до 11,3 МПа. Рациональный подход к разработке газоконденсатного пласта вызывает необходимость определения оптимального способа эксплуатации нефтяной оторочки и газовой шапки с целью повышения технико — экономических показателей [4].

Advertisement

Для достижения поставленной цели, предполагается следующая схема заканчивания скважин, предусматривающая одновременную эксплуатацию нефтяной и газовой части. На начальном этапе в скважину спускается фонтанный лифт НКТ 73мм до глубины головы хвостовика (-3757-3760 м) и скважина эксплуатируется на нефтяную часть с регулировкой дебита и давления на устье при помощи штуцеров пока пластовой энергии достаточно для поддержания фонтанного способа добычи [1]. После снижения дебита скважины до 20-30 м3/сут подключается газовая часть пласта для совместной эксплуатации. В данном случае поступающий газ понижает плотность столба жидкости в стволе скважины, за счет чего уменьшается забойное давление, увеличивается депрессия на нефтяную часть и соответственно дебит нефти (эффект газлифта) [2]. Однако существует серьезный риск возникновения опережающего движения газа, в следствие чего газовая часть пласта будет передавливать нефтяную, что может сделать невозможным дальнейшую добычу нефти [4].

Таким образом, основным преимуществом является технологическая простота при привлечении бригады КРС для любой скважины; отсутствие необходимости привлечения дополнительного дорогостоящего специального нестандартного оборудования заканчивания. Недостатком способа является погрешность расчета определения продуктивности газовой части за счет варьирования интервала перфорации в связи с наличием большого количества используемых переменных (проницаемость, эффективная мощность и т.д.). Невозможность учета временного эффекта изменения продуктивности газовой и нефтяной части; отсутствие возможности регулирования продуктивности газовой части для повышения или снижения забойного давления.

Выводы

  • Темпы разработки нефтяной оторочки, предопределяемые сверхкритической депрессией (дебитом), оказывают заметное влияние на все показатели добычи нефти.
  • Горизонтальные добывающие, вертикальные и многозабойные нагнетательные скважины — важнейшие орудия эффективной выработки запасов нефтяной оторочки.
  • Учет остаточной нефтенасыщенности в газоконденсатной шапке оправдывает себя как с точки зрения достоверности прогнозных расчетов, так и достижения более высоких конечных КИН. Затраты на НИР касательно остаточной нефти более чем окупаются последующими положительными последствиями.
Advertisement
Запасы нефти в мире — на сколько их хватит?

Тема статьи: Разработка газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой
Автор статьи: Хайруллин Ренат Зульфатович — магистр, кафедра разработки нефтяных месторождений, Тюменский Индустриальный Университет, г. Тюмень

Аннотация: Многие газоконденсатные залежи месторождений Восточной Сибири, освоение которых начнется в ближайшие годы, характеризуются наличием нефтяной оторочки – нефтяной части газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой существенно меньше ее газовой (газоконденсатной) части. Известно, что разработка нефтяных оторочек является крайне сложной задачей, так как неизбежно возникают проблемы, связанные с прорывами газа из шапки и образованием конусов. В этой связи актуальным становится задача обоснования оптимальной конструкции скважин, обеспечивающих возможность эксплуатации таких залежей.

Ключевые слова: газоконденсатные залежи, нефтяные оторочки, коэффициент извлечения нефти (КИН), вытесняющие агенты, методы извлечения нефти.

Список литературы

  1. Грачев С.И., Краснова Е.И. Термодинамические процессы при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. – ТюмГНГУ, 2015. – 99 с.
  2. Инякина Е.И., Мамчистова Е.И. и др. Влияния неравномерности ввода залежей в разработку на величину конденсатоотдачи // Научный форум. Сибирь. – 2015. – Том 1, № 1. – С. 47- 48.
  3. Агеев Ш.Р. Оборудование для добычи нефти с высоким содержанием свободного газа и опыт его эксплуатации РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, ЗАО Новомет-Пермь, г. Пермь, Россия
  4. Кордик К.Е., Краснов И.И., Рожков И.В., Ковалев И.А. Совершенствование технологии определения газового фактора на установке «Асма-Т» // Геология, география и глобальная энергия. – 2006. – № 4.– С. 120-122.
Advertisement
3 комментария
Edgar
31 мая 2018 в 16:25

Ну хотя бы разработки продолжают развиваться в нефтяной отрасли, есть надежда, что самостоятельно большую часть готового нефтепродукта будет изготавливать.

Елена Крылова
2 июня 2018 в 12:48

Запасы полезных ископаемых на планете не безграничны. Поэтому надо стараться использовать все ресурсы найденных месторождений, извлекая нефть.

Alex Zaharchuk
23 сентября 2018 в 18:42

По-моему пора уже развивать альтернативные источники энергии, если страна конечно хочет оставаться конкурентноспособной, а не быть сырьевым придатком.

wpDiscuz
Advertisement