2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 1. Финансовый профиль проекта

Рис. 2. Внутренняя норма доходности (прибыльности) проекта

Таблица 2

Основные показатели оценки коммерческой эффективности инвестиционного проекта

На основании вышеизложенного можно сделать выводы:

1)поскольку ЧДД (NPV) = 69588 > 0; ИД (PI) = 1,46 > 1, проект строительства трубопровода транспорта ПНГ «ГКС «Гожан» – ГКС «Куеда» может быть принят;

2)поскольку срок окупаемости ремонтных работ составляет 6 лет при сроке полезного использования газопровода 25 лет, данный проект является актуальным

ивесьма привлекательным для потенциальных инвесторов и кредиторов;

3)внутренняя норма доходности составляет 15,3 %, что говорит о том, что стоимость заемных средств не должна превышать 15,3 %, в противном случае ЧДД будет меньше или равным нулю, т.е. проект будет неэффективен.

241

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ

Ф.Ф. Мамедов

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор Т.Ш. Салаватов Азербайджанская государственная нефтяная академия

Рассмотрено применение тепловых методов для воздействия на призабойную зону пласта. Разработана, создана и испытана тепловая труба для реализации технологического процесса в скважине.

Ключевые слова: тепловая трубка, тепловые методы, призабойная зона пласта.

Методы теплового воздействия на пласт можно разделить на два класса: методы теплового воздействия на призабойную зону скважин и методы теплового воздействия на пласт с целью повышения коэффициента извлечения нефти из недр.

Методы теплового воздействия на призабойную зону скважин могут применяться наиболее эффективно, по-видимому, в тех случаях, когда проницаемость пласта в этой зоне или свойства нефти в ней существенно ухудшены по сравнению с удаленными зонами пласта в связи с отложениями парафина, смол и т.п. Тепловые методы воздействия на призабойную зону скважин должны рассматриваться главным образом как методы интенсификации добычи нефти, а не увеличения нефтеотдачи пластов [1].

Эффективность процесса теплопередачи пласта для нагрева призабойной зоны может быть повышена за счет использования тепловой трубы [2]. Принцип работы тепловой трубы заключается в следующем. Обыкновенная тепловая труба представляет собой закрытую с обеих сторон трубу или камеру разнообразной геометрической формы, внутренняя поверхность которой выложена капил- лярно-пористым фитилем. Фитиль заполнен рабочей жидкостью, так называемым теплоносителем, а остающийся объем трубы заполнен паровой фазой теплоносителя. В закрытой с обеих сторон трубке находится в нижней части нагреваемый теплоноситель. Обычно здесь используется вода. Вода имеет высокую теплоемкость, нижнюю температуру кипения и другие теплофизические свойства. С нижней части трубы передается тепло. Тепло, поступающее от внешнего или внутреннего источника тепла к испарителю, вызывает испарение теплоносителя на этом участке трубы. Нагреваясь, вода превращается в пар, который поднимается в верхнюю более холодную часть тепловой трубы [3]. При этом поглощается большое количество теплоты, требуемое для перехода воды из жидкого состояния в газообразное. В результате постоянного испарения количество жидкости уменьшается и поверхность раздела фаз жидкость – пар сдвигается внутрь поверхности фитиля, что вызывает возникновение здесь капиллярного давления. Это капиллярное давление заставляет сконденсировавшуюся жид-

242

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

кость возвращаться обратно в испаритель для последующего испарения. При такой организации процесса теплопередачи эффективность его в гораздо выше, чем обычным способом [4]. Данный способ может быть использован, например, для прогрева битуминозных пород [2].

С учетом вышеизложенного нами разработана, создана и испытана тепловая труба для реализации технологического процесса в скважине. Общий вид тепловой трубы показано на рисунке.

Рис. Тепловая труба с внутренним электрическим нагревателем и тепловым резервуаром: 1 – металлической трубы; 2 – U-образный термоэлектрический нагреватель; 3 – рабочий агент (тепловой резервуар); 4 – ребра; 5 – фитиль; 6 – камера испарения; 7 – отверстии для конденсата; 8 – конденсат;

9 – направляющий конденсата; 10 – электрический кабель; 11 – крючок; 12 – электрический трансформатор; 13 – электрический щит

Ниже приводятся результаты продолжительных испытаний тепловой трубы, а также зависимости температуры зоны испарения, адиабатической зоны и зоны конденсации от величины напряжения термоэлектрическом нагревателе, которые приведены в таблице.

243

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Список литературы

1.Бернштейн М.А. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта; ВНИИОЭНГ. – М., 1971. – 325 с.

2.Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта; Институт компьютерных исследований. – Москва; Ижевск, 2005. – 280 с.

3.Чи С. Тепловые трубы. Теория и практика / пер. с англ. В.Я. Сидорова. – М.: Машиностроение, 1981. – 207 с.

4.Дан П.Д., Рей Д.А.. Тепловые трубы. – М.: Энергия, 1977. – 272 с.

244

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Д.А. Мартюшев

Научный руководитель – канд. техн. наук, профессор В.А. Мордвинов Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Рассмотрены методики определения естественной раскрытости трещин карбонатных коллекторов Пермского края с помощью вероятностно-статистических и гидродинамических методов исследования (КВД, гидропрослушивание). Погрешность результатов, полученных с помощью применения различных методов, составляет не более 5 %, что указывает на точность, достоверность рассмотренных методик и возможность их применения для оценки трещиноватости карбонатных коллекторов.

Ключевые слова: карбонатный коллектор, раскрытость трещин, гидродинамические исследования скважин, вероятностно-статистические методы, гидропрослушивание.

На территории Пермского края значительная доля добываемой нефти приходится на залежи, представленные карбонатными коллекторами. Как известно, карбонатные коллекторы характеризуются сложностью строения и зачастую естественной трещиноватостью.

Для определения трещиноватости карбонатных горных пород на начальных стадиях разработки нефтяных месторождений возможно использование вероят- ностно-статистических методов. Для этого анализируются два показателя разработки: начальный дебит скважин и накопленная добыча нефти (рис. 1). Данные графики характеризуют изменение трещиноватости коллектора, т.е. максимальные дебиты и накопленная добыча на начальном этапе разработки будут в пределах участков интенсивной трещиноватости.

Рис. 1. Частотные графики распределения накопленной добычи нефти по скважинам: а – Озерное месторождение; б – Уньвинское месторождение

245

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Данные, полученные вероятностно-статистическими методами, подтверждаются другими методиками оценки средней раскрытости естественных трещин. Одним из методов, подтверждающих, что данный коллектор является трещиноватым, является вид обработанной кривой реагирования на пуск и остановку возмущающей скважины. Стоит отметить, что обработанная кривая имеет вид, характерный для теоретического распределения пьезопроводности. Обработка кривых гидропрослушивания, полученных в сравнительно однородных пластах (в большинстве случаев это терригенные коллектора), дает постоянное значение пьезопроводности. И это обстоятельство позволяет утверждать, что коллектор является трещиноватым.

По данным гидродинамических исследований скважин, применяя методику Уоррена-Рута, возможно оценить среднюю раскрытость естественных трещин [1]. Для скважин, эксплуатирующих коллектор с естественной трещиноватостью, на КВД выделяются две параллельные линии с запаздыванием одной относительно другой. Разница во времени между параллельными линиями зависит от относительной емкостной характеристики трещин, а период неустановившегося давления между линиями является функцией коэффициента перетока λ между матричными блоками и трещинами пласта. Наклон параллельных линий характеризует фильтрационную способность трещин, не зависящую от фильтрационных свойств матричных блоков. По Маговскому месторождению (Т-Фм залежь) на основе вышеизложенной методики построены карты раскрытости трещин (рис. 2). Результаты, полученные по методике Уоррена-Рута, сопоставлены с данными, рассчитанными по формулам Ф.И. Котяхова и Парка-Джонсона (закачка индикаторов в нагнетательные скважины). Значения, полученные в результате расчета по трем методикам, показывают практически одинаковые результаты раскрытости трещин (расхождение не превышает 5 %), что указывает на достоверность и точность предложенных методик.

По Маговскому месторождению Т-Фм залежи проанализировано снижение пластового и забойных давлений и их влияние на коэффициент продуктивности скважин [2]. Для скв.15 (ввод в 1999 г.), скв. 13 и 16 (2003 г.) Маговского месторождения показано изменение Кпрод по мере снижения Рзаб при увеличении депрессии на пласт (рис.3). При снижении забойных давлений до Рнас коэффициент продуктивности скв. 15 уменьшился в 3,5 раза, скв.13 – в 5,4 раза. Последующее снижение Рзаб до 0,75 Рнас привело к дальнейшему уменьшению Кпрод соответственно в 2,9 и 1,6 раза. Очевидно, что наибольшее влияние на снижение Кпрод этих скважин при Рзаб > Рнас оказали деформационные процессы в залежи в условиях повышенных эффективных давлений (Рэф), высокая кратность снижения Кпрод указывает на определяющую роль смыкания естественных трещин, особенно в призабойных зонах по мере роста Рэф.

Также стоит отметить значительное влияние давлений на радиус зоны дренирования пласта скважиной: снижение забойного и пластового давления приводит к его уменьшению и, как следствие, ведет к неполной выработке запасов нефти по залежи [3].

246

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 3. Зависимость Кпрод от Рзаб/Рнас для скважин Маговского месторождения

Таким образом выполненные с использованием фактического промыслового материала расчеты позволили установить следующее:

♦карбонатные коллекторы нефтяных месторождений севера Пермского края характеризуются естественной трещиноватостью;

♦у коллекторов трещинно-порового типа имеет место многократное уменьшение коэффициентов продуктивности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений, что связано с деформациями коллектора (смыкание естественных трещин);

♦ разработка залежей такого типа должна осуществляться одновременно с организацией поддержания пластового давления на самых ранних стадиях процесса извлечения нефти;

247

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

♦ точность, достоверность и возможность использования каждой из перечисленных методик для определения зон интенсивной трещиноватости и раскрытости трещин.

Список литературы

1.Черепанов С.С., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Оценка фильтрационноемкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 62–65.

2.Мартюшев Д.А., Мордвинов В.А. Изменение дебита скважин нефтегазоконденсатного месторождения при снижении пластовых и забойных давлений // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 67–69.

3.Мартюшев Д.А., Чумаков Г.Н. Оценка размеров зон дренирования скважин по данным гидродинамических исследований // Нефть, газ и бизнес. – 2013. –

№11. – С. 46–48.

248

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ КЫРТАЕЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

И.Н. Меньшикова

Научный руководитель – канд. техн. наук С.М. Дуркин Ухтинский государственный технический университет

Представлен анализ эффективности разработки Кыртаельского нефтегазоконденсатного месторождения. Для прогнозирования показателей разработки была создана математическая модель трехфазной фильтрации в гидродинамическом симуля-

торе Tempest More компании ROXAR.

Ключевые слова: нефтегазоконденсатные месторождения, геолого-техничес- кие мероприятия, методы повышения нефтеотдачи, показатели разработки залежи, численное моделирование.

На современном этапе развития нефтегазодобывающей промышленности все чаще стали проявляться проблемы, связанные с добычей углеводородов. Большинство месторождений находятся на завершающей стадии разработки, что обусловлено замедлением темпов роста добычи нефти. Нерациональное использование имеющихся запасов приводит к увеличению объемов невыработанной части этих запасов. Также наблюдается рост обводненности на разрабатываемых месторождениях.

На территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции располагается большое количество нефтегазоконденсатных месторождений. Одним из таких является Кыртаельское нефтегазоконденсатное месторождение.

Основной объект разработки – газоконденсатнонефтяная залежь в старооскольских отложениях D2st. Нефть залежи легкая, плотностью 835 кг/м3, маловязкая – 1,07 мПа·с, высокопарафинистая, с содержанием серы 0,3 %.

Анализируя проведенные геолого-технические мероприятия (ГТМ) в период разработки с 2009 по 2012 г., можно отметить, что более 70 % ГТМ составляет гидравлический разрыв пласта (ГРП). Приоритет данного мероприятия обусловлен тем, что ГРП дает мгновенный положительный результат, а именно: увеличивается добыча нефти и снижается обводненность продукции. Но так как разработка месторождения представляет собой длительный процесс, то в перспективе проведение большого объема ГРП может привести к отрицательному эффекту.

Таким образом, при необходимости проведения ГТМ для поддержания проектного уровня добычи следует рассмотреть альтернативные методы повышения нефтеотдачи. Например, закачка кислотных растворов или растворов, содержащих поверхностно-активные вещества, в призабойную зону пласта. Применение данных методов позволило бы предотвратить увеличение обводненности продукции.

В данной статье представлены результаты прогнозирования показателей разработки залежи без проведения геолого-технических мероприятий, с применением

249

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

гидроразрыва пласта, а также при закачке кислотных растворов. Прогнозирование проводилось на секторе пласта старооскольской залежи (D2st).

Гидродинамическая сетка модели представляет собой массивную залежь с размерами ячеек 50 м по оси Х, 50 м по оси Y и 10 м по оси Z. Количество ячеек 51, 45 и 21 по оси X, Y и Z соответственно.

Коллекторские свойства пласта задавались в модели в виде массивов (массив пористости и массив проницаемости) в каждой ячейке. Массивы задавались с помощью данных геофизических исследований в скважинах, расположенных на выбранном элементе залежи D2st Кыртаельского месторождения. Расчет значений пористости и проницаемости в ячейках между скважинами проводился методом линейного интерполирования. Также был задан коэффициент сжимаемости породы, единый для всей модели.

Свойства насыщающего модель флюида были заданы основными параметрами: плотность нефти в поверхностных условиях, плотность газа относительно воздуха, плотность воды в поверхностных условиях и газовый фактор. Исходя из этих данных в гидродинамическом симуляторе были построены таблицы PVT свойств нефти и газа с помощью корреляций.

Фазовые проницаемости для нефти и воды и коэффициент вытеснения нефти водой определены в лабораторных условиях. Фазовые проницаемости в системе газ – нефть не определялись и настраивались по имеющимся фактическим замерам газового фактора.

При инициализации модели, т.е. при определении начального состояния модели, использовалась неравновесная инициализация. Такого рода определение начального состояния модели позволяет задавать вручную насыщенность гидродинамической системы. Таким образом, с помощью матриц были заданы пластовое давление, пластовая температура, давление насыщения и коэффициенты газо- и водонасыщенности для каждой ячейки. Массивы газо- и водонасыщенности строились аналогично массивам пористости и проницаемости.

В реальности Кыртаельское месторождение разрабатывается трехрядной сеткой скважин с применением системы ППД. Расстояние между забоями скважин составляет 450 м. Соответственно, на модели элемента старооскольской залежи также использовалась трехрядная сетка. Всего на модели было размещено 25 скважин – 20 добывающих и 5 нагнетательных. Для них были установлены следующие технологические режимы и ограничения: Qн = 50 м3/сут и Pз = 11 МПа.

Все расчеты показателей разработки проводились на период 5 лет с шагом 1 месяц.

Поскольку текущее пластовое давление (23,7 МПа) в залежи ниже давления насыщения нефти газом (27,3 МПа), то при отборе углеводородов происходит снижение пластового давления, что вызывает интенсивное разгазирование нефти и прорыв газа к добывающим скважинам. В результате наблюдается сильное падение пластового давления. Применяемая на месторождении система поддер-

250