Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационные технологии разработки нефтяных месторождений. Учебное пособие
.pdf
бойной зоны пласта механическими примесями из раствора глушения, проникновение бурового раствора в пласт, образование
АСПО и т. д.);
− улучшение сообщаемости ствола скважины с призабойной
зоной;
− миниминизация напряжений в пласте;
− снижение скоростей, минимизация миграции тонкодис-
персных фракций.
При производстве ГРП должны быть решены следующие задачи:
− создание трещины гидроразрыва путем закачки специаль-
но подобранной жидкости ГРП;
− удержание трещины в раскрытом состоянии путем добав-
ления в жидкость гидроразрыва проппанта с зернами определенного размера и определенной прочности;
− удаление жидкости гидроразрыва для восстановления высо-
ких фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины;
− повышение продуктивности пласта.
Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по
объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и соответственно по размерам создаваемых трещин.
Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективное средство воздействия на призабойную
зону скважин. При этом бывает достаточным создание трещин
длиной 10–20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости
и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается в 2–3 раза.
В последние годы интенсивно развиваются технологии создания высокопроводящих трещин относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет
снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины.
Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвле-
81
чения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной
трещины при проницаемости пласта 0,01–0,05 мкм2 обычно составляет 40–60 м, а объем закачки – от десятков до сотен кубических метров жидкости и от единиц до десятков тонн проппанта.
Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, который позволяет вовлечь в разработку и повысить продуктивность
низкопроницаемых слоев.
Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов со сверхнизкой проницаемостью (менее 10-4 мкм2) в США, Канаде
и ряде стран Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. При этом создают трещины протяженностью 1000 м
и более с закачкой от сотен до тысяч кубических метров жидкости и от
сотен до тысяч тонн проппанта.
5.2. Применение гидравлического разрыва пласта
на российских месторождениях
В настоящее время ГРП широко применяется во всем мире
как в низкопроницаемых, так и в высокопроницаемых пластахколлекторах.
ГРП является одним из наиболее сложных видов работ в
нефтегазовой отрасли. Эта технология была впервые использована
в США в конце 40-х годов для приобщения к разработке пластов с
нарушенной проницаемостью возле ствола скважины и увеличения продуктивности скважин в низкопроницаемых коллекторах.
В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952
г. Основные центры по проведению ГРП были сосредоточены на
месторождениях Краснодарского края, Волго-Урала, Татарии (Ромашкинское и Туймазинское месторождения), Башкирии, Куйбышевской и Грозненской областей, Туркмении, Азербайджана, Дагестана, Украины и Сибири.
Гидроразрыв производился в основном для освоения нагнетательных скважин при внедрении внутриконтурного заводнения и в
некоторых случаях на нефтяных скважинах. Кроме того, метод
гидравлического разрыва использовался для изоляции притоков
подошвенных вод в скважинах с монолитными пластами; при этом
созданная в заранее выбранном интервале горизонтальная трещина гидроразрыва использовалась в качестве водоизолирующего
экрана. Массированный гидроразрыв не проводился. С оснащени-
82
ем промыслов более мощной техникой для закачки воды необходимость в широком проведении ГРП в нагнетательных скважинах
отпала, а после ввода в разработку крупных высокодебитных месторождений Западной Сибири интерес к гидроразрыву в отрасли
практически исчез. В результате с начала 70-х до конца 80-х гг.
в отечественной нефтедобыче гидроразрыв в промышленных масштабах не применялся.
Возрождение отечественного ГРП началось в конце 80-х гг. в
связи с существенным изменением структуры запасов нефти и газа.
Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для
внедрения крупномасштабных операций по проведению ГРП в
низкопроницаемых газоносных пластах на месторождениях Сибири (глубина – 2000–4000 м), Ставропольского (2000 – 3000 м) и
Краснодарского (3000–4000 м) краев, Саратовской (2000 м), Оренбургской (3000–4000 м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000–5000 м)) областей.
В нефтедобыче России большое внимание уделяют перспективам применения метода ГРП. Это обусловлено, прежде всего,
тенденцией роста в структуре запасов нефти доли запасов в низкопроницаемых коллекторах. Более 40 % извлекаемых запасов отрасли находится в коллекторах с проницаемостью менее 0,05 мкм2,
из них около 80 % – в Западной Сибири. К 2000 г. рост таких запасов по отрасли составил до 70 %. Интенсификация разработки малопродуктивных залежей нефти может быть осуществлена двумя
путями: уплотнением сетки скважин, требующим значительного
увеличения капитальных вложений и повышающим себестоимость
нефти, либо повышением производительности каждой скважины,
т. е. интенсификацией использования, как запасов нефти, так и самих скважин.
5.3. Факторы успешности операций гидравлического
разрыва пласта
Основными факторами, определяющими успешность ГРП, являются правильный выбор объекта для проведения операций, использование технологии гидроразрыва, оптимальной для данных
условий, и грамотный подбор скважин для обработки.
Принятие решения о проведении гидравлического разрыва
пласта в каждом конкретном случае осуществляется с учетом горно-геологических условий. Однако, как правило, при анализе гео-
83
лого-физических свойств потенциального объекта учитываются
следующие особенности:
– неоднородность пласта по простиранию и расчлененность
по толщине, обеспечивающие высокую эффективность гидроразрыва за счет приобщения к разработке зон и пропластков, не дренированных ранее;
– проницаемость пласта, которая обычно не должна превышать 0,03 мкм2 при вязкости нефти до 5 мПа·с и 0,03–0,05 мкм2
при вязкости нефти до 50 мПа·с (В пластах более высокой проницаемости эффективен локальный ГРП, который дает значительный
эффект в основном как средство обработки призабойной зоны.);
– толщина и выдержанность литологических экранов, отделяющих продуктивный пласт от газо- или водонасыщенных коллекторов, которая должна быть не менее 4,5–6 м;
– глубина залегания пласта, которая, как правило, не должна
превышать 3500 м и определяет требования к технологии ГРП,
в частности к прочности применяемого проппанта;
– запас пластовой энергии и эффективная нефтенасьпценная
толщина пласта, достаточные для значительного и продолжительного увеличения дебита скважин после гидроразрыва и, следовательно, обеспечивающие окупаемость затрат на проведение ГРП;
– выработанность извлекаемых запасов, которая, как правило,
не должна превышать 30 %.
Исследования в области технологии проведения гидравлического разрыва, посвященные прежде всего вопросам подбора проппанта и жидкости разрыва, определения необходимого количества этих агентов и условий их нагнетания, активно ведутся
в настоящее время.
Наиболее высокой эффективности гидроразрыва можно достигнуть, если выбор скважин для обработок и оптимизация параметров трещин, обеспечивающая баланс между фильтрационными
характеристиками пласта и трещины, осуществляются с учетом
геолого-физических свойств объекта, распределения напряжений в
пласте, определяющего ориентацию трещин, системы заводнения
и расстановки скважин. Эффект от проведения гидроразрыва неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому
необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой
скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного рас-
84
положения скважин, конкретного распределения неоднородности
пласта, энергетических возможностей объекта и др. Такой анализ
возможен только с использованием адекватной геологопромысловой модели, выявляющей особенности геологической
неоднородности объекта.
Оценка технологической эффективности проведения ГРП
В соответствии с принятой в настоящее время классификацией современных методов увеличения нефтеотдачи пластов гидроразрыв относится к группе физических методов.
Технологическая эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи характеризуется:
- дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотда-
чи пласта;
- текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсифи-
кации отбора жидкости из пласта;
- сокращением объема попутно добываемой воды.
Дополнительно добытая нефть за установленный период времени определяется арифметической разностью между фактической добычей в скважинах с ГРП и расчетной добычей без проведения ГРП
(базовая добыча).
В заключение следует отметить, что ГРП позволяет решать
следующие задачи:
1) повышение продуктивности (приемистости) скважины при
наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости
коллектора;
2) расширение интервала притока (поглощения) при много-
пластовом строении объекта;
3) интенсификация притока нефти, например, с использовани-
ем гранулированного магния; изоляция притока воды; регулирование профиля приемистости и т. д.
5.4. Инновационный подход к разработке месторождений
с трудноизвлекаемыми запасами нефти [22]
Нефтяные ресурсы месторождений ОАО «РИТЭК» представ-
лены в основном трудноизвлекаемыми запасами вязких нефтей,
запасами нефти в низкопроницаемых коллекторах, а также нетрадиционными запасами в отложениях баженовской свиты. В связи с
этим основой деятельности ОАО «РИТЭК» являются создание и
85
применение передовых технологий разработки месторождений и
добычи нефти[19].
Накопленный в этом направлении потенциал позволил ОАО
«РИТЭК» в сотрудничестве с ОАО «Зарубежпефть», РГУ нефти и
газа им. И. М. Губкина, АНО «НТО «ИТИН», ФГУП «Исследовательский Центр им. М. В. Келдыша» и другими предприятиями
организовать работу по государственному контракту с Федеральным агентством по науке и инновациям (№ 02.525.11.5002 от
16.05.07 г.) с целью выполнения комплексного проекта «Создание
и внедрение инновационного технологического комплекса для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного
сырья (кероген, битуминозные пески, высоковязкие нефти)».
Могут быть использованы две технологии этого инновацион-
ного технико-технологического комплекса – парогазового и водогазового воздействий, а также рассмотрено состояние промысловой апробации некоторых его составных компонентов.
К настоящему времени в нашей стране и за рубежом созданы и
успешно применяются эффективные тепловые методы разработки
месторождений высоковязких нефтей с глубиной залегания
до 700–800 м. При этом достигается коэффициент извлечения нефти
(КИН), равный 0,6 и выше.
Однако, утвержденный к настоящему времени в нашей стране
проектный КИН составляет всего 0,25. Основная причина заключается в том, что около 90 % запасов высоковязких нефтей в России сосредоточено на глубине более 1000 м, в связи с чем осложняется доставка пара в пласт.
Происходят существенные потери тепла, что в конечном счете
снижает технологическую эффективность извлечения нефти. Преодоление этого негативного фактора может обеспечить увеличение
извлечения запасов нефти примерно на 1,7–2 млрд т.
В ОАО «РИТЭК» в рамках выполнения государственного
контракта завершаются работы по созданию парогазогенераторной
установки, в которой теплоноситель образуется непосредственно в
призабопной зоне пласта. При генерации теплоносителя в призабойной зоне тепловые потери при транспортировке пара практически отсутствуют. Экономичность таких устройств по эффективности сжигания топлива примерно на 30 % выше, чем у наземных
установок.
86
В создаваемом парогазогенераторе для генерации парогазовой
смеси используются только жидкие компоненты: вода и монотопливо (система, в которой все необходимые для реакции компоненты содержатся в одном жидкостном потоке).
При применении монотоплива не требуется решения вопроса
пропорциональной дозировки, можно более простыми методами
решать вопросы регулирования теплового и газового импульса, а
также существенно увеличиваются допустимые глубины залегания
нефтяных пластов подлежащих обработке, за счет возможности
закачки монотоплива более простыми н дешевыми агрегатами.
Кроме того, при работе парогазогенератора в нефтяной пласт
нагнетается не чисгый пар, а его смесь с продуктами сгорания, так
называемая парогазовая смесь. Парогаз оказывает на пласт комбинированное воздействие: тепловое и физико-химическое, так как в
его состав входят, помимо водяного пара, углекислый газ и азот.
Таким образом, в парогазогенераторах обеспечивается практически полное использование химической энергии топлива, отсутствуют выбросы отработанных газов в атмосферу, а тепловое
водействие на пласт дополняется физико-химическим.
В мае 2009 г. в скв. 249 Мельниковского месторождения в
Республике Татарстан были начаты опытно-промысловые испытания парогазогенераторного комплекса на монотопливе, которые
уже дали положительные результаты. Это завершающий этап разработки уникальной комплексной технологии, позволяющей осуществлять добычу высоковязкой нефти на больших глубинах.
Данная технология и разработанный комплекс оборудования открывает большие возможности для добычи нетрадиционного сырья, в частности в Республике Татарстан, где сосредоточены значительные запасы высоковязкой нефти.
В ОАО «РИТЭК» также успешно внедряется метод повышения
нефтеотдачи путем водогазового воздействия на пласт. В зависимости от технологии закачки вытесняющих агентов выделяют две технологии водогазового воздействия: чередующаяся либо совместная
закачка газа и воды [19].
Чередующаяся закачка газа и воды экономически эффективна на
небольших месторождениях, если недалеко от нефтяной залежи
находится залежь природного газа с высоким давлением. Это позво-
87
ляет уменьшить в технической цепочке число ступеней сжатия и соответственно капитальные вложения и эксплуатационные затраты.
Для отработки технологии чередующейся закачки было выбрано Восточно-Перевальное месторождение ОАО «РИТЭК», на
территории которого имеется непромышленная газовая залежь в
сеноманском пласте. Давления газа из залежи недостаточно для
прямой закачки газа в пласт, поэтому газ из газовой скважины подается на специально разработанную ОАО «РИТЭК» бустерную
насосно-компрессорную установку, работающую по принципу одноступенчатого компрессора с гидрозатвором.
Вторая технология водогазового воздействия на пласт – совместная закачка вытесняющих агентов (газа и воды) – решает проблему как повышения нефтеотдачи пластов, так и рационального использования нефтяного газа.
Для реализации технологии в ОАО «РИТЭК» было выбрано
Средне-Хулымское месторождение. Технологическая схема в данном случае состоит из последовательно установленных винтового
мультифазного насоса-компрессора (первая ступень) и бустерной
насосно-компрессорной установки (вторая ступень). На первую
ступень поступает нефтяной газ с давлением до 0,5 МПа и дожимается до 3,5 МПа. Далее он поступает на прием бустерной насосно-компрессорной установки, где дожимается до 20 МПа, и в виде
водогазовой смеси закачивается в пласт.
В целом применение и совершенствование современных методов увеличения нефтеотдачи для повышения эффективности
разработки месторождений высоковязких нефтей и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами может обеспечить значительный прирост извлекаемых запасов нефти. Данные оценки
вполне реальны и основаны на низкой степени выработки этих запасов. Накопленный опыт свидетельствует, что применение современных методов увеличения нефтеотдачи тем эффективнее,
чем меньше степень выработки запасов к началу их внедрения.
Таким образом, можно сделать следующие выводы.
1. В ОАО «РИТЭК» завершаются работы по созданию не
имеющей аналогов парогазогенераторной установки, в которой
теплоноситель образуется непосредственно в призабойной зоне
пласта. При этом тепловые потери при транспортировке пара
практически отсутствуют.
88
2. При использовании парогазогенератора существенно увеличиваются допустимые глубины нефтяных пластов, подлежащих
обработке, за счет возможности его закачки более простыми дешевыми агрегатами.
3. На месторождениях ОАО «РИТЭК» успешно внедряется
водогазовое воздействие на пласт, реализуемое в виде чередующейся либо совместной закачки газа и воды.
4. При совместной закачке вытесняющих агентов решаются
проблемы повышения нефтеотдачи и рационального использования нефтяного газа.
Контрольные вопросы
1. В чем сущность гидравлического разрыва пласта?
2. Каковы цели ГРП для пластов с высокой проницаемостью?
3. Факторы успешности операций гидравлического разрыва
пласта.
4. Оценка технологической эффективности проведения ГРП.
5. Какие задачи позволяет решать ГРП?
6. Сущность инновационного подхода к разработке месторож-
дений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
7. Сущность метода повышения нефтеотдачи путем водогазо-
вого воздействия на пласт.
89
Глава 6
ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
При прочих равных условиях месторождения высоковязкой
нефти отличаются пониженными дебитами и пониженной нефтеотдачей пластов. Вообще огромные запасы такой нефти не были
разведаны, потому что разведочные скважины не дали заметного
дебита нефти. По тем запасам высоковязкой нефти, которые всетаки были разведаны и которые по Западной Сибири составляют
более 2 млрд. тонн или около 3 млрд. тонн, разведочные скважины
дали вполне удовлетворительные достаточно высокие экономически рентабельные дебиты нефти.
Итак, уже имеются в наличии достаточно большие разведанные
запасы высоковязкой нефти, где скважины дают хорошие начальные
дебиты нефти и где надо обеспечить удовлетворительную нефтеотдачу пластов, чтобы хорошие дебиты скважины давали достаточно
долго, чтобы добытая нефть окупала все производимые экономические затраты и давала прибыль.
Пока разведанные месторождения высоковязкой нефти почти
не разрабатывают, а на той малой части, которую разрабатывают,
применяют режим истощения, режим закачки пара с переходом на
режим обычного заводнения с конечной товарной нефтеотдачей
пластов до 15–20 %. Это связано с огромными затратами на приготовление пара и сжиганием огромного количества нефти и газа на
его приготовление.
Относительно благополучно разрабатываются маленькие месторождения высоковязкой нефти с активным естественным или
искусственным режимом заводнения, где была достигнута нефтеотдача около 30–40 %.
В такой ситуации предложена новая технология разработки месторождений высоковязкой нефти. Эта технология содержит совокупность новых элементов и их сочетаний, но главным элементом
является резкое снижение соотношения подвижностей вытесняющей воды и нефти с 50, 100, 200, 500 и более до 5. Делается это путем создания разделительных барьеров высоковязкой нефти между
объемами закачанной воды. В пластах вместо однородного массива
воды создают массив воды, разделенный множеством перегородок
из добытой высоковязкой нефти. Массив воды подвижен, движется
90
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]