1535

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ОЦЕНКА ОСЛОЖНЯЮЩИХ ФАКТОРОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НОЖОВСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Е.Н. Устькачкинцев

Научный руководитель – д-р техн. наук, доцент Г.П. Хижняк Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Проведен анализ основных факторов, осложняющих разработку месторождений Ножовской группы. Осложняющими факторами являются низкая проницаемость продуктивных пластов и пластовые температуры, высокая обводненность скважинной продукции и наличие вязкой нефти с высоким содержанием парафинов

инеуглеводородных компонентов. Фонд скважин осложнен образованием высоковязких водонефтяных эмульсий (ВВЭ) и формированием асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). Для оптимизации затрат на защиту промыслового оборудования от АСПО и ВВЭ предлагается провести подбор новых ингибирующих композиций с деэмульгирующими свойствами и опытно-промысловые испытания нетрадиционных технологий их использования путем закачки на забой скважины

ив призабойную зону.

Ключевые слова: добывающая скважина, способ эксплуатации, асфальтеносмолопарафиновые отложения, осложнения при добыче нефти, свойства пласта и флюида, ингибиторы парафиноотложений.

В настоящее время в общем балансе добычи нефти в России значительное место занимают высоковязкие и парафинистые нефти, доля которых неуклонно возрастает. Высоковязкие нефти характеризуются низкой подвижностью как в пласте, так и на поверхности, вызывая сложность подъема нефти по стволу скважины и транспортировки по системе сбора вследствие повышенных нагрузок на насосное оборудование. Кроме того, при содержании в нефти значительной доли тяжелых углеводородных компонентов возможно формирование АСПО

встволе скважин и системе транспорта продукции. Обводнение месторождений обусловливает образование высоковязких водонефтяных эмульсий (ВВЭ), в несколько раз увеличивая вязкость добываемого флюида.

Вусловиях интенсивного образования АСПО невозможна нормальная эксплуатация скважин без проведения систематических работ по депарафинизации,

врезультате чего увеличиваются эксплуатационные затраты на обслуживание одной скважины [1]. Для оценки причинно-следственных связей, влияющих на интенсивность отложения АСПО, проведен анализ осложняющих факторов при разработке Ножовской группы месторождений Пермского края.

Всостав Ножовской группы входят 8 нефтяных месторождений, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»: Березовское, Бугровское, Западное, Змеевское, Ножовское, Опалихинское, Падунское и Первомайское. Территориальная близость предопределяет сходство геолого-физических характеристик продуктивных объектов и физико-химических свойств пластовых флюидов.

Большая часть месторождений Ножовской группы находится на 2-й или 3-й стадиях разработки, характеризующихся постепенно падающей добычей

311

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

нефти, ростом обводненности, значительной выработкой запасов. Падунское и Березовское месторождения находятся на 4-й стадии разработки – стабильно низкая добыча, высокие значения обводненности, отбор от начальных извлекаемых запасов более 70 %.

Продуктивные пласты Ножовской группы месторождений относятся к низкопроницаемым (Кпрон < 1 мкм2). Содержание серы в нефти превышает 2 % – по [2] нефть относится к 3 классу, характеризуется как смолистая (18–35 %), парафинистая (1,5–6 %), является тяжелой (более 850 кг/м3) с повышенной вязкостью (5–25 мПа•с). Наличие асфальтенов в количестве 4,7–5,2 % и невысокие температуры способствуют формированию асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на глубинно-насосном оборудовании и стенках скважин [3].

Наличие сероводорода и легких меркаптанов представляет серьезную проблему при добыче, транспорте и переработке нефти, поскольку вызывает коррозию металлических частей оборудования, загрязняет промышленные воды и ухудшает работу катализаторов в установках нефтепереработки [4].

Накопление АСПО приводит к снижению дебита скважин и эффективности работы насосных установок, сокращению межремонтного (МРП) и межочистного (МОП) периода работы скважин [5]. Образование АСПО является основным осложнением добывающего фонда скважин Ножовской группы месторождений наряду (61 % осложненного фонда скважин) с образованием высоковязких водонефтяных эмульсий (38 %).

Для предупреждения образования АСПО в скважинах осложненного фонда применяются различные технологии: устьевой блок подачи реагента (УБПР), глубинный дозатор (ГД), магнитные аппараты (МА), нагревательные кабельные линии (НКЛ) (рисунок).

Рис. Охват осложненного АСПО фонда скважин внедренными технологиями, предупреждающими образование АСПО

312

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Устьевые блоки подачи реагента используются в 30,3 % скважин, их основные преимущества заключаются в высокой точности дозирования реагента, оперативном определении его эффективности и необходимой концентрации. Применение устьевых дозаторов в среднем увеличивает МОП в 2,2 раза, наработку на отказ – в 2,4 раза. В качестве базового ингибитора парафиноотложений используются реагенты марки СНПХ.

Глубинные дозаторы реагента получили меньшее распространение из-за необходимости подъема насосного оборудования для дозаправки контейнеров с реагентом и низкого технологического эффекта по повышению наработки на отказ.

С 2001 г. для предотвращения образования АСПО использовались скважинные магнитные аппараты. От эффективной работы магнитных аппаратов во многом зависит качество промысловой подготовки нефти [6]. Их внедрение не является повсеместным вследствие сложности определения технологического эффекта.

Применение нагревательных кабельных линий, предназначенных для путевого прогрева жидкости по стволу добывающей скважины, не получило широкого распространения вследствие высокого энергопотребления данной технологии, которое снижает экономическую составляющую получаемого эффекта.

Для ликвидации АСПО на Ножовской группе месторождений проводятся регламентные работы, в которые входят промывки скважин нагретыми агентами – растворителем или горячей нефтью. Применяется растворитель марки ФЛЭК и подготовленная нефть с УППН «Суханово».

Преобладают промывки горячей нефтью в связи с более низкой, чем при применении растворителя, ценой, несмотря на более продолжительный технологический эффект.

Осложняющими факторами разработки Ножовской группы месторождений являются следующие:

–низкая проницаемость продуктивных пластов;

–низкие пластовые температуры;

–высокая обводненность скважинной продукции;

–наличие вязкой нефти с высоким содержанием парафинов и неуглеводородных компонентов.

Превалирующим осложнением при добыче нефти является интенсивное формирование АСПО, что влечет за собой преждевременный выход из строя ГНО, снижение продуктивности скважин, сокращение МОП и МРП.

В качестве основного метода предупреждения АСПО используются ингибиторы парафиноотложений, показавшие наибольшую экономическую и технологическую эффективность. Для очистки ГНО и труб от АСПО проводят промывки скважин горячей нефтью и растворителями.

С целью оптимизации затрат на ингибиторную защиту скважин от АСПО целесообразным является детальная оценка эффективности используемых ингибиторов, целенаправленный подбор новых ингибирующих композиций с деэмульгирующими свойствами и опытно-промысловые испытания нетрадиционных технологий их использования путем закачки на забой скважин и в ПЗС.

313

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Список литературы

1.Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин / НИЦ «Регулярная

ихаотическая динамика». – М.; Ижевск, 2005. – 254 с.

2.ГОСТ Р 51858–2002. «Нефть. Общие технические условия».

3.Cordobaa A.J., Schallb C.A. Solvent migration in a paraffin deposit // Fuel. –

2001. – No. 80. – P. 1279–1284.

4.Технология очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти / Г.Р. Теляшев, М.Р. Теляшева, Г.Г. Теляшев, Ф.А. Арсланов // Нефтегазовое дело. – 2010. –

№1. – С. 1–22.

5.Турбаков М.С., Чернышов С.Е., Устькачкинцев Е.Н. Анализ эффективности технологий предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений на месторождениях пермского Прикамья // Нефтяное хозяйство. – 2012. –

№11. – С. 122–123.

6.Мурсалов Е.Г. Совершенствование метода магнитной обработки водоуглеводородных дисперсных смесей // Вестник АГТУ. – 2007. – № 6 (41). – С. 49–53.

314

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ВГВ С ПОМОЩЬЮ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

М.А. Филатов

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент А.В. Распопов Филиал ООО « ЛУКОЙЛ-Инжниринг» « ПермНИПИнефть» в г. Перми

Рассматривается методика сокращения рисков при оценке МУН с помощью гидродинамического моделирования на примере анализа технологии водогазового воздействия (ВГВ). На первом этапе работы представлен качественный анализ различных технологий ВГВ в программном обеспечении (ПО) Tempest MORE компании ROXAR. Второй этап включает в себя количественную оценку, одной, наиболее эффективной технологии ВГВ, при помощи модуля Enable компании ROXAR. Третий этап – вероятностный анализ многовариантных расчетов гидродинамического симулятора с помощью программного модуля Enable. На заключительном этапе проведен расчет экономической эффективности минимального, максимального и наиболее ожидаемого результатов. Даны рекомендации по внедрению технологии в условиях месторождения Пермского края и возможности применения подобного рода анализа для оценки различных МУН.

Ключевые слова: водогазовое воздействие, гидродинамическое моделирование, многовариантные расчеты, вероятностный анализ.

На современном этапе проектирования разработки сцелью повышения уровня добычи нефти на месторождениях с поздними стадиями разработки возникает необходимость внедрения эффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) иснижения экономических рисков при их оценке. Оценка эффективности внедрения ВГВ с помощью геолого-гидродинамической модели и расчет рисков на основе статистического анализавпрограммноммодулеEnable являетсяцельюисследовательскойработы.

Согласно мировому опыту одним из методов увеличения нефтеотдачи, который имеет довольно широкое и к тому же успешное применение, является технология водогазового воздействия.

Использование ВГВ ведущими нефтедобывающими компаниями, обусловливает необходимость более тщательного рассмотрения проекта в условиях месторождений Пермского края.

В качестве объекта исследования выбрана газоконденсатно-нефтяная залежь одного из месторождений Пермского края, где выделены несколько очагов для реализации пилотных проектов.

На геолого-гидродинамической модели данной залежи месторождения выполнено секторные моделирование в пределах очагов внедрения технологии ВГВ. Использование секторного моделирования позволило сократить время расчета более чем в 10 раз.

На секторных моделях, по всем очагам, для качественной оценки различных технологий ВГВ рассчитаны следующие варианты: вариант с закачкой пластовой воды (базовый вариант), углеводородного газа, циклическая закачка воды и газа в различных соотношениях (от 1/1 до 1/4) и непрерывная закачка водогазовой смеси (ВГС) с содержанием газа от 10 до 40 %.

315

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

По результатам предварительных расчетов (рис. 1) видно, что непрерывная закачка углеводородного (УВ) газа по сравнению с вариантом закачки пластовой воды уступает по параметрам добычи нефти. Данный факт можно объяснить прорывом газа по наиболее проницаемым и, как следствие, обводненным пропласткам. Таким образом, ввиду низкой эффективности закачки газа эту технологию на этапе качественного анализа можно отнести к наименее продуктивным МУН.

Рис. 1. Значения накопленной добычи нефти по всем очагам при использовании различных технологий ВГВ

Положительный прирост добычи нефти наблюдается как при циклическом воздействии (причем, только в соотношении 1/1), так и при закачке ВГС.

Для совмещения преимуществ рассмотренных технологий, по которым получен максимальный прирост добычи нефти, выбран оптимальный вариант последующих расчетов: импульсная (или циклическая) закачка ВГС и воды.

Второй этап включает в себя количественную оценку при помощи статистического инструмента Enable, который совместно с гидродинамическим симулятором помогает решать задачи оценки неопределенности. Данный инструмент производит исследование всего поля возможных решений поставленной задачи. Это позволяет получить ивыбратьоптимальноерасчеты, сведяк минимуму возможные риски.

Для того чтобы определиться с параметрами неопределенности, необходимо углубиться в физику самого процесса водогазового воздействия. В работах ведущих специалистов[1, 2, 3] вобластигазовыхметодоввоздействиянапластвкачествеосновных причинполученияположительногоэффектапредставленыследующиепараметры:

♦снижение остаточной нефтенасыщенности в трехфазной системе в присутствии защемленного газа;

♦снижение подвижности газа при смене нагнетаемой фазы (гистерезис);

♦эффект защемления пузырьков газа в капиллярах, что приводит к дополнительному фильтрационному сопротивлению.

Снижение подвижности ВГС и защемление пузырьков газа воспроизводилось на геолого-гидродинамической модели при помощи опции POLY, снижение

316

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

остаточной нефтенасыщенности задано как функция концентрации трассера (ключевое слово TFUN), снижение подвижности газа задано через дополнительную кривую ОФП по газу, так называемый гистерезис.

Данные эффекты наряду с содержанием газа в водогазовой смеси и периодом ее закачки, заложены в программный модуль Enable, в качестве неопределенностей. Пределы изменения выбраны на основании опытных данных и литературных источников. Необходимо отметить, что изменение коэффициента вытеснения задано в качестве константы, так как эта величина принята на основе лабораторных исследований образца керна.

В результате многовариантных расчетов (рис. 2) выделены самый оптимистичный прогноз, имеющий максимальный уровень накопленной добычи нефти, и прогноз с самым низким уровнем добычи. Кроме того, среди всех возможных решений, определена зона (рис. 4) наибольшей частости встреченных событий (т.е. наибольшей вероятности), из которой отобран один вариант, отвечающий среднестатистическому значению в данном интервале событий.

Рис. 2. Распределение расчетов по накопленной добыче

Рис. 3. Гистограмма накопленной добычи

317

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 4. Чистый дисконтированный доход (NPV)

На основании данных вероятностного анализа в дальнейшем произведен расчет экономической эффективности.

Таким образом, можно сделать вывод, что лишь при самом пессимистичном прогнозе прирост NPV отрицателен, тогда как при самом оптимистичном и наиболее вероятном значении накопленной добычи внедрение технологии ВГВрентабельно.

Выводы

1.На основании численной оценки технологии водогазового воздействия

впрограммных продуктах Tempest MORE и Enable получена эффективность

ввиде дополнительной добычи нефти.

2.В результате проведенного анализа неопределенности 85 % расчетов являются экономически рентабельными. Таким образом, данную технологию можно рекомендовать к внедрению с высокой степенью вероятности.

3.С учетом возможных рисков с помощью результатов гидродинамических расчетов, можно рекомендовать к реализации первоочередные участки для внедрения данной технологии.

4.Статистический анализ с помощью модуля Enable может быть использован как при оценке рисков прогнозирования добычи нефти, так и определения эффективности внедрения различных МУН.

Список литературы

1.Бхарат С. Джхавери, Несмешивающее вытеснение нефти при газовых МУН // Доклад на технологическом форуме ТНК-ВР – 2012. – Тюмень, 2012.

2.Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. – М.; Ижевск,

2004. – С. 122–123.

3. Телин А., Макатров А., Пиаков Г. Исследование эффективности водогазового воздействия для условий карбонатных отложений высоковязкой нефти турнейской залежиОбийского месторождения // Нефтеотдача. – 2006. – №2. – С. 51–55.

318

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

РАЗРАБОТКА СРЕДСТВ ВИЗУАЛИЗАЦИИ ДЛЯ ЧИСЛЕННОГО ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СИМУЛЯТОРА

А.И. Хасанов

Научный руководитель – канд. техн. наук С.М. Дуркин Ухтинский государственный технический университет

Представлена программа, отвечающая за визуализацию результатов расчета, для собственного гидродинамического симулятора и приводится последовательность создания математической модели месторождения. Рассматривается пользовательский интерфейс программы, принцип ее работы и формат входных данных.

Ключевые слова: гидродинамический симулятор, средство визуализации, последовательность моделирования, гидродинамическая модель, цветовой градиент.

Средство визуализации – программный инструмент, который может наглядно представить численные эксперименты, проведенные с помощью математической модели. В нашем случае представлено распределение давления по продуктивному пласту. Средство визуализации является дополнением численного гидродинамического симулятора.

Целью нашей работы является разработка численных математических моделей фильтрации и создание гидродинамического комплекса для расчета технологических показателей разработки нефтяных и газовых месторождений.

Актуальность данной работы заключается в том, что в настоящее время одним из важнейших направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных месторождений является применение постоянно действующих гидродинамических моделей месторождений.

Последовательность действий при проектировании нефтяных месторождений при помощи моделирования:

♦строится цифровая модель месторождения;

♦рассчитываются технологические показатели разработки;

♦визуализируются результаты расчетов (тема данного доклада);

♦расчитываются экономические показатели;

♦принимается окончательное решение о целесообразности разработки месторождения.

Алгоритм гидродинамического моделирования представлен на рис. 1.

Как видно из представленного рисунка, математические модели основываются на законе сохранения массы и законов течения в пласте. Каждый вид флюида описывается определенным законом фильтрации. В частности, месторождения высоковязких нефтей являются неньютоновскими системами, не подчиняющимися линейному закону фильтрации Дарси [1, 2].

Численные расчеты характеризуются сложными математическими расчетами, интерпретация которых возможна с помощью современных методов визуализации. В настоящей работе предпринята попытка создания собственного визуализатора с помощью современного языка программирования c#.

319

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 1. Алгоритм гидродинамического моделирования

Интерфейс программы представлен в черно-белом формате на рис. 2. Условно интерфейс можно разделить на три части:

♦линия градиента;

♦масштабная сетка;

♦элементы управления анимацией.

Линия градиента подобно градиенту высот на географической карте помогает оценить какую-либо величину по цвету, в данном случае давление. Каждому интервалу давлений соответствует свой цвет (примерный).

Масштабная сетка помогает визуально разделить «пласт» на ячейки равного размера, а также определить их размер и положение.

Элементы управления анимацией позволяют просматривать различные поля давлений. Например, если продуктивный пласт разрабатывается в течение 5 лет, то представляется пять матриц распределений давлений, соответствующих каждому году разработки. Таким образом, с помощью разработанной программы появляется возможность просмотреть и запустить анимацию, заключающуюся в автоматической последовательной смене картинок полей распределения давления.

Визуализатор отображает данные, которые представлены в виде массивов чисел, расположенных в текстовых файлах. Программа считывает информацию с двух файлов:

press_in_the_layer.txt; wells.txt.

320