1535

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ОЦЕНКА ВЕРОЯТНОСТИ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ В ПЛАСТ

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Г.Н. Чумаков

Научный руководитель – д-р геол.-мин. наук, профессор С.В. Галкин Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Приведен анализ разработки эксплуатационных объектов с циклической закачкой жидкости в пласт и выполнен расчет технологической эффективности применения данного метода ПНП. При последующем статистическом анализе полученных результатов выявлены геолого-технологические показатели, в наибольшей степени влияющие на эффективность реализации циклической закачки, и получены прогнозные модели, позволяющие оценить вероятность получения положительного эффекта от ее внедрения на месторождениях ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

Ключевые слова: циклическая закачка, коэффициент охвата вытеснением, характеристики вытеснения, линейнаядискриминантная функция, статистическая модель.

Поддержание пластового давления (ППД) путем закачки воды в пласт на сегодняшний день является основным методом повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Вместе с тем опыт применения стационарного заводнения показывает, что полнота охвата пластов заводнением и конечная нефтеотдача резко снижаются при увеличении степени неоднородности разрабатываемых объектов [1].

Одним из эффективных методов увеличения полноты охвата пласта заводнением в условиях послойно неоднородных пластов является метод циклической закачки жидкости. Суть метода заключается в том, что для застойных зон путем изменения объемов нагнетания воды в скважины искусственно создается нестационарное давление. Это способствует проникновению воды в области пласта, которые ранее не поддавались воздействию [2].

Эффективность применения циклической закачки зависит от конкретных геолого-технологических условий разработки эксплуатационных объектов [3]. Исходя из этого целью работы является получение статистической модели оценки вероятности эффективного применения циклической закачки с учетом опыта

ееприменения.

Вкачестве объекта исследования рассматриваются нефтяные месторождения Пермского края, разрабатываемые ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".

На сегодняшний день ППД осуществляется более чем на 150 объектах нефтяных месторождений Пермского края. Действующими проектными документами на разработку месторождений планируется организация системы ППД еще более чем на 200 объектах.

При анализе базы месячных показателей добычи нефти и закачки воды из 182 эксплуатационных объектов, на которых применялась ранее или действует на сегодняшний день система ППД, выделен 31 объект, на которых закачка продолжительное время осуществлялась циклически с полупериодом закачки/простоя более 1 месяца.

331

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Технологическая эффективность применения нестационарного заводнения по выделенным объектам определялась по двум методикам.

Методика 1 предполагает построение характеристики вытеснения (ХВ) Максимова в модернизированных координатах, по характеру отдельных участков которой делается вывод об эффективности воздействия [4].

Методика 2 предполагает построение графика зависимости удельного дебита скважин по нефти (годовая добыча нефти, приходящаяся на одну скважину общего фонда) от КИН и анализа динамики удельного дебита в рассматриваемых координатах [5].

Использование ХВ Максимова в модифицированных координатах предполагает построение зависимости текущего коэффициента извлечения нефти (КИН) от натурального логарифма накопленной добычи воды, отнесенной к НГЗ, приведенным к пластовым условиям в объемных единицах (ln (∑Qв/[НГЗ]V, пл). Более крутой наклон графика, тангенс которого соответствует отношению ∆КИН/∆ln (∑Qв/[НГЗ]V,пл), свидетельствует о более благоприятном процессе вытеснения, а технологический эффект определяется относительным приростом тангенса угла наклона ХВ

δ = tgαцикл − tgαДО .

Технологический эффект от циклического заводнения по методике 2 оценивается по относительному изменению угла падения удельного дебита скважин по нефти относительно оси абсцисс . Применение циклической закачки считается эффективным в случаях уменьшения угла наклона βцикл или при росте удельного дебита скважин по нефти. Однако математической обработке при использовании методики 2 поддаются только случаи с уменьшением угла снижения удельного дебита скважин по нефти. В результате количество объектов при статистическом анализе по методике 2 сократилось до n = 21.

Для исключения влияния на результаты статистического анализа аномально высоких положительных и отрицательных эффектов от применения циклического воздействия в статистическом анализе максимальная оценка прироста δ и γ ограничивалась величиной ±0,50 д.е. (±50 %). С учетом этого средние величины приростов по методикам 1 и 2 следующие:

δ= 0,160±0,324 при n = 31,

γ= 0,128±0,223 при n = 21.

Для установления количественных характеристик оптимальных условий применения метода рассмотрены следующие геолого-технологические показатели: величина НИЗ, общий фонд скважин, вязкость нефти в пластовых условиях (µн), тип коллектора, коэффициент расчлененности (Красч), средняя эффективная нефтенасыщенная толщина (hн), средняя толщина нефтенасыщенного пропластка (hн/Красч), степень выработки НИЗ (η), обводненность скважинной продукции (w), накопленная компенсация отбора жидкости закачкой (∑К), соотношение нагнета-

332

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

тельных и добывающих скважин, амплитуда циклической закачки по компенсации и вид циклической закачки.

При статистическом анализе эксплуатационные объекты разделены в зависимости от относительных приростов δ и γ на классы:

–с приростом менее 3 % – 10 и 9 объектов, соответственно по методикам 1 и 2;

–сприростомболее 3 % – 21 объект по методике 1 и12 объектовпо методике 2. По каждому рассмотренному геолого-технологическому показателю прове-

дено статистическое сравнение величин в пределах выделенных классов. Значимые статистические различия в классах эксплуатационных объектов с наличием и отсутствием технологического эффекта для обеих методик установлены для пока-

зателей µн, η, hн/Красч, ∑К. Для ХВ Максимова – также для показателя w.

С целью установления комплексного влияния информативных показателей на эффективность циклической закачки применен линейный дискриминантный анализ (ЛДА). В результате получены линейные дискриминантные функции (ЛДФ), которые разделяют объекты на классы по наличию технологического эффекта от циклической закачки жидкости:

– для методики 1

при R = 0,50;

– для методики 2 при R = 0,69.

В целом при применении метода ЛДА верно распознаются 7 из 10 объектов (70 %) без технологического эффекта и 17 из 21 (81 %) с технологическим эффектом по методике 1; по методике 2 – все 9 объектов (100 %) без технологического эффекта и 9 из 12 (75 %) – с технологическим эффектом. Объекты, неверно распознанные ЛДФкак малоперспективные, имеют невысокие приросты δ иγ от3,6 до 10,4 %.

Для перехода к вероятностным оценкам эффективности циклической закачки жидкости построены графики зависимости вероятности получения положительного технологического эффекта от расчетных характеристик Z1 и Z2 (рисунок).

Рис. Вероятностная оценка наличия технологического эффекта циклической закачки от расчетных ЛДФ: а – по методике 1; б – по методике 2

333

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

С использованием представленных графиков по результатам расчета ЛДФ по обеим методикам рассчитываются вероятности получения положительного технологического эффекта при применении циклической закачки жидкости в определенных геолого-технологических условиях эксплуатации. Окончательный вывод о перспективности применения нестационарного заводнения делается по осредненной величине вероятности получения положительного технологического эффекта P(Z).

Полученные вероятностные модели применяются для прогноза эффективности реализации циклической закачки на эксплуатационных объектах ООО «ЛУ- КОЙЛ-ПЕРМЬ», для которых в настоящее время реализовано стационарное заводнение (за исключением объектов, на которых ранее осуществлялась циклическая закачка). Из 73 проанализированных в работе эксплуатационных объектов к высокоперспективным и перспективным для применения циклической закачки отнесены 52 с P(Z) более 0,6.

Список литературы

1.Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

2.Сургучев М.Л., Щарбатов И.Н. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М.: Недра, 1988. – 121 с.

3.Сургучев М.Л., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклическое воздействие на нефтяные пласты. – М.: Недра,

1975. – 184 с.

4. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Мин. энергет. РФ. –

М., 2002. – 59 с.

5. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений; ООО

«Недра-Бизнесцентр». – М., 2000. – 516 с.

334

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Л.К. Шайдуллин, П.Д. Шушков

Научный руководитель – доцент Д.М. Гумерова Альметьевский государственный нефтяной институт

Рассматриваются условия и причины формирования стойких водонефтяных эмульсий при добыче обводненной нефти Ромашкинского месторождения Республики Татарстан. В работе представлены результаты и анализ влияния температуры и дисперсности на реологические свойства нефтей Пашийского горизонтов Ромашкинского месторождения.

Ключевые слова: водонефтяные эмульсии, реологические свойства, дисперсность эмульсии, динамическая вязкость эмульсии, тиксотропные свойства нефти.

Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вносит значительно осложняет добычу, сбор и подготовку товарной нефти. При подъеме обводненной нефти от забоя до ее устья и дальнейшем движении по промысловым коммуникациям происходит непрерывное перемешивание нефти с водой, сопровождаемое образованием водонефтяных эмульсий, обладающих высокими значениями вязкости и стойкости к разрушению. Стойкость эмульсии определяется в основном размерами капель, прочностью бронирующих оболочек, возникающих на их поверхности в результате адсорбции асфальтосмолистых веществ и парафинов на границе раздела фаз нефть–вода и флотации капельками воды частиц механических примесей.

Решающими факторами, определяющими степень дисперсности эмульсий при совместном движении воды и нефти, являются скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштаб пульсации. Уменьшение размера частиц при одинаковой концентрации дисперсной фазы приводит к увеличению вязкости системы [1].

Скорость потока при движении водонефтяной смеси меняется в широких пределах. Особенно большие ее изменения, а следовательно, дисперсность эмульсий в скважине во многом зависят от способа добычи нефти.

При фонтанном способе, характерном для начального периода эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости из скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения растворенных газов, что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой. В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же, что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воздух, закачиваемый иногда вместо газа в скважину, который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальтосмолистых веществ [2].

335

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

При добыче нефти УШГН эмульгирование происходит в цилиндре насоса, подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании электропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса и подъемных трубах. Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период работы скважин из-за обрывов штанг в установках СШН, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружного электродвигателя. Вцелом МРП скважин может снизиться в два и более раз.

Наименее стойкие эмульсии формируются при использовании винтовых насосов, наиболее стойкие – при применении ЭЦН. СШН занимают промежуточное положение, но их использование со скребками-центраторами увеличивает вязкость эмульсии в 20 раз [2].

В рамках данной работы проведены эксперименты по исследованию влияния температуры, дисперсности и интенсивности нагрузки на реологические характеристики эмульсионной нефти на примере Ромашкинского месторождения Республики Татарстан. Обводненность эмульсии составляет 73 %, содержание парафина – 3,5 мас. %, асфальтенов – 7,2 мас. %, смол – 15,5 мас. %.

С целью изучения влияния дисперсности на изменение реологических характеристик нефтяных эмульсий определяли вязкость и дисперсность пробы данной эмульсии до и после перемешивания в течение 30 мин (скорость вращения мешалки – 600 об/мин). Все исследуемые жидкости перед началом измерений длительное время хранились при комнатной температуре (20 °С).

Далее были проведены измерения реологических характеристик эмульсий с различной дисперсностью ротационным вискозиметром Rheotest RN4.1, оборудованным термостатом. Результаты исследований влияния температуры и дисперсности эмульсионной нефти на вязкость представлены на рис. 1.

Рис. 1. Влияние дисперсности и температуры на вязкость эмульсии Ромашкинского месторождения при скорости сдвига 500 с–1

336

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Из рис. 1 видно, что наибольшее влияние дисперсности капель эмульсии на ее вязкость проявляется в интервале температур 5–30 °С при одной и той же скорости сдвига. В этом интервале вязкость диспергированной эмульсии возрастает в 2,1–3,39 раза. Для больших температур увеличение вязкости вследствие повышения степени дисперсности также существенно. При дальнейшем повышении температуры разность между вязкостями, вызванная различной степенью дисперсности, уменьшается, а при температуре 80 °С становится минимальной. Так, при температуре 5 °С разница между вязкостями эмульсии до и после перемешивания составила 266,7 мПа с, при 20 °С – 72,76 мПа с, а при 80 °С она уменьшилась до 7,81 мПа с.

Опытные зависимости вязкости от температуры и градиента скорости приведены в таблице.

Влияние температуры и дисперсности на динамическую вязкость эмульсии при различных скоростях сдвига

Характер изменения вязкости с увеличением температуры при всех градиентах скорости сдвига одинаков за исключением скорости сдвига 10 с–1. После перемешивания пробы при уменьшении скорости сдвига с 500 до 10 с–1 в интервале температур от 50 до 5 °С происходит увеличение вязкости эмульсии. Так, при температуре 20 °С рост изменения вязкости происходит с 72,76 до 426,3 мПа с

(в 5,9 раза), при 15 °С – с 92,5 до 398 мПа с (в 4,3 раза).

Таким образом, анализы опытных данных свидетельствуют, что при одинаковом влагосодержании увеличение степени дисперсности сопровождается ухудшением реологических свойств нефтяной эмульсии при всех значениях градиента скорости сдвига.

Далее проведены исследования тиксотропных свойств водонефтяных эмульсий, связаных со снятием кривой гистерезиса. В результате на графике зависимости напряжения сдвига от градиента сдвига между прямой и обратной кривой получают площадь, являющуюся мерой величины тиксотропности.

Из рис. 2 видно, что реологические свойства сильно зависят от температуры. Уже небольшое повышение температуры может привести к непропорциональному снижению вязкости. Для нефти Ромашкинского месторождения наиболее яркое проявление тиксотропных свойств наблюдается в интервале температур от 5 до 15 °С. При дальнейшем повышении температуры проявление тиксотропных свойств не наблюдается.

337

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 2. Реологические кривые прямого и обратного хода (петля гистерезиса) нефти Ромашкинского месторождения

На реологические свойства нефтей влияет целый ряд факторов. К ним относятся температура и давление, а также интенсивность нагрузки и ее длительность. Интенсивность нагрузки, выражаемая через градиент среза или прохождение режимов по градиенту сдвига, для многих реальных жидкостей имеет решающее значение для вязкости.

Полученные экспериментальные данные имеют большое теоретическое и практическое значение для правильного выбора насоса, скребков для удаления парафина, оптимального технологического режима работы скважины. Своевременное и грамотное применение мер по уменьшению интенсивной диспергации нефтяных эмульсий может значительно снизить затраты на дальнейшую подготовку и перекачку нефти.

Список литературы

1.Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. – Казань: ФЭН. 2000. – 416 с.

2.Трубопроводный транспорт нефти и газа: учебник для вузов / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудрой [и др.]. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра,

1988. – 368 с.

3. Шигапова Р.Б., Тронов В.П. Влияние конструкции глубинных насосов на состояние эмульсии, поступающей от забоя скважины на устье // Нефтегазовое хозяйство. – 2008. – № 9.

338

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВИБРОВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ОТБОРОВ НЕФТИ

А.А. Щербаков

Научный руководитель – канд. техн. наук М.С. Турбаков Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов позволяет снижать фильтрационные сопротивления в призабойной зоне пласта, стабилизировать добычу и наиболее эффективно разрабатывать находящиеся на завершающей стадии месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти. С целью совершенствования и интенсификации отборов нефти, снижения затрат за счет увеличения эффективности обработки призабойной зоны пласта и наработки на отказ скважинного глубинного насосного оборудования разработано устройство виброволнового воздействия, позволяющее проводить обработку призабойной зоны пласта без подъема колонны насосно-компрессорных труб.

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, призабойная зона пласта, виброволновое воздействие, осложнения при добыче нефти.

Эффективность разработки нефтяного месторождения существенно зависит от состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) – области, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно при температурах и давлениях, отличных от начальных. ПЗП является фильтром, в котором откладываются различные углеводородные компоненты (асфальтены, смолы, парафины и др.) и соли, образующиеся в результате нарушения термодинамического равновесия [1–4].

Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов позволяет снижать фильтрационные сопротивления в ПЗП, стабилизировать добычу и наиболее эффективно разрабатывать находящиеся на завершающей стадии месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Одним из эффективных методов увеличения нефтеотдачи пластов является виброволновое воздействие (ВВ), которое целесообразно проводить в скважинах c проницаемостью ПЗП ниже средней проницаемости по пласту или его удаленной зоны; c ухудшенными коллекторскими свойствами пласта; с низкой проницаемостью пород, но с высоким значением пластового давления. Хорошие результаты от ВВ наблюдаются в скважинах с пластовым давлением, близким к гидростатическому. ВВ на призабойную зону пласта заключается в том, что на забое скважины с помощью специального устройства формируются волновые возмущения среды в виде гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом возникают значительные перепады давления, воздействующие на свойства добываемой жидкости и горной породы, в которой образуются разрывы и микротрещины (то есть операция осуществляется так же, как гидроразрыв пласта, с использованием в основном того же оборудования).

В настоящее время известны устройства для ВВ: с циклическим воздействием на ПЗП (используется рабочая жидкость с добавлением поверхностно-

339

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

активных веществ); с корпусом, в котором концентрично установлен подпружиненный дифференциальный поршень, соединенный телескопическим соединением с обратным клапаном, снабженным седлом для его посадки; гидравлический вибратор золотникового типа, создающий колебания давления за счет периодического перекрытия золотником потока рабочей жидкости [5–7]. К недостаткам существующих устройств можно отнести следующие: при большой длине фильтра низкопроницаемая (закольматированная) зона пласта, как правило, остается незатронутой обработкой; отсутствует возможность устанавливать и извлекать устройство без подъема колонны насосно-компрессорных труб (НКТ); нельзя изменять частоту генерируемых импульсов без изменения ударных характеристик; воздействие на ПЗП можно осуществить только в процессе проведения ремонтных работ в скважине.

В Пермском национальном исследовательском политехническом университете с целью реализации программы развития «Национальный исследовательский университет» в 2009–2018 гг. разработано значительное количество новых технологий и устройств нефтедобычи [8–11]. Для совершенствования и интенсификации отборов нефти, снижения затрат за счет увеличения эффективности обработки ПЗП и наработки на отказ скважинного глубинного насосного оборудования разработано устройство виброволнового воздействия на призабойную зону пласта (заявка на патент Российской Федерации), преимущество которого заключается в наличии цилиндрического отверстия в донной части ствола, которое при необходимости провести ВВ ПЗП перекрывается шаром, сбрасываемым в потоке рабочей жидкости от устья скважины [12].

На стволе свободно вращается цилиндрический золотник, устанавливаемый на шариковых опорах, со щелевыми прорезями, выполненными в противоположном направлении к отверстиям в стволе под углом к образующей. Для снижения утечек рабочей жидкости используется кольцо, изготовленное из материалов на основе фторопласта. Жестко закрепленное на колонне насосно-компрессорных труб устройство спускается на забой скважины в начале эксплуатации. При перекрытии отверстия шаром рабочая жидкость начинает поступать в кольцевое пространство через щелевые прорези. Золотник начинает вращаться и перекрывает поток рабочей жидкости, в результате чего образуются гидравлические импульсы, которые сопровождаются увеличением давления, что приводит к резкому периодическому истечению жидкости из отверстий в шаре. Кроме этого, истечение жидкости из щелевых прорезей при вращении золотника создает циклические колебания в окружающей среде (жидкости). По окончании виброобработки шар с помощью обратной промывки скважины вымывается на поверхность. Скважина возвращается к нормальной работе.

Разработанное устройство повышает качество очистки ПЗП. Устройство устанавливается в начале эксплуатации и дает возможность проводить обработку ПЗП без подъема колонны насосно-компрессорных труб. Предлагаемое устройство обладает низкими себестоимостью и ресурсоемкостью по сравнению с зарубежными аналогами.

340