форум ^
ТЕРМОЦИКЛИЧЕСКАЯ ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИИ ЗЫБЗА-ГЛУБОКИЙ ЯР ОАО «НК РОСНЕФТЬ - ТЕРМНЕФТЬ»
Добыча нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, для которых характерна высокая обводненность добываемой продукции, а также разработка месторождений, содержащих вязкие и высоковязкие нефти, требует применения нетрадиционных методов и на сегодня, на наш взгляд, тепловые методы являются приоритетными.
"НК "Роснефть-Термнефть" на месторождении
Зыбза-Глубокий Яр имеет участки, которые находятся на поздней стадии разработки, содержат вязкие нефти и характеризуются высокой обводненностью добываемой продукции. На подобных участках интенсифицировать добычу нефти с применением традиционных теплоносителей (горячая вода, пар) как с технологической, так и с энергетической точек зрения, проблематично. Учитывая положительные ре-
№ скважины Дебит нефти, т/сут Дебит воды, т/сут Дебит жидкости, т/сут Обводненность, % Отработано дней
60 0,013 1,323 1,336 99 3
593 0,365 36,202 36,567 99 7
628 0,29 31,074 31,364 99 22
629 0,003 0,331 0,334 99 3
631 0,006 0,662 0,668 99 3
728 0,003 0,331 0,334 99 3
788 0,833 85,249 86,082 98,7 73
803 0,016 1,654 1,67 99 3
806 2,473 63,983 66,456 96,2 86
847 0,586 52,743 53,329 98,6 72
848 0,599 55,837 56,436 98,7 69
849 0,465 46,04 46,505 99 37
922/1 0,825 34,137 34,962 97,5 88
935/1 0,846 34,205 35,051 97,5 90
1005 1,322 55,335 56,657 97,6 90
Показатели технологического процесса Скважина № 848
Период обработки, число, месяц, год 22.05.02-15.06.02
Темп ввода теплоносителя, т/ч 2,017
Температура теплоносителя, 0С 195
Давление нагнетания теплоносителя (на устье скважины),МПа:
Начальное
Ртруб. 15
Рзатруб. Конечное Ртруб. 12
19
Рзатруб. 19
Общее количество закачанного парогаза, т 600,125
Количество дизельного топлива,израсходованного на выработку теплоносителя, т Из них:
на работу компрессора СД-9/101 12,27
на работу парогазогенератора 5,21
Время выдержки скважины для капиллярной пропитки (общее), сут. 23,8
Общее время работы парогазогенераторной установки, сут. 25
Процентное соотношение газ-вода в парогазовой смеси, %-% 30-70
Тип используемой воды для выработки парогазового теплоносителя Пластовая
Д.Г. АНТОНИАДИ, А.Т. КОШЕЛЕВ, Г.Г. ГИЛАЕВ,
НК «Роснефть-Термнефть»
Ю.И. СТАШОК, А.Р. ГАРУШЕВ
ОАО «РосНИПИтермнефть
Табл. 1.
Эксплуатационные показатели скважин III залива Южно-Карского участка месторождения Зыбза-Глубокий Яр до парогазоцикличе-ской обработки (за первый квартал 2002 г.)
Табл. 2.
Основные параметры технологического процесса парогазо-циклической обработки скважины № 848 месторождения Зыб-за-Глубокий Яр
J, форум
Рис. 1 Схема расположения скважин (месторождение Зыбза-Глубокий Яр, Южно-Карский участок, III залив)
Табл. 3 Эксплуатационные показатели скважин III залива Южно-Карского участка месторождения Зыб-за-Глубокий Яр до и после па-рогазоцикличе-ской обработки скважины №848
зультаты, полученные при обработке аналогичного месторождения газожидкостным теплоносителем 1, 2, на Южно-Карском участке месторождения Зыбза-Глубокий Яр были проведены опытно-промышленные тепловые обработки скважин, результаты которых и включены в данный доклад.
Южно-Карская площадь состоит из четырех зали-вообразных залежей и является частью месторождения Зыбза-Глубокий Яр. Технологический процесс интенсификации добычи нефти осуществлялся на третьем заливе этого участка, который был введен в разработку в 1956 году и до 1974 года эксплуатировался на естественном режиме. С целью повышения нефтеотдачи с 1974 года по 1994 год на участке широко применялась технология паротеплового воздействия, но в 1994 году была прекращена из-за высокой себестоимости и с того времени добыча осуществлялась на естественном режиме.
В таблице 1 приведены эксплуатационные показатели ряда скважин третьего залива до проведения тепловой обработки за первый квартал 2002 г. (схе-
ма расположения скважин приведена на рис. 1), которые свидетельствуют о том, что:
практически 50% скважин (6 из 15) находятся в периодической эксплуатации, продолжительность работы их составляет всего лишь одни сутки в месяц;
обводненность добываемой продукции достигает критических значений и соответствует почти 99%;
менее 15% скважин эксплуатируются со среднесуточными дебитами нефти, превышающими 1 тонну.
Принимая во внимание вышеуказанные обстоятельства, а также физико-химические свойства нефти данного залива (нефть тяжелая, с плотностью порядка 0,99 г/см3; высокосмолистая, с содержанием сернокислых смол от 30 до 75%; малоподвижная, с кинематической вязкостью при 500С от 330 до 580 сСт), было принято решение о проведении тепловой обработки призабойной зоны одной из скважин газожидкостным (парогазовым) теплоносителем.
Выбор скважины и параметры технологического процесса обработки
При выборе скважины для технологического процесса интенсификации добычи нефти на данном участке учитывалось в первую очередь ее расположение, которое позволяло бы максимально использовать тепловую энергию жидкой фазы теплоносителя в обработанной призабойной зоне пласта нагнетательной скважины, а также работу неконденсирующейся газообразной фазы (М2 + С02) теплоносителя по вытеснению пластовых флюидов к близлежащим к нагнетательной скважинам. Поэтому в качестве нагнетательно-добывающей скважины была выбрана скважина № 848, которая структурно (рис. 1) находится как бы в центре группы добывающих скважин.
0сновные параметры технологического процесса парогазоциклической обработки скважины № 848 приведены в таблице 2, при этом объем закачивае-
№ скв. Среднесуточный дебит нефти, тонн Обводненность нефти, % Общее время эксплуатации, сут
до обработки после обработки до обработки после обработки до обработки после обработки
I кв II кв IIIkb IVkb I кв II кв IIIkb IVkb I кв II кв IIIkb IVkb
60 0,013 0,013 0,012 0,025 99 99 99 99,2 3 3 3 30
593 0,365 0,015 0,03 0,815 99 99 99 97,6 7 3 5 92
628 0,29 0,297 1,195 0,734 99 98,6 97,7 98,7 22 32 92 92
629 0,003 0,003 0,003 0,003 99 99 99 99 3 3 3 3
631 0,006 0,006 0,006 0,013 99 99 99 99 3 3 3 5
728 0,003 0,003 0,003 0,003 99 99 99 99 3 3 3 3
788 0,833 0,503 0,618 0,456 98,7 98,6 98,4 98,5 73 91 80 90
803 0,016 0,016 0,016 0,024 99 99 99 99,2 3 3 3 21
806 2,473 4,267 6,727 2,573 96,2 94,2 89 95,4 86 91 92 92
847 0,586 0,957 0,746 0,402 98,6 90,9 97,3 98,3 72 63 84 92
848 0,599 0,336 1,383 1,1 98,7 98,2 96,7 97,8 69 46 81 92
849 0,465 0,026 0,035 1,45 99 99 99 95,4 37 3 7 88
922/1 0,825 1,02 1,595 2.17 97,5 97,2 95,1 93,2 88 91 92 92
935/1 0,846 4,051 5,148 4,955 97,5 87,2 79,8 81,6 90 91 92 86
1005 1,322 2,849 7,194 5,383 97,6 93,3 82,8 91,6 90 83 73 92
12/ 2003
4
форум i
Итого№ скважины Назначение скважины Период обработки: число, месяц, год Количество закачанного теплоносителя, т Дополнительно добытая нефть,т Показатель снижения обводненности, % Продолжительность технологического эффекта, мес. Парогазонеф-тяной коэффициент, т/т
848 Нагнетательно-добывающая с 22.05.02 по 15.06.02 600,125 136,57 1,5 6 4,4
593 73,351 1,0 4
628 186,565 1,0 7
788 11,158 0,5 7
806 Близлежащие добывающие 453,871 3,5 7
847 25,417 4,2 7 0,26
849 111,717 3,6
922/1 198,275 3,0 7
935/1 544,464 12,0 7
1005 685,749 8,0 7
Итого: 2 427,137 0,247
мого теплоносителя был принят из расчета 20 тонн на 1 метр эффективной нефтенасыщенной мощности пласта.
Технологические показатели парогазоцикли-ческой обработки
Эксплуатационные показатели скважин III залива Южно-Карского участка до парогазоциклической обработки скважины №848 соответствуют показателям первого квартала 2002 года. Для сравнения в таблице 3 приведены данные за II-IV кварталы 2002 г., которые наглядно подтверждают технологическую эффективность процесса.
Итоговые показатели интенсификации добычи нефти на данном участке за счет термической обработки скважины № 848 представлены в таблице 4.
Анализ эксплуатационных показателей скважин, проведенный в таблице 4, свидетельствует о том, что у группы скважин (№№ 628, 806, 848, 922/1, 935/1, 1005) суммарная добыча нефти по сравнению с I кварталом 2002 года увеличилась во II квартале в 1,55 раза, а в III — в 3,14 раза (рис. 2), при этом обводненность добываемой продукции снизилась с 98,4% до 95,3%.
Выводы
Обобщая полученные результаты опытно-промышленных работ по интенсификации добычи нефти на
Южно-Карском участке, находящемся на поздней стадии разработки, можно сделать выводы:
1.Парогаз как комбинированный газожидкостный теплоноситель способствовал интенсификации добычи нефти за счет комплексного теплового и газодинамического воздействия на группу скважин данного участка.
2.Продолжительность технологического эффекта составила 10 месяцев, а дополнительная добыча нефти — 2427,137 тонн.
3. Удельные затраты теплоносителя на добычу одной тонны нефти достигают порядка 250 кг.
Литература
1. Сташок Ю.И., Еременко Н.В., Сарычев Ю.А., Логунов А.М., Щеголев А.Е., Лысенков Е.А., Мино-сян С.А., Туктамышев Ю.Я. Разработка и внедрение парогазоциклической технологии по разработке Ахтырско-Бугундырского месторождения высоковязких нефтей. —Сборник научных трудов по результатам НИОКР НК "Роснефть" за 2001 г. М., 2001.
2. Stashok Y.I., Antoniadi D.G., Gilaev G.G., Lysenkov E.A. Thermal gas-dynamical technologies for recovery of viscous oils: Application experience. // Proceedings. EAGE 63rd Conference & Technical Exhibition. — 11-15 June, 2001. — Amsterdam, The Netherlands.
Табл. 4. Итоговые показатели интенсификации добычи нефти скважин III залива Южно-Карского участка
месторождения Зыбза-Глубокий Яр после парога-зоциклической обработки скважины № 848
Рис. 2.
Сравнительные эксплуатационные показатели скважин №№ 593, 628, 788, 806, 848, 922/1, 935/1, 1005 (III залив, ЮжноКарский участок) за 1-3 кварталы 2002 г.
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.