1 стр. из 1

Жидкости и газы в пластовых условиях находятся под действием природных сил, заставляющих нефть и газ двигаться к забоям эксплуатационных скважин или же, наоборот, удерживающих нефть в порах пласта. Эти силы изменяются за время эксплуатации залежи в соответствии с типом коллектора и его структуры. Энергия, аккумулированная в пласте, за счет которой происходят естественные процессы вытеснения нефти из пласта, зависит от пластовых условий и рассеивается в зависимости от истории и режима эксплуатации.

Активными пластовыми силами являются объемные силы, силы статического давления и силы статического поверхностного натяжения на границах раздела фаз». [Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте (перевод с английского). М., Гостоптехиздат, 1961, 570 с.]

Движение нефти при вскрытии залежи скважинами осуществляется: под давлением внутреннего газа (находящегося в свободном состоянии или выделяющегося из нефти); под давлением газовой шапки; под напором массы контурной воды или напором контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; под действием силы тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы эксплуатации нефтяных залежей: режим растворенного газа; газонапорный; водонапорный; упруговодонапорный; гравитационный.

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно, различают газовый и упруговодогазонапорный режимы работы залежи.

Внутреннее давление газов (составной части флюидного состава залежи УВ) служит той основной силой, которая движет нефть в пластах, преодолевая капиллярное сопротивление, а также в скважинах, заставляя их фонтанировать.

Фонтанный режим эксплуатации продуктивного объекта является наиболее экономичным и коммерчески привлекательным (самым дешевым по капитальным затратам). Он непосредственно связан с газовым фактором, т. е. обусловлен давлением внутреннего газа или газовой шапки.

Их наличие свидетельствует о герметичности залежи или ее «свежести», когда газ еще не утрачен вследствие тектонических нарушений ловушки или диффузионной проницаемости покрышки. Примером может служить канадское месторождение тяжелой нефти Атабаска, которое когда-то было огромным скоплением легкой нефти с газовой шапкой.

Даже небольшое удлинение периода фонтанной добычи дает большой экономический эффект. Однако чтобы реализовать такую возможность, прежде всего следует обратиться к рассмотрению негативной стороны фонтанирования скважин.

Нефтяной пласт с запасенной газовой фазой (независимо от того, растворен газ в нефти или нет до вскрытия пласта) после запуска скважин на фонтанирование подвергается опережающей дегазации. Последнее обусловлено тем, что в градиентной зоне стока газ переходит в микропузырьковое (обособленное) состояние и опережает выход нефти в скважину. Затем за счет скольжения газовой фазы в лифтовой колонне (особенно при стержневом режиме течения газожидкостной смеси) он еще более обгоняет нефть на выносе из скважины. Таким образом, происходит дегазация объекта добычи нефти, и в результате в продуктивных пластах остается до 70% «мертвой» нефти. При этом на месторождении образуются неизвлекаемые целики нефти, заключенные, как правило, в матричной емкости коллектора. Поэтому неудивительно, что коэффициент нефтеотдачи пластов не превышает 0,2–0,3.

Есть ли научно-техническое решение этой проблемы? В настоящее время есть!
Основная задача при фонтанировании продуктивного объекта — обеспечить вынос максимального количества нефти из пласта на поверхность при минимальном расходе попутного газа. Эту задачу оптимально решает применение системы ГСПП (гирляндной системы преобразователей потока). Установка штуцеров лишь регулирует противодавление на пласт (изменяет граничные условия фонтанирования) независимо от места их установки (на устье или на забое). Кроме того, штуцирование не ликвидирует скольжение газовой фазы относительно жидкости внутри лифтовой колонны при восходящем потоке газожидкостной смеси (ГСЖ), т. е. не предотвращает опережающий вынос газа из скважин.

Главное достоинство системы ГСПП состоит в том, что она принудительно (с заданной периодичностью) преобразует хаотичный восходящий поток нефти и газа в поршневой режим движения ГЖС. Это дает возможность наряду со штуцированием резко снизить (в 2–5 раз) расход попутного газа из пласта и одновременно увеличить (до 30% к исходному) добычу жидкой фазы.

На рис. 1 а, б, в показаны три варианта фонтанной эксплуатации объекта нефтегазовой добычи, когда:
а) лифтовая (фонтанная) колонна оснащена устьевым штуцером;
б) лифтовая колонна оснащена забойным штуцером;
в) лифтовая колонна оснащена системой ГСПП.

На рис. 2 представлены графики изменения во времени удельного расхода газа, необходимого для подъема жидкости, газового фактора, забойного давления и дебита скважины. Пересечение кривой удельного расхода газа (V0) и кривой газового фактора (Gэф) соответствует тому времени, когда скважина должна прекратить фонтанирование.

Переход от фонтанной на механизированную добычу нефти и закачка воды для вытеснения нефти и поддержания пластового давления — весьма дорогое мероприятие по капитальным и текущим затратам. Экономистам нефтегазовой отрасли это более чем понятно. В этой связи сбережение пластовой энергии в виде запасенного природного газа трудно переоценить.

Не перегружая объем информации данной статьи, приведем лишь некоторые данные результатов промысловых испытаний системы ГСПП.

На Крайнем севере (о. Колгуев) добычные скважины на Песчаноозерской площади, оснащенные ГСПП, снизили вынос попутного газа в 2–3 раза. Мешающим явлением для нормальной работы ГСПП оказалась вечная мерзлота, т. к. верхние устройства в лифтовой колонне забивались льдом по причине замерзания капельной пластовой воды, входящей в состав продукции.

На юге (Узбекистан) на месторождении Кондумалак системой ГСПП были оснащены 10 добычных скважин, работающих фонтаном. Вот пример того, как правильно спланировали расстановку устройств (см. табл.).

Следует также заметить, что все излагаемое выше полностью относится и к газлифтному способу добычи нефти, с той лишь разницей, что если газ на забой из пласта не поступает, то для подъема жидкости необходимо подавать его извне,
т. е. с поверхности.

Пополнение упругой пластовой энергии можно осуществлять за счет рекуперации газовой фазы, поставляемой в залежь либо путем закачки газа через систему законтуреных или внутриконтурных нагнетательных скважин, либо путем возврата попутных газов после их отделения от нефти и компремирования. Это наиболее разумный способ повышения коэффициента нефтеизвлечения.

Закачка вод в подошвенные или законтуренные зоны, которая проводится сейчас повсеместно, дает, к сожалению, много негативных последствий, хотя и обеспечивает известный прирост добычи. Вода или специальные растворы (включая полимерные композиции) при заводнении залежи идут по путям наименьшего гидросопротивления (в основном по сети трещин), разрезают продуктивный пласт на части и блокируют мертвые зоны (представленные матричной емкостью коллектора).

Рекуперация попутного газа и вообще газовое вытеснение (в частности СО2), если оно проводится грамотно, должны быть неотъемлемой составляющей частью разработки нефтяных месторождений, чтобы реально повысить нефтеотдачу пластов. К сожалению, пока в погоне за дешевизной добычи мы оставляем в недрах моря недобытой нефти.

Эффект газового вытеснения можно продемонстрировать на примере залежи Майль Сикс (Перу), где максимальная суммарная нефтеотдача в комплексе с гравитационным дренированием составила 60% от начального содержания нефти в пласте.

В 1933 г. здесь поддерживали пластовое давление, нагнетая обратно в газовую шапку залежи не только весь добытый но и дополнительный газ, его количество. В результате пластовое давление поддерживали в пределах 13,6 кг/кв. см от первоначального значения.

Пластовые данные залежи Майль Сикс:
средняя удельная проницаемость, дарси 0,30
средняя углеводородная пористость 0,1625
средняя водонасыщенность породы 0,35
средний угол падения пласта   17º30´
средняя площадь поперечного сечения пласта, кв. м    115041
 вязкость пластового газа, спз   1,32
относительный удельный вес пластовой нефти (вода -1), г/куб. см   0,78
относительный удельный вес пластового газа (вода-1), г/куб. см   0,08
пластовая температура, 0С   45,5
абсолютное среднее пластовое давление, кг/кв. см   57,8
средний расход нагнетательного агента, куб. м/сутки (пластовых)   1823
коэффициент пластового объема нефти, куб. м/куб. м (товарной нефти)  1,25
растворимость газа при абсолютном давлении 57,8 кг/кв. см, нкуб. м/куб. м (товарной нефти)    71,23
 коэффициент девиации газа   0,74
В России готовится к эксплуатации нефтяное месторождение Ванкор. Оно имеет газовый фактор около 3000 куб. м. При стандартных проектных решениях нетрудно предвидеть результаты. Предложения, сделанные компанией ОАО «Газ-Ойл» руководству НК «Роснефть» по подготовке к внедрению отечественных систем типа ГСПП, увы, не получили ответа.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!