Технологии и оборудование для активизации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов в Белоруссии



Скачать 157.43 Kb.
Дата13.07.2019
Размер157.43 Kb.
#120942

Технологии и оборудование для активизации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов в Белоруссии

Николай Демяненко - БелНИПИнефть РУП «ПО «Белоруснефть», Гомель, Беларусь

Леонид Груздилович - Группа ФИД, Минск, Беларусь
Practices and equipment for enhanced production of hard-to-recover hydrocarbon reserves in Belarus

Nikolay Demyanenko – BelNIPIneft, RUE «Production Association «Belorusneft», Gomel, Belarus

Leonid Gruzdilovich - Group FID
Аннотация

Основной проблемой разработки месторождений углеводородов в Республике Беларусь является сосредоточение значительной доли остаточных извлекаемых запасов в обводненных и низкопроницаемых зонах разрабатываемых залежей. Доля таких запасов в общем объеме остаточных извлекаемых запасов на текущий момент достигает 64% и с каждым годом увеличивается. В связи с этим для поддержания добычи нефти и активизации выработки запасов в последние годы начали широко внедряться ряд следующих технологий:

- восстановление ликвидированных, бездействующих, контрольных скважин бурением боковых стволов;

- бурение горизонтальных и многоствольных скважин;

- бурение из низкодебитного фонда скважин 2-4 дополнительных боковых стволов с колтюбингом для увеличения дебита и охвата пластов выработкой;

- технологии ГРП и кислотного ГРП в различных модификациях;

- волновые технологии воздействия на пласт с целью интенсификации притока и ПНП;

- изоляционные работы и реагентные технологии ПНП с применением широкого спектра реагентов отечественного и зарубежного производства;

- технологии водогазового воздействия с применением азота, углекислого газа и сухого углеводородного газа.

В докладе рассматриваются основные технологические приемы, схемы выполнения работ, применяемые композиции реагентов и оборудование. Приводится оценка эффективности внедрения технологий.


Abstract

The main problem of hydrocarbon development in the Republic of Belarus is accumulation of significant part of remaining recoverable reserves in water cut and low permeability zones of developed deposits. The part of such reserves in the total volume of remaining recoverable reserves at present reaches 64% and grows year by year. In this connection in order to enhance oil production the following practices have been widely introduced in recent years:

- recovery of abandoned, idle, monitor wells by side-tracking;

- drilling of horizontal and multilateral wells;

- drilling of 2-4 laterals out of marginal well stock by coiled tubing for enhanced production and development efficiency;

- hydraulic fracturing and acid fracturing in different modifications;

- wave stimulation technologies designed for well stimulation and EOR;

- water shut-off and reactant stimulation using wide range of reactants both home-produced and foreign;

- practices of water-alternated-gas injection using nitrogen, carbon dioxide gas and dry hydrocarbon gas.

Main technological approaches, process flow charts, applied reactant compositions and equipment are considered in the given report. Estimation of efficiency of introduced practices is also provided in the paper.


Разработка месторождений углеводородов в Республике Беларусь ведется с 1964 года. За этот период интенсивно вырабатывались залежи с активными запасами, темпы отбора которых достигали 8-10%, и достаточно пассивно залежи с трудноизвлекаемыми запасами, темпы отбора которых не превышали 1,0 %. Эта же тенденция сохраняется и в настоящее время. Основной объем добычи нефти (77,5%) обеспечивают залежи на месторождениях с активными запасами. Текущие темпы отбора активных запасов составляют в среднем 5-6%, а трудноизвлекаемых – 0,5-1,5% от текущего объема извлекаемых запасов. При этом интенсивно сокращается доля активных и увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов.

Следует отметить, что по состоянию на 01.01.2012 г. трудноизвлекаемые запасы в Белорусском регионе составляют более 64% от всего объема запасов. Среди них 20% запасов приурочены к высокообводненным зонам залежей с активными запасами, обводненность добываемой продукции по которым превышает 80%, а выработка достигает 85-90%. Остальные трудноизвлекаемые запасы (более 44%) сосредоточены в залежах с низкопроницаемыми коллекторами.

В связи с такой структурой остаточных запасов главной задачей РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» является разработка, адаптация и широкое внедрение технологий, направленных на активизацию выработки и повышение коэффициента извлечения нефти из залежей и зон залежей, в которых сосредоточены трудноизвлекаемые запасы.

Для поддержания уровней добычи нефти и активизации выработки трудноизвлекаемых запасов из высокообводненных зон в последние годы широко внедряются следующие технологии:

- восстановление контрольных, бездействующих и обводнившихся добывающих скважин путем бурения боковых стволов в слабовыработанные зоны залежей;

- реагентные технологии ПНП и изоляционные работы с применением широкого спектра реагентов Белорусского и зарубежного производства;

- волновые технологии воздействия на пласт с целью интенсификации притока и ПНП;

- технологии водогазового воздействия с применением азота, углекислого и углеводородного газа.

Восстановление скважин путем бурения боковых стволов. Данная технология позволяет активизировать выработку запасов из не дренируемых и слабо дренируемых зон. Места дислокации этих зон определяются с помощью геолого-гидродинамического моделирования процесса разработки залежей. На текущий момент боковыми стволами восстановлено более 210 контрольных, бездействующих и простаивающих скважин. За счет этого добыто более 3 млн. тонн нефти. По ряду залежей бурение боковых стволов привело к увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН) до 2% (табл. 1). Так по межсолевой залежи Осташковичского месторождения КИН увеличен на 1,5%, по межсолевой залежи Ю. Сосновского месторождения – на 1,9%, по подсолевой залежи Мармовичского месторождения – на 2,0%. В настоящее время большинство из пробуренных боковых стволов продолжают добычу нефти.

Таблица 1 – Эффективность восстановления скважин бурением боковых стволов



Месторождение

Залежь

Накопл. добыча нефти на 1.01.2012г., тыс. т

Накопл. добыча нефти по 2стволам, тыс. т

КИН текущий

КИН текущий без 2стволов

Прирост КИН за счет бурения боковых стволов

Речицкое

8+9 п.

4149,7

69,6

0,156

0,153

0,003

sm

18386,7

224,4

0,560

0,553

0,007

Осташковичское

м/с

29258,9

1085,9

0,390

0,375

0,015

Ю.Сосновское

м/с

7763,7

378,1

0,400

0,381

0,019

Мармовичское

п/с

801,5

49,2

0,330

0,310

0,020

Ю.Осташковичское

м/с

8559,1

253,8

0,435

0,422

0,013


Реагентные технологии повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и изоляционные работы с применением широкого спектра реагентов Белорусского и зарубежного производства. В последние годы на залежах с обводненностью добываемой продукции более 70-80% с целью снижения интенсивности роста обводнения и увеличения охвата пластов выработкой в РУП «ПО «Белоруснефть» начали широко внедрять реагентные технологии ПНП путем закачки композиций химреагентов в нагнетательные скважины. Ежегодно обработкам подвергаются до 50-60% нагнетательного фонда скважин. Объемы закачки композиций достигают 3000-5000 м3 на одну скважино-операцию. По ряду залежей эти мероприятия проводятся практически ежегодно. Опыт работ по внедрению этих технологий показывает, что после выполнения мероприятий обводненность продукции добывающих скважин снижается от первых единиц до 10%. Длительность эффекта достигает до 1,0-1,5 года (табл. 2) при объемах дополнительно добываемой нефти за счет снижения обводненности добываемой продукции в зонах влияния нагнетательных скважин до 10-17 тыс. тонн (табл. 2).

В то же время при применении одних и тех же технологий по мере выработки запасов наблюдается тенденция к снижению эффективности работ по ПНП. Так если при степени выработки запасов 0,6-0,7 от закачки 1 м3 потокоотклоняющих композиций на основе силиката натрия получали дополнительно 0,5-0,8 т нефти, то при степени выработки запасов 0,8-0,9 объемы дополнительной нефти снизились до 0,1-0,3 т на 1 м3 потокоотклоняющих композиций. Поэтому постоянно ведется работа по подбору, опробованию и внедрению новых композиций. Сейчас в РУП «ПО «Белоруснефть» имеется целый ряд композиций для ПНП на основе: силиката натрия с лигнополом, силиката натрия с каустической содой, гипано-бентонита, силиката натрия с реагентом ОВП-1, силиката натрия с реагентом ОВП-2, гипана с силикатом натрия, каустической соды с гипаном, полиакриломидов ТР 1516, Accotrol S 622, Alkoflood-955, DP-9, FP-307, AN-125 и др. и ацетата хрома, полиакриломидов и ПАВ.

Закачка потокоотклоняющих композиций осуществляется в автоматическом режиме с точным дозированием исходных реагентов комплексом оборудования КУДР-3. Концентрации химреагентов в композициях задаются с помощью панели управления комплексом оборудования.

Таблица 2 – Эффективность ПНП по залежам Речицкого и Осташковичского месторождений



Для усиления эффекта от закачки потокоотклоняющих композиций в нагнетательные скважины в ряде реагирующих добывающих скважин проводятся работы по изоляции водопритока. Для изоляции водопритока применяются составы на основе реагентов лигнопол, гипан, «АКОР», «АКРОН», ОВП-1, ОВП-2, высококонцентрированных полиакриламидов и др. Для увеличения технологической эффективности изоляционных работ за счет направления изолирующих композиций непосредственно в обводненные интервалы работы по изоляции выполняются с применением пакеров с обратными клапанами, разрубиваемого пакерного оборудования, мостовых заливочных пробок.



Волновые технологии воздействия на пласт с целью интенсификации притока и ПНП включают циклическое и вибросейсмическое воздействие на пласт.

Циклическое воздействие на пласт. В связи с появлением в последние годы в нефтедобыче такого технологического инструмента как станции управления работой ЭЦН с частотным приводом нами предложено опробовать технологию циклического воздействия на залежи, включающую в себя комплекс мероприятий по работе с системой пласт – скважина и направленную на наиболее полное вовлечение в разработку остаточных извлекаемых запасов нефти.

Основными компонентами технологии являются:

1. Воздействие на прискважинную зону добывающих скважин путем изменения параметров работы электроцентробежного насоса с помощью регулирования частоты переменного тока электродвигателя ЭЦН.

2. Воздействие на удаленную зону пласта путем закачки потокоотклоняющих реагентов в нагнетательные скважины и изменения компенсации отбора жидкости закачкой.

Опытно-промысловые работы по опробованию данной технологии выполнены на участках подсолевой залежи Вишанского и IV пачки задонского горизонта Речицкого месторождений.

От опытных работ по циклическому воздействию в 2011 г. получили 1157 тонн дополнительно добытой нефти по подсолевой залежи Вишанского и 3600 тонн по задонской залежи (IV п.) Речицкого месторождений. Планируется дальнейшее развитие данной технологии.



Вибросейсмическое воздействие на пласт. Данная технология опробована на межсолевых залежах Речицкого (IV п.) и Березинского (III блок) месторождений. Работа выполнялась в два этапа. На первом этапе проводились работы по определению доминантных частот воздействия – частот вибросейсмических колебаний, при которых возможна максимальная реакция пласта на воздействие. По результатам обработки полученных материалов установлено, что доминантные частоты лежат в диапазоне 10-40 Гц.

Для проведения второго этапа опытных работ были рекомендованы три свипа из указанного диапазона частот. Возбуждение упругих колебаний осуществлялось группой вибраторов СВ-18/120 в количестве 6 единиц из нескольких пунктов возбуждения (ПВ), расположенных по простиранию залежей на расстоянии 1,5 км друг от друга. Воздействие проводилось циклами по 12 часов в сутки в течение 1,5 месяцев на каждой из залежей.

Как показал анализ выполненных работ, ряд добывающих скважин отреагировали на вибровоздействие снижением обводненности добываемой продукции и изменением плотности добываемой воды. Дополнительная добыча нефти составила более 5000 тонн.

В то же время опытные работы показали, что в условиях нефтяных месторождений Белоруссии (развитой солянокупольной тектоники) до уровня нефтяного пласта доходит не более 10-20% генерируемой с поверхности Земли энергии. Поэтому дальнейшее развитие вибросейсмических технологий для ПНП видится в разработке специального комплекса оборудования, которое позволит доставлять энергию от места ее излучения с поверхности к месту приема на глубине нефтяного пласта с минимальными потерями.



Технологии водогазового воздействия. Водогазовое воздействие в РУП «ПО «Белоруснефть» развиваем по 4-ем направлениям с применением азота, углекислого газа, отбензиненного углеводородного газа и термогазовое ваоздействие.

В 2011 году проведены промысловые испытания технологии увеличения охвата пластов вытеснением путем нагнетания в пласт через нагнетательные скважины мелкодисперсной водоазотной смеси на семилукских залежах Осташковичского и восточного блока Тишковского месторождений. Объемы закачанного в пласт азота составляли чуть более 2 тыс. м3 на одну нагнетательную скважину в пластовых условиях при среднем содержании газа в газожидкостной смеси в пределах 30%. Эффект оказался кратковременным и длился до 2-х месяцев. По двум операциям дополнительно получено около 500 тонн нефти. Кратковременность эффекта, по-видимому, связана с небольшими объемами закачки в пласты водоазотной смеси.

Более масштабный эксперимент по технологии водогазового воздействия на пласт с применением азота проводится на залежи VIII п. задонского горизонта Речицкого месторождения. Нагнетание водогазовой смеси проводится через очаговую нагнетательную скважину № 128. На момент подготовки доклада всего в пласт закачали 1 млн. м3 в пересчете на нормальные условия азота при содержании его в газожидкостной сменси в пределах 30-40%. Как показал анализ результатов трассерных исследований, выполненных через месяц после начала закачки в нагнетательную скважину 128 водогазовой смеси, фильтрационные потоки значительно изменились по сравнению с фильтрационными потоками, имевшими место до закачки водогазовой смеси. Объемы меченой жидкости, поступающей от нагнетательной скважины 128 к добывающим скважинам 100, 115 и другим уменьшились в 2 и более раз. Изменились и скорости движения фильтрационных потоков. Отбор проб газа по подконтрольным добывающим скважинам и исследование его на содержание азота показывает, что содержание азота в этих пробах находится на уровне фоновых значений.

Оценка эффективности работ будет выполнена после окончания эксперимента.

По технологии ПНП с применением СО2 выполняется разработка пилотного проекта на опытно-промысловые испытания данной технологии на одной из залежей РУП «ПО «Белоруснефть».

Ведется работа по созданию композиционной модели с целью обоснования технологии ПНП с применением отбензиненного углеводородного газа на залежи VIII пачки задонского горизонта Речицкого месторождения.

Проект на опытно-промысловые работы по опробованию технологии термогазового воздействия готовится нами для II блока межсолевой залежи Вишанского месторождения. Для данной залежи с применением симулятора CMG STARS создана термогидродинамическая модель и выполняются расчеты технологических показателей разработки для ряда вариантов проведения эксперимента. После анализа этих вариантов будет выбран оптимальный.

Для активизации выработки трудноизвлекаемых запасов и увеличения коэффициента извлечения нефти из низкопроницаемых залежей внедряются технологии:

- поддержания пластового давления с применением модульных кустовых насосных станций (МКНС);

- гидравлических и кислотных разрывов пласта (ГРП и СКР);

- строительство горизонтальных скважин;

- строительство многозабойных скважин;

- создания многоствольных скважин из существующего фонда одноствольных низкодебитных путем бурения боковых стволов малого радиуса с колтюбингом и системой направленного бурения;

- создание системы радиальных глубоко проникающих каналов фильтрации;

- интенсификации притока в каждом из стволов многозабойной скважины с применением механизма ориентации колтюбинговой трубы.



Внедрение МКНС. На текущий момент закачка воды с применением МКНС осуществляется в 37 нагнетательных скважин на четырнадцати залежах одиннадцати месторождений. На скважинах с давлением закачки воды свыше 20 МПа применяются пакера. Всего на сегодняшний день пакерами оборудовано 11 нагнетательных скважин. С помощью МКНС в низкопроницаемые пласты в последнее время закачивается более 200 тыс. м3 воды в год. За счет поддержания пластового давления с применением МКНС дополнительная добыча нефти составляет более 100 тыс. тонн в год.

Гидравлический и кислотный разрыв пласта на низкопроницаемых залежах месторождений РУП «ПО «Белоруснефть» начали широко внедрять с 2008 года. На текущий момент по данной технологии выполнено более 200 скважино-операций и дополнительно добыто более 200 тыс. тонн нефти. ГРП и СКР проводятся на пласт с проницаемостью менее 10 мД. Объемы закачанного в пласт проппанта достигают 80-100 т на одну скважино-операцию, концентрация проппанта – до 1000 кг/м3 жидкости-песконосителя, до 600 м3 жидкости разрыва. Практически на всех скважинах на заключительных стадиях выполнялось подкрепление основной массы проппанта более крупными фракциями. ГРП выполняются как в терригенных, так и карбонатных пластах. В карбонатных пластах ГРП выполняется при значениях пластового давления ниже 0,8 от гидростатического. При более высоких пластовых давлениях проводятся СКР. Кислотные ГРП проводятся по нескольким технологическим схемам:

- КГРП с предварительной изоляцией водопритока;

- порционная закачка нефтекислотных эмульсий и растворов соляной или уксусной кислот;

- порционная закачка жидкости разрыва и растворов соляной или уксусной кислот;

- порционная закачка загущенной соляной кислоты и растворов соляной кислоты с ПАВ;

- многообъемные КГРП с использованием растворов соляной кислоты с ПАВ.

В настоящее время проводится опробование:

- азотно-пенных ГРП;

- многостадийных, поинтервальных ГРП;

- новых типов жидкостей разрыва;

- понизителей трения для кислотных составов при кислотных разрывах;

- нового типа осмоленного проппанта фракции 16/20.



Строительство горизонтальных и разветвленных скважин. В последние годы приобретен опыт и пробурено 30 скважин сложной конструкции. Среди них 25 скважин субгоризонтальных и горизонтальных, 5 скважин разветвленных с двумя стволами. За счет этого из низкопроницаемых пластов дополнительно добыто более 300 тыс. тонн нефти.

Строительство многоствольных скважин

В 2010 г. пробурена первая трехствольная скважина на межсолевую залежь С.-Домановичского месторождения. Скважина имеет второй уровень сложности по классификации TAML. Из основного ствола в пределах продуктивного пласта пробурены 3 субгоризонтальных открытых ствола с длиной от 364 до 461 м. После освоения скважина вступила в эксплуатацию с дебитом 20-22 т/сут безводной нефти, в то время как окружающие скважины работают с дебитами не более 4-5 т/сут. Дополнительная добыча нефти горизонтальных открытых ствола с длиной от 364 до 461 м. МП. Из основного ствола в пределах продуктивного пласта пробурены 3 сиз скважины 52r С.-Домановичская на 01.06.2012 г. составила более 8000 тонн.

В 2011 г. разработана технология и подготовлен рабочий проект на строительство многоствольной скважины 53r С.-Домановичская. Строительство этой скважины осуществляется по 4-ому уровню сложности классификации TAML. Конструкция разветвленных стволов включает спуск и цементирование эксплуатационных колонн с оборудованием их заколонными пакерами и проведением многостадийных ГРП.

В дальнейшем до 2015 г. планируется бурение еще нескольких многозабойных скважин.



Создание многоствольных скважин из существующего фонда одноствольных низкодебитных путем бурения боковых стволов малого радиуса с колтюбингом и системой направленного бурения. Добывающие скважины, эксплуатирующие залежи с низкопроницаемыми коллекторами, работают с дебитами по жидкости не более 3-5 т/сут. Количество таких скважин достигает 35-40% от всего фонда добывающих скважин. Для увеличения дебита таких скважин, охвата вокруг них пластов выработкой предложено из основного существующего ствола бурить в разных направлениях по 2-4 боковых ствола. Фактически в результате внедрения данной технологии будет производиться преобразование имеющихся одноствольных скважин в многоствольные с увеличением их радиуса влияния и, как следствие, увеличение коэффициентов продуктивности и дебита. Реализация данной технологии требует бурения боковых стволов по малым радиусам. Это возможно с применением колтюбинга и системы направленного бурения (СНБ), которая позволяет в режиме реального времени контролировать и управлять параметрами траектории ствола скважины, отслеживать и передавать на поверхность данные о забойных условиях работы КНБК.

Для бурения применяются колтюбинговые установки тяжелого класса. Диаметр применяемой длинномерной трубы составляет 50 мм.

На текущий момент на 2 скважинах пробурено по 2 дополнительных ствола и на 2 скважинах по одному. Разработана программа бурения с колтюбингом дополнительных стволов на 2012-2013 гг.

Создание системы радиальных глубокопроникающих каналов фильтрации. В РУП «ПО «Белоруснефть» ведутся работы по разработке комплекса оборудования и технологии для создания систем глубокопроникающих каналов фильтрации. Разработаны комплекты конструкторской документации на опытный образец скважинного оборудования, стендовое оборудование. Изготовлен и введен в эксплуатацию стенд для отработки технологии в стендовых условиях. Проведены стендовые испытания технологии. Готовится оснастка по переоборудованию колтюбинговой установки МК-30Т для оснащения колтюбинговой трубой диаметром 12,7 мм. Закуплена коррозионностойкая БДТ диаметром 12,7 мм и длиной 4200 м. Ведется работа в химической лаборатории по подбору специальных жидкостей, не блокирующих тонкопоровые каналы в низкопроницаемых пластах. Опытно-промысловые работы по испытанию данной технологии на скважинах планируется провести во второй половине 2012 г.

Область применения этой технологии не ограничена интенсификацией добычи нефти и ПНП из низкопродуктивных и малопроницаемых коллекторов. Данная технология будет востребована и как альтернатива перфорации скважин, обеспечивая при меньшей плотности перфорационных каналов значительно большее проникновение в глубь продуктивного пласта, а так же как альтернатива бурению боковых горизонтальных стволов в интервале продуктивного пласта со сверхмалым радиусом зарезки.



Технология освоения и ремонта многоствольных скважин с применением механизма ориентации колтюбинговой трубы. Опыт бурения многоствольных скважин показал, что при освоении их по традиционным технологиям приток пластового флюида происходит, в основном, из того ствола, который бурился последним. Другие стволы либо не работают, либо формируют в общем объеме притока не более 5-10%. В связи с этим нами разработано скважинное оборудование, которое позволяет входить в любой ствол многоствольной скважины колтюбинговой трубой. Это так называемый механизм ориентации колтюбинговой трубы (рис. 1). Разработаны два типа механизма ориентации – механический и гидравлический. По типоразмерам механизм ориентации изготовлен для эксплуатационных колонн 140, 146 и 168 мм.

Рисунок 1 – Схема освоения и интенсификации притока стволов многоствольной

скважины с механизмом ориентации колтюбинговой трубы

При работе в любом из стволов многоствольной скважины с данным оборудованием по данной технологии все другие стволы не испытывают воздействие рабочей жидкости на околоствольную зону пласта в этих стволах.

На текущий момент технология проходит опытно-промысловые испытания. С ее помощью освоена 3-ех ствольная скважина 52r-С.-Домановичская, выполнена интенсификация притока в каждом из стволов двухствольных скважин 287r и 289r Речицкого месторождения. За счет внедрения данной технологии из перечисленных скважин за 2010-2012 гг. дополнительно добыто более 10 тыс. тонн нефти.

Дальнейшее развитие рассматриваемой технологии предполагает проведение, при необходимости, в каждом из стволов многоствольной скважины следующих работ:

- промыслово-геофизические исследования по определению характера насыщения и работающих интервалов пласта;

- изоляция водопритока;

- установка и разбуривание цементных мостов, и ряд других операций.

На почти все перечисленные технологии, которые применяются на месторождениях Белоруссии для активизации выработки трудноизвлекаемых запасов, получены патенты на изобретения Республики Беларусь и Российской Федерации. Надеемся, что широкое внедрение их в процессах нефтедобычи позволит нам увеличить КИН на 10-15% по сравнению с проектными значениями.





Скачать 157.43 Kb.

Поделитесь с Вашими друзьями:




База данных защищена авторским правом ©vossta.ru 2022
обратиться к администрации

    Главная страница