Рассмотрены техника, технология и организация закачки поверхностно-активных веществ (ПАВ) на нефтегазоконденсатном месторождений Чинарево с целью интенсификации добычи. Также рассмотрена возможность применения метод заводнения с поверхностно-активными веществами на месторождений Чинарево.
Ключевые слова: поверхностно-активные вещества, нефтеотдача, карбонатные, добыча, нефть.
Чинаревское месторождение представляет собой многопластовую залежь, здесь выявлено несколько продуктивных горизонтов. Общая площадь Чинаревского месторождения составляет 274 кв. км. Чинаревское месторождение представляет собой многопластовую структуру с отложениями палеозойской эры — в пластах нижнепермского, нижнекаменноугольного и девонского периодов на глубинах от 2700 до приблизительно 5000 метров. Согласно независимой оценке Ryder Scott валовые доказанные и вероятные (2P) резервы углеводородов на Чинаревском месторождении по состоянию на 1 января 2011 года составляли 212.99 млн. баррелей нефти и конденсата, 80.89 млн. баррелей сжиженного углеводородного газа и 36.81 млрд. куб. метров сухого природного газа. [1]
При разработке Чинаревского месторождения одной из основных задач является максимально возможное извлечение природных запасов нефти из недр земли. Обеспечение запланированных объемов добычи нефти, повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемой залежи и увеличение темпов отбора нефти в значительной степени достигаются за счет массового внедрения методов интенсификации добычи нефти.
На месторождении в 2000 г. ТОО «Жаикмунай» были проведены работы по испытанию объектов турнейского горизонта восстановленной скв. 10 (инт.перф. 4356–4362, 4367–4374, 4391–4395 м). Наряду с работами на скважине было проведено изучение строения резервуара турнейской нефтяной залежи по данным сейсморазведки ЗД. Полученные материалы позволили создать совершенно новую модель строения резервуара турнейской залежи, согласно которой выделяются три пласта коллекторов с литологическим контролем.
Коллекторами являются карбонатные породы. Тип коллекторов каверново-поровый. Положение ГНК на глубине 4320 м (абс. отм.-4223м) взято предположительно по данным ГИС, что косвенно подтверждается изменением характера УВ и требует дальнейшего изучения. В процессе получения дополнительных материалов газовая часть залежи может оказаться самостоятельным объектом. Высота газовой части равна 45м, толщина нефтяного слоя по данным опробования составляет 75м, а по данным ГИС достигает 175м.
Площадь залежи I-турнейского пласта равна 35759 тыс.м 2 . эффективная газонефтенасыщенная толщина составляет 28,6 м. Площадь залежи II турнейского пласта равна 13009тыс.м 2 . Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 16 м.
В таблице приведены обобщенные геолого-физические характеристики объектов.
Таблица 1
Геолого-физические характеристики объектов
|
Параметры |
Турнейская залежь |
Бийский горизонт |
Афонинский горизонт |
|
Средняя абсолютная глубина залегания, м |
4500 |
5300 |
5000 |
|
Площадь газо-, нефтеносности, тыс.м 2 |
52612 |
95363 |
83253 |
|
Средняя газо-, нефтенасыщенная толщина,м |
26,5 |
3,06 |
20,8 |
|
Пористость, доли ед. |
0,058 |
0,0618 |
0,06024 |
|
Газо-, нефтенасыщенность, доли ед. |
0,79 |
0,9229 |
0,85 |
|
Пластовая температура °С |
96 |
113 |
ПО |
|
Пластовое давление, МПа |
49,06 |
58,1 |
56,6 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с |
0,5 |
- |
- |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 3 |
0,7072 |
- |
- |
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,37 |
- |
- |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
14,12 |
- |
- |
|
Газосодержание нефти, м 3 /т |
176 |
- |
- |
|
Давление начала конденсации, МПа |
- |
44,14 |
30,0 |
|
Содержание стабильного конденсата, г/м 3 |
- |
286 |
94,8 |
|
Начальный дебит газа, нефти (тыс. м 3 /сут, т/сут) |
200 |
300 |
150 |
|
Коэффициенты фильтрационного сопротивления, A,МПа 2 /(тыс.м 3 /сут) B, МПа 2 /(тыс.м 3 /сут) 2 |
0,8 0,09 |
1,95 0,0053 |
Важным условием эффективного применения методов интенсификации добычи является правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода — для объекта.
Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических показателей разработки. Эти критерии определены на основе анализа технико-экономических показателей применения метода, обобщения опыта его применения в различных геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований.
Из категории критериев применимости методов геолого-физические являются определяющими, наиболее значимыми и независимыми. Исходя из этого в представленной работе предложены применение заводнения с ПАВ для интенсификации добычи нефти на месторождении Чинарево. Из категории критериев применимости методов объектами применения заводнения с ПАВ являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью.
Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть — вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.
Техника, технология и организация закачки поверхностно-активных веществ достаточно просты. Доля капитальных вложений в систему закачки и хранения ПАВ в общих капитальных вложениях в обустройство не превышает нескольких процентов, а изменение себестоимости добываемой нефти зависит от расходов на реагент, которые составляют около 15 % от общей суммы эксплуатационных затрат. Можно выделить следующие технологические этапы и процессы, связанные с внедрением ПАВ:
– магистральный транспорт реагента или его составляющих;
– централизованное хранение;
– доставка к дозировочным установкам или к скважинам;
– подготовка скважин, водоводов и другого оборудования к закачке растворов ПАВ;
– исследования скважин и пластов;
– смешение и подогрев реагентов на дозировочной установке, на скважине либо на других промысловых объектах;
– дозировка и подача ПАВ в нагнетаемую воду;
– закачка раствора ПАВ в нефтяной пласт;
– контроль за процессом закачки и управление им.
Основной вид магистрального транспорта ПАВ от мест производства до нефтедобывающего региона — железнодорожный, Чинаревский выступ фундамента в этом плане занимает выгодное географическое положение, располагаясь в регионе с развитой добычей нефти и газа. В 55 км южнее проходит железнодорожная магистраль Средняя Азия — Центральная Россия. Дорожная сеть состоит из разветвленной сети шоссейных, грунтовых и проселочных дорог, соединяющих населенные пункты. Площадь пересекают линии электропередач. [2]
Трубопроводный транспорта ПАВ практически исключается из-за относительно малых объемов перевозки. Централизованное хранение ПАВ может осуществляется либо в пределах Чинаревского промысла, либо в непосредственной близости от него, например у железной дороги.
Доставка ПАВ от баз хранения к дозировочным установкам на кустовой насосной станции (КНС) или непосредственно к скважинам, как правило, осуществляется автомобильным транспортом.
Основные технологические операции (смешение, дозировка, закачка) могут быть проведены в двух вариантах: применительно к методу долговременной подачи слабоконцентрированного раствора ПАВ и к методу импульсной закачки растворов ПАВ высокой концентрации. Мы в своей работе остановимся на технологии импульсной закачки 5 %-ных растворов ПАВ типа ОП-10.
Импульсная закачка малообъемной оторочки большой концентрации имеет несомненные технологические преимущества, так как реализуется в течение нескольких дней. Принципиально это можно осуществить при помощи тех же технических средств. Еще более концентрированные растворы можно закачивать в скважину по схеме, показанной на рисунке 1. По данной схеме синтез и формирование концентрированного раствора ПАВ осуществляется непосредственно в полости скважины и призабойной зоне пласта. Алкилированная серная кислота закачивается в скважину из автоцистерн через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов агрегатами типа 4АН-700. Пенореагент подается в скважину также при помощи агрегатов типа 4АН-700 через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов, в котором происходит контактирование и смешение пенореагента с алкилированной серной кислотой. Линии высокого давления оснащаются обратными клапанами, а блок манифольдов—манометром и предохранительным клапаном. Приемные и нагнетательные линии подвергаются опрессовке под давлением, превышающим рабочее давление нагнетания; линии высокого давления, блок манифольдов и обвязка устья скважины спрессовываются с использованием одной пары агрегатов 4АН-700, а приемные линии — при помощи центробежных насосов.
Рис. 1. Схема закачки концентрированного раствора ПАВ (АСС) на устье нагнетательной скважины:
1 - автоцистерны; 2 — цейтробеждые насосы; 3 — приемо-раздаточные гребенки; 4 — линии высокого давления; 5—обратные клапаны; 6— манометры; 7—блок манифольдов IБM-700; 8—клапан; 9— задвижка; 10—обвязка устья: 11—скважина; 12— водовод; 13—линия от водовода; 14—линии для прокачки агрегатов «на себя»
При опрессовке высоконапорных линий задвижка 9 и краны блока манифольдов IBM-700 открываются, а центральная устьевая задвижка на скважине закрывается. Вода при этом подается на прием агрегатов из водовода или автоцистерны. Давление опрессовки контролируется манометрами. Перед закачкой реагентов в скважину определяется приемистость скважины по воде. Для этого задвижка блока закрывается, а центральная устьевая задвижка скважины открывается; нагнетание воды агрегатом проводится, по возможности, на различных режимах. После исследования приемистости скважины переходят к основному процессу, на первом этапе которого в скважину подается только пенореагент из цистерн при помощи агрегатов. На следующем этапе в скважину закачивается расчетное количество смеси исходных реагентов, а затем снова создается буферный слой из 1–2 м3 пенореагента.
Полученная таким образом трехслойная оторочка под высоким давлением проталкивается в удаленную от скважины часть пласта при помощи агрегатов. Количество воды, закачиваемой под высоким давлением, находится из расчета 20 м3 на 1м работающей мощности пласта. На заключительной стадии скважина подключается к кустовой насосной станции системы ППД нефтяного промысла. [3]
Оптимальный вариант технологии можно установить после проведения необходимого количества промысловых исследований.
Литература:
- Н. Г. Матлошинский. Геологическое строение и нефтегазоносность Чинаревского выступа фундамента и прилегающей территории / Матлошинский Н. Г., Альжанов А. А., Том.1. ТОО ЖайкМунай, 2001 год.
- Н. Г. Матлошинский. Отчет по Чинаревскому нефтегазоконденсатному месторождению / Матлошинский Н. Г., Портнов В. Н., Альжанов А. А., Хуснуллин В. Г., Ергалиева Ш. Е., ТОО ЖайкМунай, 2000год.
- Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта. http://oil-book.narod.ru/door/17.htm
