1.5. Методы воздействия на пласт

Главными осложняющими факторами в достижении максимального коэффициента извлечения нефти (КИН) по продуктивным пластам Усинского месторождения является значительная неоднородность коллекторов и существенная изменчивость продуктивности по площади и разрезу. Несмотря на высокое содержание парафина и асфальто-смолистых веществ, они не оказывают заметного влияния на величину конечного КИН.

Учитывая последовательность процесса строительства и эксплуатации скважин, в первую очередь следует признать, что для повышения КИН очень важным являются условия максимально возможного сохранения естественных фильтрационных свойств продуктивных пластов при бурении и освоении скважин, выполнение работ по воздействию на пласт соляной кислотой, как обширных, так и селективных обработок.

Целесообразным и, как показывает опыт работ на аналогичных месторождениях, весьма эффективным является процесс закачки воды в циклическом режиме с обязательным сочетанием изменения направления фильтрационных потоков. В этом случае прирост нефтеотдачи достигает 3-5%. Интенсификация и регулирование разработки достигаются при очаговом и избирательном заводнении. Регулирование технологических процессов заводнения опирается на знание и учет особенностей геологического строения залежей нефти, в том числе такого, как гидрофильность коллектора.

Предлагается для повышения КИН осуществлять обогащение нагнетаемой в пласт воды добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), щелочей, закачку нефтекислотных эмульсий и водогазовых смесей. Щелочное заводнение приводит к изменению смачиваемости породы и созданию искусственной гидрофильности, а также усилению капиллярных процессов.

Кроме того, для выравнивания фронта вытеснения положительно зарекомендовал себя метод создания оторочки водного раствора ПАВ. Для этой цели используется чаще всего полиакриламид, выпускаемый заводами в виде геля, порошка или гранул. Обычно применяется в таких случаях концентрация полиакриламида в воде при использовании геля 1-5%, порошка или гранул – 0,08-0,4%. Применение этого метода может быть рекомендовано только после его апробации и с учетом экономической выгоды, определяющей его эффективность.

2 Сбор и подготовка скважинной продукции

2.1 Состав продукции скважин

В процессе разведки Усинского месторождения были отобраны и исследованы как устьевые, так и глубинные пробы нефти и попутного газа, послужившие исходным материалом для определения физико-химических свойств, товарной характеристики пластового флюида, а также определения необходимых подсчетных параметров для оценки запасов УВ.

Пробы пластовых нефтей изучались в однофазном состоянии, при этом производилось определение давления насыщения с использованием аппаратуры для исследования пластовых нефтей (САМ - 300). Комплекс лабораторных исследований отобранных проб выполнен согласно методическим руководствам, методикам и существующим отраслевым стандартам.

Плотность пластовой нефти определена с использованием пикнометров высокого давления, вязкость - вискозиметров ВВДУ - 2. В последующем приводились к атмосферным условиям путем однократного (ОР), двухступенчатого (ДР), являющего частным случаем дифференциального и многоступенчатого разгазирования. Исследование состава попутного газа осуществлялось стандартным хроматографическим методом по пробам ОР, ДР и МР. Компонентный состав попутного газа определен в % мольных при давлении 0,1 МПа и температуре 20 ⁰С.

Для стандартных условий рассчитаны все физические показатели состава газа: абсолютная и относительная (по воздуху) плотности, молекулярная масса, низшая теплота сгорания и т.п.

Исследование на содержание сероводорода проводилось в лабораторных условиях с применением хроматографического, йодометрического и калориметрического методов. Определение содержания гелия осуществлялось хроматографическим методом с проведением контрольных определений стандартным объемным методом.

По I объекту отобраны и исследованы 5 проб нефти. Пластовая нефть недонасыщена газом (давление насыщения 6,9-7,4 МПа ниже пластового давления). Пластовая нефть характеризуется низким газосодержанием (21,8-24,2 м³/т), высокой вязкостью (610-680 мПа·с), высокой плотностью (0,932-0,934 г/см³).

II объект разработки освещен исследованиями, проведенными по 5 скважинам. Давление насыщения изменяется в пределах 4,1-9,5 МПа. Нефть характеризуется низким газосодержанием (18,5-25,3 м³/т), высокой вязкостью (586-2024 мПа·с), высокой плотностью (0,923-0,945 г/см³).

III объект разработки (исследовано 3 скважины) характеризуется следующими параметрами пластовой нефти:

– давление насыщения нефти газом изменяется в пределах 4,1-9,5 МПа;

– газосодержание низкое (17,6-26,0 м³/т);

– вязкость высокая (344-1151,7 мПа·с);

– плотность пластовой нефти высокая (0,925-0,960 г/см³).

В скважинах 1152 и 1190 (верхний объект) отмечена относительно низкая вязкость пластовой нефти (344 и 295 мПа·с, соответственно).

В целом по месторождению пластовую нефть можно характеризовать как высоковязкую (344,0-2024,0 мПа·с) среднее значение составило 669 мПа·с, с высоким значением плотности до 0,940 г/см³. При пластовом давлении 14,0 МПа давление насыщения составляет 6,3-9,5 МПа, в среднем 7,51 МПа, то есть нефть значительно недонасыщена газом. Нефть пермо-карбоновой залежи характеризуется низким газосодержанием от 17,6 до 26,0 м³/т, среднее значение составило 21,6 м³/т. Объемный коэффициент – 1,05.

Выделившийся из нефти газ - легкий, по всем объектам разработки в основном, состоит из метана 87 % моль. Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5 %). Содержание не углеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63 %, соответственно. В скважине 1082, исследованной в конце 1992 года, обнаружен сероводород в количестве 0,53 % моль. Основной причиной образования и прослеженного с годами разработки его увеличения по-видимому является разложение сероорганических соединений нефти при применении тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов.

Таблица 2.1 - Физико-химические свойства нефти Усинского месторождения

Показатели

Значение

Пластовое – давление, МПа Температура пласта, 0С Давление насыщения, МПа Газовый фактор (однократное разгазирование), нм3 Плотность пластовой нефти, кг/м3 Плотность дегазированной нефти при 200С, кг/м3 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с Вязкость дегазированной нефти при 200С, кг/м3 Температура застывания, 0С Компонентный состав: % вес Смолы Асфальта Серы Содержание хлористых солей, мг/л Фракционный состав, % об. выкипает до 0С 200 выкипает до 0С 300 Температура вспышки, 0С Температура самовоспламенения, 0С

12,23 23 7,66 16,3 942,2 969,8 940-1000 4600 ниже –20 18,3 11,8 1,28-2,49 менее 100 5,0 16,9 19,5-20,5 выше 360

Подземные воды, приуроченные к рассматриваемой части залежи тяжелой нефти, циркулируют в каменноугольно - нижнепермском водоносном комплексе (С₁v - P₁) согласно гидрогеологической стратификации разреза осадочных пород Тимано - Печорской нефтегазоносной провинции и, в частности, разреза Усинского месторождения.

Пластовые воды этого комплекса представляют собой рассолы хлор-кальциевого типа по классификации В. А. Сулина с общей минерализацией, изменяющейся в диапазоне 43,598 - 96,881 г/л, плотностью от 1,0323 до 1,0770 г/л и преобладанием в солевом составе хлоридов натрия (327,65 -1196,20 мг-экв/л) и кальция (200,00 - 560,00 мг-экв/л).

2.1 Технология и характеристика системы сбора и подготовки продукции скважин на промысле

В ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» сбор и промысловая подготовка нефти осуществляется на Усинском, Возейском, Верхне-Возейском, Харьягинском, Леккерском и Суборском, Южно-Шапкинском, Осваньюрском, Пашшорском и Верхне-Грубешорском месторождениях.

Нефть продуктивных горизонтов Усинского месторождения относится к категории высоковязких, тяжелых, малосернистых, парафинистых нефтей с температурой застывания, соответственно, -19 и -20 ⁰С.

Вследствие этого возникают серьезные осложнения из-за парафинизации выкидных линий и нефтесборных коллекторов при их эксплуатации.

Продукция, добываемая из скважин Усинского месторождения поступает по нефтепроводу на групповую замерную установку «Спутник», (приложение А) после чего подается на дожимную насосную станцию, на которой осуществляется первая ступень сепарации при давлении 0,5-0,6 МПа, а также предварительный сброс поступившей воды.

Дожимная насосная станция (ДНС) включает в себя следующий комплекс сооружений:

• площадку сепараторов и буферных емкостей;

• насосную станцию;

• узел замера объема нефти;

• насосный блок откачки промстоков;

• подземную дренажную емкость;

• факельное сооружение и блок вспомогательных сооружений;

• установку предварительного сброса воды и очистные сооружения пластовых и сточных вод;

• резервуар для нефти.

На центральном пункте сбора подготовка нефти осуществляется в соответствии со следующими требованиями, содержание воды не более 1 %, солей – не более 900мг/л и взвешенных частиц – не более 0,05 %.

Пластовая вода, после предварительного сброса на установке и прохождения очистных сооружений по водоводам высокого давления подается для закачки в пласт.

Система подготовки продукции скважин включает две ступени сепарации с последующей осушкой и отдувкой газа перед подачей его потребителю; включает также блоки обессоливания и обезвоживания.

Наличие сероводорода в нефти Усинского месторождения может привести к активной коррозии труб системы сбора продукции. В связи с этим предлагается осуществить от скважины надземную прокладку выкидных линий и нефтесборных коллекторов в теплоизоляции с тем, чтобы можно было легко произвести замену поврежденных труб. В качестве альтернативы, на усмотрение недропользователя, предлагается использование труб с внутренним покрытием, или пластиковых, срок службы которых более 25 лет.

Раздельное извлечение газа из скважин не предусматривается. Попутный газ совместно с нефтью по нефтепроводу транспортируется до ДНС, затем продукция поступает на ЦПС Усинского месторождения, где происходит сепарация, после чего часть газа поступает на печи подогрева нефти, а остальная часть поступает на выкидную линий, где происходит его сжигание на факеле.