ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ НА ДИНАМИКУ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА

АННОТАЦИЯ

Одним из наиболее эффективных методов добычи высоковязкой нефти является технология парового гравитационного дренажа, при которой бурятся две параллельные горизонтальные скважины: в одну закачивается пар, другая используется для добычи. Эффективность данной технологии зависит от множества факторов, включая давление нагнетания пара. Проведено численное моделирование, которое показало, что снижение давления нагнетания до 0,8 МПа увеличивает объем добычи нефти на единицу закачанного пара, снижая затраты на производство. Выявлена оптимальная стратегия изменения давления нагнетания для повышения эффективности добычи на мелкозалегающих месторождениях Татарстана.

ABSTRACT

One of the most effective methods of high-viscosity oil production is the steam gravity drainage technology, in which two parallel horizontal wells are drilled: steam is injected into one, and the other is used for production. The efficiency of this technology depends on many factors, including steam injection pressure. Numerical modeling has been conducted, which showed that reducing the injection pressure to 0.8 MPa increases the volume of oil production per unit of injected steam, reducing production costs. An optimal strategy for changing the injection pressure to improve production efficiency at shallow fields in Tatarstan has been identified.

Ключевые слова: паровой гравитационный дренаж, дебит, горизонтальные скважины.

Keywords: steam gravity drainage, flow rate, horizontal wells.

1. Введение

Парили газлифтный способ добычи продукции при технологии «паро- гравитационного дренажа» возможен только при достаточно высоком давлении нагнетания пара. Однако, возможны случаи, когда потребуются более низкие давления нагнетания из-за наличия возможных зон поглощения. Особенности строения продуктивных пластов мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей Татарстана - наличие водонасыщенных прослоев и линз является потенциальными зонами поглощения при нагнетании пара высокого давления.

2. Результаты численного моделирования технологии парового гравитационного дренажа

Проведено исследование путем численного моделирования технологии «паро- гравитационного дренажа» на модели с усредненными петрофизическими свойствами Ашальчинского месторождения при приемлемо высоком (до 0,8 от горного давления) и низких давлениях (меньше гидростатического (0,8 МПа)) паровой камеры. На рисунке ниже представлена динамика КИН в зависимости объема закачанного пара в поровых объемах.

Рисунок 1. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от объема закачанного пара при различных давлениях нагнетания

При давлении нагнетания равном и большем гидростатического достигается одна и та же величина коэффициента нефтеизвлечения. Но в случае нагнетания пара при 0,8 МПа для достижения этого же коэффициента нефтеизвлечения требуется закачать пар в количестве 1,7 от порового объема, или на 35% меньше, чем в случае давления нагнетания 1,7 МПа, где требуется 2,3 поровых объема. Таким образом, если рабочее давление нагнетания снизить с 1,7 МПа до 0,8 МПа, объем добычи нефти, приходящийся на один м³ закачанного пара (рисунок 2), повышается с 0,352 до 0,471 м³/м³ (на 35 %). Паронефтяное отношение снижается от 2,8 до 2,1 м/м для того же коэффициента нефтеотдачи.

Рисунок 2. Динамика изменения накопленной добычи нефти на один м³ закачанного пара в зависимости от объема закачки в поровых объемах

Из сопоставления сроков разработки до достижения паронефтяного отношения не более 5 м³/м³ (рисунок 3), выявляется удлинение срока разра­ботки на 4 года при давлении нагнетания 0,8 МПа (коэффициент нефтеизвлечения достигаемый при этой величине одинаков).

Рисунок 3. Динамика изменения коэффициента нефтеизвлечения и расхода пара на один м нефти в зависимости от давления нагнетания

При меньшей величине давлении нагнетания на забое срок разработки удлиняется с одновременным снижением коэффициента нефтеизвлечения.

Сравнение вариантов расчета показывает, что увеличение давления нагнетания приводят к некоторому увеличению нефтеизвлечения, однако при этом более значительно вырастает расход пара или затраты топлива.

Таким образом, изучена возможность применения технологии «паровой камеры» при различных давлениях. Проведение процесса при низких давлениях обеспечивает экономию благодаря снижению паронефтяного отношения. Вариант давления нагнетания 0,8 МПа наиболее предпочтителен, обеспечивающий наилучшие показатели.

Влияние давления на нефтеизвлечение в более сложных геологических моделях с неоднородностями может быть разным, и должно изучаться конкретно для каждого случая продуктивного пласта с целью определения оптимального рабочего давления. Возможны случаи, когда процесс лучше сначала вести при более высоком давлении, чтобы увеличить начальный дебит нефти и ускорить создание гидродинамической связи и паровой камеры, потом уменьшить давление, чтобы снизить паронефтяное отношение или выровнять ожидаемые давления в зоне поглощения.

Как показано на рисунке 4, повышение давления нагнетания до 1,7 МПа на начальном этапе до момента достижения гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами и последующее снижение до 0,8 МПа позволяет увеличить начальный темп отбора нефти, не повышая при этом затратность. Если же давление нагнетания снизить после достижения паровой камерой кровли продуктивного пласта, то это приводит к уменьшению объема отобранной нефти на один м³ закачанного пара.

Наиболее эффективный процесс наблюдается в условиях нагнетания при высоких давлениях нагнетания до создания гидродинамической связи между скважинами с последующим переходом на давление нагнетания на забое 0,8 МПа для условий Ашальчинского месторождения. Для других горно­геологических условий величина пластового давления, которую необходимо поддерживать при разработке месторождения, может быть иная.

Рисунок 4. Динамика изменения добычи нефти на м³ закаченного пара в зависимости от давления нагнетания

Таким образом, установлено, что критерием эффективности систем параллельных горизонтальных скважин является условие поддержания пластового давления равным гидростатическому или 0,8 МПа.

Список литературы:

1. Коротенко В.А., Кряквин А.Б., Грачев С.И., Хайруллин Ам. Ат., Хайруллин Аз. Ам. Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи: учебное пособие – Тюмень: ТюмГНГУ, 2013, с.159.
2. Тарик, Ахмед. Справочник горного инженера / Ахмед Тарик. – Хьюстон, Техас, 2001.
3. Николаев В.А. Физические основы разработки месторождений углеводородов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2013. - 312с.
4. Сибирская нефть. 2018. № 149: [Электронный ресурс]. URL: http://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/697/1489610/. (Дата обращения: 31.08.2018).
5. Карпов В. Б. Повышение эффективности разработки крупного месторождения ТРИЗ в Западной Сибири на основе опыта Канадских месторождений-аналогов / В. Б. Карпов [и др.] // SPE‑182572-RU.