Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Таблица 1 Результаты реологических исследований водонефтяных эмульсий

101

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Проведен гидравлический расчет участка системы сбора (скважина – АГЗУ) одного из Пермских нефтяных месторождений с помощью программного продукта с использованием данных реологических исследований. В табл. 2 приведены исходные данные для проведения гидравлического расчета.

Руководствуясь регламентом проведения экспресс-анализа состояния системы сбора нефтяных месторождений с высокой обводненностью продукции скважин, принимается значение динамической вязкости ВНЭ, равное 200 мПа·с. По результатам проведенных гидравлических расчетов получаем среднее отклонение значений расчетных линейных давлений от фактических с использованием реологических исследований равно 6,1 %, а при экспресс-анализе этого же участка системы сбора – 13,8 %. Таким образом, использование результатов реологических

Таблица 2

Исходные данные для гидравлического расчета АГЗУ-1

исследований в математическом моделировании позволяет проводить более точные гидравлические расчеты фактического состояния системы сбора по сравнению с расчетами, выполняемыми по регламенту, в ходе экспресс-анализа состояния системы.

Список литературы

1.Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М.: Альянс, 2005.

2.Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств // Нефтегазовое дело. – 2005. – №. 1 – С. 21–30.

3.Романова Н.А. Методика построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в скважинах, оборудованных установками штанговых насосов // Нефтегазовое дело. – 2010. – № 1.

102

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА ОБЪЕКТАХ НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Д.И. Ганиев

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент Л.И. Гарипова Альметьевский государственный нефтяной институт

Объектами исследования являются Акташская и Ново-Елховская площади Ново-Елховского месторождения, на которых проводились мероприятия по внедрению боковых стволов с целью интенсификации добычи нефти. Проведен анализ фонда скважин с боковыми стволами и анализ продуктивности скважин, проанализирована технологическая и экономическая эффективность работы скважин.

Ключевые слова: боковой ствол, продуктивность скважин, характеристики вытеснения, гидродинамическое исследование скважин, фильтрационно-емкостные свойства, коэффициент извлечения нефти, метод увеличения нефтеизвлечения.

Акташская и Ново-Елховская площади Ново-Елховского месторождения ОАО «Татнефть» в настоящее время находятся на поздней стадии разработки, которая сопровождается ростом нерентабельного фонда скважин. Современные системы разработки не способны полностью выработать запасы нефти из продуктивных пластов данных площадей, так как немалое количество запасов находится в тупиковых зонах. Помимо этого, значительные запасы нефти находятся в сани- тарно-защитных зонах. Для выработки этих запасов на анализируемых площадях

с2002 г. началось внедрение боковых стволов (БС). Данная технология на сегодняшний день является наиболее эффективным и экономичным способом извлечения остаточных запасов нефти из водонефтяных и тупиковых зон с использованием ранее пробуренного фонда скважин, так как экономит порядка 60 % средств по сравнению с бурением новых скважин. Зарезка боковых стволов позволяет увеличить нефтеизвлечение пластов и фактически заменяет уплотнение сетки скважин, позволяя сохранить скважину и сэкономить затраты на ее освоение [1].

Для проведения анализа динамики продуктивности скважин с технологией БС проводился расчет коэффициента продуктивности на каждый месяц. Для этого использовался среднесуточный дебит скважин по жидкости, пластовые и забойные давления за 12 месяцев до и после внедрения технологии на скважины.

Вкачестве примера представлен график динамики продуктивности скважин

стехнологий БС Ново-Елховской площади (рис. 1).

Врезультате анализа было подведено, что только на 50 % из всех скважин

сэтой технологией происходит прирост коэффициента продуктивности по данным объектам. Объяснить такое значительное количество скважин, на которых наблюдается падение коэффициента продуктивности, можно тем, что основной задачей внедрения БС являлась «реанимация» старых обводненных скважин, долгое время находящихся в простое, в рентабельный фонд, а также уменьшение обводненности скважин, находящихся в рентабельном фонде, которая была решена.

103

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 1. Динамика коэффициентов продуктивности скважин с технологией БС

Расчет технологического эффекта после внедрения БС проводился по характеристикам вытеснения по различным методам [2]. Характеристики вытеснения лучше всего характеризуют эффективность применения ГТМ (рис. 2).

Рис. 2. Характеристика вытеснения методом Сазонова для скв. 534

Расчет дополнительной добычи по характеристикам вытеснения проводился для всех скважин Акташской и Ново-Елховской площадей. В результате по всем проанализированным скважинам наблюдается положительный технологический эффект в виде дополнительной добычи нефти. В среднем дополнительная добыча нефти по скважинам Акташской площади за 12 месяцев после внедрения БС составила 2329,38 т нефти, а по Ново-Елховской площади – 1934,33 т нефти.

Одним из пунктов данной работы является определение фильтрационноемкостных свойств пластов-коллекторов до и после внедрения БС с помощью интерпретации результатов ГДИС (рис. 3).

104

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 3. Кривая восстановления забойного давления скв. 534 до внедрения БС Ново-Елховской площади

Сравнительный анализ изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов показал, что на Акташской площади наблюдается существенное увеличение ФЕС пластов скважин. На Ново-Елховской площади также наблюдается увеличение ФЕС пластов, но в меньшей степени, чем на Акташской.

Также были проведены расчет и сравнение экономической эффективности внедрения бокового ствола на скважинах Акташской и Ново-Елховской площадей с учетом рассчитанного по характеристикам вытеснения объема дополнительной добычи нефти за 12 месяцев после зарезки стволов. Для расчета были выбраны по 8 скважин с технологией БС от каждой площади.

Рис. 4. Динамика изменения ЧДД от внедрения БС на Акташской и Ново-Елховской площадях

105

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Из рис. 4 видно, что чистый дисконтированный доход (ЧДД) для скважин Акташской площади составил на 33 223 тыс. руб. больше, чем для скважин НовоЕлховской площади. Также срок окупаемости для первого варианта наступает раньше на 7 месяцев. Но несмотря на это, для обоих объектов внедрение БС является экономически выгодным мероприятием и позволяет получить дополнительный доход. Индекс доходности дисконтированных затрат составляет 1,501 и 1,386 соответственно, что соответствует критериям ОАО «Татнефть».

В целом, как на Акташской, так и на Ново-Елховской площади внедрение технологии БС прошло успешно. По проделанным расчетам общий прирост добычи нефти за все время после внедрения по Акташской площади составил 49 669 т, а по Ново-Елховской – 60 964 т. Для дальнейшего роста дополнительной добычи нефти рекомендуется дальнейшее внедрение технологии в различных застойных зонах, в том числе на скв. 1447, 1479 и 3329 Акташской площади и скв. 202, 358 и 4523 Ново-Елховской площади.

Список литературы

1.РД 153-39.0-343-04. Регламент на строительство боковых стволов. – 2003.

2.Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных место-

рождений / ОАО «ВНИИОЭНГ». – М., 2011. – С. 253–256.

106

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

РАЗРУШЕНИЕ СТОЙКИХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ УЛЬТРАЗВУКОВЫМ МЕТОДОМ

Р.В. Дворецкас, Р.В. Дворецкас

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Д.В. Курагин

ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» Научный руководитель – канд. техн. наук, профессор В.А. Мордвинов

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Приведены результаты исследований по разрушению стойких водонефтяных эмульсий из промежуточных слоев, образующихся в процессе подготовки нефти. Установлена более высокая эффективность комбинированного ультразвукового и термохимического воздействия при разрушении эмульсии в сравнении с термохимическим методом.

Ключевые слова: обезвоживание, ультразвук, подготовка нефти, водонефтяная эмульсия, промежуточный слой, ловушечная нефть, деэмульгатор.

Процесс промысловой подготовки нефти может сопровождаться образованием так называемых промежуточных слоев между свободной нефтью и водой в технологических аппаратах и резервуарах. Образование и накопление на границе раздела фаз промежуточных эмульсионных слоев ведет к нарушению технологического процесса деэмульсации и водоподготовки, ухудшению качества товарной нефти и отделяемой воды.

Внастоящее время известны различные методы и способы разрушения водонефтяных эмульсий: химические, термические, электрические, механические и их комбинации. Наиболее распространенным является метод термохимического обезвоживания [1]. Разрушение стойких водонефтяных эмульсий в виде промежуточных слоев на современных установках промысловой подготовки нефти (УППН) характеризуется низкой эффективностью. Высокая устойчивость ловушечных водонефтяных эмульсий, формирующихся из промежуточных слоев, обусловлена содержанием в них стабилизирующих компонентов [2].

При существующих технологиях добычи и подготовки до 2 % добываемой нефти теряется в образующихся ловушечных и шламовых эмульсиях [3, 4]. Значительные объемы образования и накопления стойких водонефтяных эмульсий, экологические и экономические проблемы, связанные с этим, требуют совершенствования существующих и разработки новых технологий промысловой подготовки нефти. Целью исследования является оценка эффективности комбинированного ультразвукового и термохимического разрушения стойких эмульсий, образующихся в процессе подготовки нефти.

Врамках экспериментального исследования процесса разрушения промежуточных слоев изучены следующие способы воздействия: термический – нагрев; химический – применение реагента-деэмульгатора; промывка промежуточного

107

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

слоя уксусной кислотой; промывка газолином; ультразвуковое воздействие и комбинация методов. Исследования выполнены со стойкими ловушечными водонефтяными эмульсиями резервуара водоподготовки на УППН «Каменный Лог» ООО

«ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (табл. 1).

Таблица 1 Физико-химические свойства стойкой водонефтяной эмульсии

* Данные получены после пересчета результата анализа проб, выполненного на ми- ни-центрифуге СМ-4 в лаборатории испытательного центра ПСП «Каменный Лог».

Результаты исследования динамики разрушения промежуточного слоя при разных условиях термического воздействия приведены в табл. 2. Наиболее полное извлечение углеводородов за счет нагрева установлено при температуре 80 С и выдержке при этой температуре в течение 180 мин (15 об. %). В связи с ограниченными техническими возможностями применяемого ультразвукового оборудования лабораторные исследования методов разрушения стойких водонефтяных эмульсий в последующем осуществлялись на протяжении 60 мин при температуре до 60 С. Результаты сведены в табл. 3.

Таблица 2

Результаты и параметры экспериментов по термическому воздействию на стойкие водонефтяные эмульсии

Минимальная величина неразрушенного промежуточного слоя (5 %) зафиксирована в опыте № 12: в смесь, состоящую из водонефтяной эмульсии, уксусной кислоты и газолина в пропорциях 10:1:4 соответственно, введен деэмульгатор и осуществлена обработка ультразвуком в течение 60 мин при температуре 60 °С. Выход легких фракций в пересчете на объем исходной водонефтяной эмульсии таким методом составил 23,3 %. Положительный эффект ультразвукового воздействия связан с повышением дисперсности системы. Увеличение площади контакта фаз нефть – вода улучшает условия доставки реагента-деэмульгатора до границы раздела и способствует стимулированию процесса разрушения водонефтяных эмульсий.

108

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Таблица 3

Результаты и параметры экспериментов по разрушению стойких водонефтяных эмульсий*

* Частота ультразвука 40 кГц, удельная мощность 27,5 Вт/дм3; ** зафиксировано загрязнение стенки; *** в пересчете на объем исходной водонефтяной эмульсии.

109

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

По результатам лабораторных исследований и сравнительного анализа полученных данных обоснована возможность применения ультразвукового воздействия на стойкие водонефтяные эмульсии в комбинации с термохимическим воздействием. Данный способ позволяет более эффективно обеспечить разрушение водонефтяной эмульсии и увеличить глубину разделения водной и углеводородной фаз (см. табл. 3).

Таким образом, исследован способ разрушения стойких водонефтяных эмульсий, основанный на комбинации ультразвукового и термохимического воздействия. Установлено влияние параметров процесса на его эффективность, выявлен синергетический эффект комбинированного термохимического и ультразвукового воздействия.

Список литературы

1.Дияров И.Н., Башкирцева Н.Ю. Композиционные неионогенные ПАВ для комплексной интенсификации процессов добычи, подготовки и транспортировки высоковязких нефтей // Вестник Казан. технол. ун-та. – 2010. – № 4. – С. 141–158.

2.Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. – М.:

Недра, 1982. – 221 с.

3.Учаев А.Я. Разработка композиционных составов на основе ПАВ для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий: дис. … канд. техн. наук. – М., 2013. – 121 с.

4.Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Варианты полимерного заводнения залежи с высоковязкой нефтью // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазо-

вое и горное дело. – 2015. – № 14. – С. 39–51.

110