1535

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 2. График зависимости давления в характерных точках трубопроводной системы «ДНС-0113,0108 – ДНС-0104» от температуры жидкости на входе в трубопровод (без учета ввода реагента)

Как видно из табл. 2 и рис. 3, наибольшие значения давлений на начальных участках трубопровода достигаются при наименьших значениях температуры жидкости на входе в трубопровод. Связано это опять же со значительным влиянием температуры жидкости на ее вязкость. Таким образом, повышение температуры жидкости на входе в трубопровод с 5 до 20 °C ведет к значительному снижению давлений в характерных точках трубопроводной системы (ДНС-0113, ДНС-0108, т. врезки) и в данном случае достигает 32 % (ДНС-0108,

ДНС-0113).

281

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 3. График зависимости давления в характерных точках трубопроводной системы «ДНС-0113,0108 – ДНС-0104» от температуры жидкости на входе в трубопровод (с учетом ввода реагента)

Так, в результате проведенного динамического моделирования транспорта нефти по трубопроводной системе в ПК OLGA было выявлено следующее: применение деэмульгаторов позволяет значительно снизить потери давления в трубопроводной системе (до 29 % на ДНС-0108) и, следовательно, снизить нагрузку на насосное оборудование ДНС; кроме того, установлено, что существенное влияние на потери давления в трубопроводной системе оказывает величина температуры перекачиваемой жидкости (снижение потерь давления до 43 % на ДНС-0108).

Список литературы

1.Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. –2 изд. перераб.

идоп. – М.: Недра, 1979. – С. 319.

2.Руководство пользователя ПК OLGA. – М.: Наука, 2010. – 510 с.

282

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ

В.В. Поплыгин, И.С. Поплыгина

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Рассмотрены вопросы регулирования разработки нефтяных месторождений с применением методов интенсификации отборов нефти и повышения нефтеотдачи. Показано влияние энергетических параметров нефтесодержащих пластов на эффективность применения методов интенсификации притока нефти. Отмечено, что для повышения эффективности разработки необходимо поддерживать пластовое давление на уровне начального и эксплуатировать скважины с забойными давлениями не ниже рациональных.

Ключевые слова: повышение нефтеотдачи, гидроразрыв пласта, кислотные обработки, забойное давление.

В настоящее время многие месторождения на территории Пермского края находятся на завершающей стадии разработки с высокой выработанностью извлекаемых запасов нефти. Для увеличения отборов нефти и вовлечения в разработку остаточных запасов применяются различные методы интенсификации отборов и повышения нефтеизвлечения. Соотношение применения методов интенсификации отборов нефти в последние годы приведено на рис. 1.

Рис. 1. Соотношение применяемых методов воздействия на пласт в Пермском крае в 2010–2013 гг.

К химическим методам воздействия отнесено кислотное воздействие на призабойные зоны скважин различными модифицированными составами, к физическим методам – гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, бурение дополнительных стволов и др.; к гидродинамическим методам – циклическая закачка воды в пласт.

Скважины с пластовым давлением выше давления насыщения характеризуются наибольшим приростом дебитов нефти и продолжительностью эффекта от мероприятий [8]. Динамика коэффициентов продуктивности при работе скважин после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) существенно зависит от забойного давления (Рзаб) и депрессии на пласт (рис. 2, 3) [4, 5, 7]. Изначально

283

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

скважины с низкими значениями пластовых и забойных давлений имеют приросты коэффициентов продуктивности и дебиты меньшие, чем скважины с забойными и пластовыми давлениями выше давления насыщения. При снижении Рзаб и увеличении депрессии на пласт коэффициенты продуктивности скважин после ГТМ снижаются [1, 2, 3, 6], дебиты скважин по жидкости при этом увеличиваются незначительно.

Рис. 2. Зависимость коэффициента продуктивности после ГРП от депрессии на пласт

Рис. 3. Зависимость коэффициента продуктивности после кислотной обработки от депрессии на пласт

Приведенные данные свидетельствуют о превалирующем факторе энергетического состояния пласта для мероприятий по интенсификации отборов нефти, особенно на месторождениях с высокой газонасыщенностью. Очевидны необходимость проведения углубленных исследований по определению рациональных за-

284

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

бойных давлений и депрессий для месторождений нефти в Пермском крае, а также более тщательный подход к вопросам поддержания пластового давления.

Список литературы

1.Поплыгин В.В., Головизина А.А. Прогнозирование отборов нефти при разработке нефтяных месторождений с учетом изменения продуктивности сква-

жин // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 8. – С. 24–26.

2.Поплыгин В.В., Галкин С.В., Давыдова И.С. К вопросу оптимизации систем разработки в условиях эксплуатационных объектов нефтяных месторождений предуральского краевого прогиба // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 12. – С. 54–58.

3.Поплыгин В.В. Прогнозирование продуктивности скважин и темпов нефтеизвлечения при высокой газонасыщенности пластовой нефти (на примере месторождений Верхнего Прикамья): автореф. дис. … канд. техн. наук. – СПб.,

2011. – 20 с.

4.Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Ерофеев А.А. Влияние газа и деформаций коллектора на показатели работы скважин после гидроразрыва пласта // Неф-

тяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 102–103.

5.Результаты обработок составом ДН-9010 призабойных зон пластов бш нефтяных месторождений района ВКМКС / В.В. Поплыгин, И.С. Давыдова, И.В. Кузнецов, С.В. Галкин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. –

2010. – № 5. – С. 70–74.

6. Воеводкин В.Л., Галкин С.В., Поплыгин В.В. Прогнозирование дебитов нефти при технико-экономическом обосновании проектов освоения и поисков месторождений территории ВКМКС // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. –

С. 45–48.

7. Продуктивность скважин после кислотных гидроразрывов пласта на Гагаринском и Озерном месторождениях / В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин, Д.Д. Сидоренко, А.Р. Шаймарданов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 44–45.

285

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ОЦЕНКА РАЦИОНАЛЬНЫХ ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ПЕРМСКОГО КРАЯ

И.С. Поплыгина

Филиал ООО « ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» « ПермНИПИнефть» в г. Перми

На основе статистической оценки изменения коэффициентов продуктивности и численного моделирования выполнена оценка рациональных забойных давлений для ряда объектов севера Пермского края. Использование полученных значений давлений позволяет повысить эффективность разработки объектов без существенных затрат материальных ресурсов.

Ключевые слова: коэффициент продуктивности, залежь нефти, забойное давление, газосодержание.

Определение рационального забойного давления (Ррац) добывающих скважин в сложных геолого-физических условиях является одной из важных задач при установлении технологических режимов их работы. При этом подразумевается, что с давлением, равным или большим Ррац, возможна длительная без осложнений эксплуатация скважин в непрерывном режиме, при сохранении значений коэффициентов продуктивности (Кпрод), близких к их начальной величине и высоких темпов отбора извлекаемых запасов нефти. При разработке девонских отложений нефтяных месторождений Урало-Поволжья за рациональное забойное давление принимают величину 0,75Рнас [1, 3, 6], что по опыту эксплуатации залежей с высокой газонасыщенностью пластовой нефти не всегда является оптимальным [2, 4, 5]. Поэтому для таких залежей особый интерес представляет оценка рациональных значений забойного давления при эксплуатации добывающих скважин. Основными объектами разработки севера Пермского края являются нефтенасыщенные продуктивные пласты бобриковского горизонта. Показатели, определяющие геолого-физическую характеристику залежей нефти в бобриковских отложениях указанной территории, приведены в [4].

Более 85 % фонда добывающих скважин указанных выше месторождений эксплуатируется с забойными давлениями ниже давления насыщения нефти газом. При этом из нефти выделяется газ, снижается фазовая проницаемость коллектора по жидкости, увеличивается вязкость нефти, проявляются деформационные процессы. В результате у добывающих скважин залежей нефти, приуроченных к территории севера Пермского края, при сниженных забойных давлениях, коэффициенты продуктивности и дебиты уменьшаются на 40–60 % [4, 5].

Снижение продуктивности отражается на производительности скважин. На рис. 1 показано изменение относительных дебитов добывающих скважин при снижении пластовых давлений на рассматриваемых объектах. В результате снижения коэффициентов продуктивности и производительности скважин увеличиваются сроки выработки извлекаемых запасов нефти.

В работах [2, 6] приведены уравнения для оценки значений коэффициентов продуктивности скважин при изменении пластовых и забойных давлений.

286

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 1. Зависимость средних относительных дебитов добывающих скважин от значения пластовых давлений для визейских терригенных отложений

С учетом имеющихся в литературе и приведенных в статье зависимостей выполнены расчеты продолжительности сроков выработки 70 % извлекаемых запасов для бобриковских объектов на территории севера Пермского края. При этом ввод фонда скважин принимался согласно фактическим, пластовое давление рассчитывалось по методу материального баланса, остаточный фонд скважин (и их выбытие) считался исходя из объема остаточных извлекаемых запасов 100 тыс. т на одну добывающую скважину. Выработка 70 % выбрана потому, что после этого значения начинается интенсивная промывка пласта и динамика забойных давлений и осложения оказывают меньшее влияние на темпы выработки запасов нефти.

Результаты расчетов при реализации текущих систем разработки показали, что при снижении проницаемости коллекторов темп выработки извлекаемых запасов снижается, а срок их извлечения увеличивается (рис. 2).

Рис. 2. Зависимость сроков выработки 70 % извлекаемых запасов от проницаемости коллекторов

По результатам выполненных расчетов при различных значениях забойных давлений в добывающих скважинах (рис. 3) стоит отметить сокращение сроков

287

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

выработки извлекаемых запасов при снижении забойных давлений ниже давления насыщения нефти газом. При этом забойные давления, при которых достигаются минимальные сроки выработки 70 % НИЗ по залежам, существенно отличаются (таблица). Назовем полученные величины забойных давлений рациональными с точки зрения сроков выработки извлекаемых запасов нефти.

Рис. 3. Зависимость времени выработки 70 % НИЗ от отношения Рзаб/Рнас

Значения относительных рациональных забойных давлений при минимальном сроке выработки 70 % НИЗ

Для основных по запасам бобриковских объектов разработки значения рационального забойного давления изменяются в пределах 0,75–0,89 от давления насыщения нефти газом. Зависимости значений Ррац/Рнас от газосодержания пластовой нефти показана на рис. 4. Рациональное забойное давление возрастает с увеличением газосодержания (см. рис. 4). Зависимости Ррац/Рнас от других геоло- го-физических параметров продуктивных пластов, в том числе и комплексных, обладают значительно меньшей корреляцией.

С учетом приведенных данных получено приближенное уравнение для оценки рационального забойного давления в условиях месторождений севера Пермского края:

Ррац = (0,145LnГ + 0,17) Рнас,

где Г – газосодержание пластовой нефти, м3/т.

Определение значений Ррац в различных геолого-физических условиях создает основу для сокращения сроков выработки извлекаемых запасов нефти. Рассмотренные в работе месторождения находятся на территории распространения

288

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 4. Зависимость относительного рационального забойного давления от газосодержания пластовой нефти

Верхнекамского месторождения калийных солей. В условиях совместной разработки калийных и нефтяных залежей уменьшение сроков выработки запасов нефти при эксплуатации скважин с рациональным забойным давлением повышает уровень экологической и промышленной безопасности процессов добычи полезных ископаемых.

Список литературы

1.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. – М:

Нефть и газ, 2003. – 816 с.

2.Поплыгин В.В., Галкин С.В. Прогнозная экспресс-оценка показателей разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 3.

3.Усенко В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. – М.: Недра, 1967. – 216 с

4.Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Оценка рационального забойного давления для залежей с высокой газонасыщенностью нефти // Нефтяное хозяйство. –

2012. – № 10. – С. 104–105.

5.Поплыгин В.В. Прогнозирование продуктивности скважин и темпов нефтеизвлечения при высокой газонасыщенности пластовой нефти (на примере месторождений Верхнего Прикамья): автореф. дис. … канд. техн. наук / С.-Петерб. гос. горн.

ун-т. – СПб., 2011.

6.Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: Нефть и газ, 1996. – 190 с.

289

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

О ВЛИЯНИИ ЭФФЕКТИВНОГО ДАВЛЕНИЯ НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА КАРБОНАТНЫХ ПОРОД

В.В. Попов

Научный руководитель – д-р геол.-мин. наук, профессор А.Ф. Сафронов Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова

Исследованы фильтрационно-емкостные свойства карбонатных породколлекторов в пластовых условиях на приборе «АР-608» (фирма «Коретест», США). Рассмотрены методические вопросы работы на этом приборе и особенности интерпретации полученных результатов. Показана динамика фильтрационно-емкостных свойств в атмосферных и пластовых условиях для известняков и доломитов, оценена сжимаемость пористости.

Ключевые слова: фильтрационно-емкостные свойства, пористость, проницаемость, пермеаметр-порозиметр, эффективное давление, газопроницаемость, карбонатные породы, кернодержатель Хаслера.

Количественная оценка петрофизических свойств пород в пластовых условиях необходима для достоверной интерпретации материалов ГИС, введения поправок на объемные коэффициенты при подсчете запасов и составления проектов разработки [1]. Исследования фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород производились на приборе «АР-608» фирмы «Коретест» (США), предназначенном для определения (Кпг) и проницаемости (Kпрг) по газу при атмосферных условиях и реальных пластовых напряжениях.

Задача анализа ФЕС состояла в уточнении некоторых особенностей изменений как пористости, так и проницаемости пород-коллекторов нефти и газа в зависимости от эффективного давления (Рэф), под которым понималась разница между горным и поровым давлением. При средней глубине (Н) залегания продуктивных отложений 1500 м в качестве реальной величины эффективного давления было принято его значение в 25 МПа, рассчитанное по приближенной формуле Рэф = 0,14H [2]. Определенный интерес проведенные исследования представляют и с точки зрения интерпретации результатов, получаемых на приборе «АР-608», поскольку он используется во многих организациях. В качестве объекта исследований были выбраны типичные коллекторы карбонатного типа – известняки и доломиты башкирских и турнейско-фаменских отложений нефтегазоносного Пермского региона Урало-Волжской провинции. Для разновозрастных отложений пластовое давление было выбрано одинаковым с целью возможности сопоставления пород различного литологического состава и отработки методических вопросов. В экспериментах использовались цилиндрические образцы диаметром 25,4 мм и высотой 20–30 мм.

Пермеаметр-порозиметр «АР-608» укомплектован кернодержателем Хаслера, рассчитан для работы с породами, имеющими пористость 0,1–40 % и проницаемость 0,001–5000 фм2 при пластовом давлении 3,5–65 МПа. В приборе кроме бокового предусмотрено моделирование равновесного осевого давления, что, согласно данным [3], является необходимым условием изучения пород в реальных

290