Технологии Каражанбаса. Жармагамбетпов Т. У. Анализ применяемых технологий и их модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами

• Название: Жармагамбетпов Т. У. Анализ применяемых технологий и их модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами
• Дата: 05.04.2023
• Размер: 261.13 Kb.
• Имя файла: Технологии Каражанбаса.docx
• Тип: Обзор; #1038633
• страница: 3 из 4

Рис. II. ПТВ, блок 14п. Показатели работы скважин при внедрении технологии непрерывного нагнетания теплоносителя (пара): Qпар — закачка пара, тыс.т/мес; Qn — добыча нефти, тыс.т/мес; В—обводненность,%; он — дебит нефти, т/сут; N — фонд скважин



Рис. /2. Потокометрия и термометрия по паронагнетательной скв. 548: 1 — при закачке пара; 2 — 4 — после прекращения закачки пара через 122, 169, 240 ч; 5 - 10 — после закачки холодной воды через 430, 175, 140, 100, 65, 10 мин; // — при за­качке холодной воды.

На месторождении Каражанбас, на участке ПТВ были опробованы и испытаны различные модификации данной технологии, а именно:

технология двухэтапного формирования тепловой оторочки (ДТО, чередование закачки пара и ненагретой воды);

технология полимерно-теплового воздействия на пласт;

технология комбинированного воздействия на пласт (пар — воздух);

паротепловые обработки скважин (ПТОС);

технология гидродинамического воздействия на пласт.

В целом процесс паротеплового воздействия положительно сказыва­ется на работе добывающих скважин, которые стабильно фонтанируют, во многих наблюдаются повышенные температурные аномалии на за­бое.

ТЕХНОЛОГИЯ ДВУХЭТАПНОГО ФОРМИРОВАНИЯ ТЕПЛОВОЙ

ОТОРОЧКИ

Технология предназначена для разработки крупных по запасам за­лежей высоковязкой нефти с целью снижения энергетических затрат при одновременном повышении (сохранении) технологической и технико-экономической эффективности процесса воздействия на пла­сты базовым паротепловым методом.

Снижение энергетических затрат достигается путем более рационального использования вырабатываемого теплоносителя. Повы­шение эффективности паротеплового воздействия обеспечивается на­гнетанием в пласты теплоносителя высоких термодинамических пара­метров, чередующимся с нагнетанием не нагретой воды (морской, пла­стовой или пресной). Продолжительность нагнетания каждого из аген­тов в цикле 1 ...2 мес, темп нагнетания 6...8 т/сут на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта. Технологический процесс обеспечивает расширение в 2...3 раза масштабов применения теплового воздействия на начальной стадии эксплуатации залежи в сравнении с технологией паротеплового воздействия.

Технология ДТО выдержала предварительные испытания в сентябре 1987 г. и приемочные - в декабре 1987 г. Внедрение технологии начато в марте 1987 г. на блоках 6п и 7п промысла ПТВ. Предварительное же опробование проводилось еще в 1985 г., когда из-за нехватки мощностей по выработке теплоносителя невозможно было обеспечить достаточный уровень его закачки для компенсации отборов жидкости, в результате чего происходило значительное снижение пластового давления и как следствие падение добычи нефти. Поэтому в мае 1985 г. оперативной группой была предложена технология чередующейся (четочной) за­качки пара и холодной воды с циклом в 1 мес со средним темпом нагне­тания 60...70 т/сут пара и 60...70 м³/сут воды на одну нагнетательную скважину. Испытание данной технологии было рекомендовано на уча­стке площадного воздействия, а также в рядах скважин 580—577, 545—542. Технология выдерживалась без каких-либо значительных изменений в течение анализируемого периода с июля 1985 г. по январь 1987 г. Анализ промыслового материала показал значитель­ную эффективность технологии ДТО. Пластовое давление на этом участке в начале стабилизировалось на уровне 2,8 МПа, а затем росло и достигло 3,25 МПа. Увеличилась и добыча нефти. Средние дебиты нефти скважин возросли с 1,5...3,0 до 4,5...6,0 т/сут. Превышение за­качиваемых объемов холодной воды над объемами пара не должно составлять 20 %.

В 1987 г. были составлены ТЗ, ПМ и проект РД, а также выбраны участки для проведения промышленных испытаний и внедрения данной технологии, которая по материалам опробования на семиточечных элементах была уточнена и выдана как "технология двухэтапного формирования тепловой оторочки", так как после проведения чередую­щейся закачки на втором этапе воздействия переходят к непрерывному нагнетанию в пласт теплоносителя для создания тепловой оторочки.

Несколько подробнее остановимся на анализе материалов испы­тания и внедрения данной технологии по блоку 6п.

За период разработки блока на естественном режиме с июля 1984 г. было добыто 48,062 тыс.т нефти. До начала воздействия (июнь 1985 г.) скважины работали на естественном режиме. Несмотря на то, что в периоде июля 1984 г. по февраль 1985 г. происходит наращивание общей добычи нефти, среднесуточные дебиты скважин этого блока падали с 22 т/сут (сентябрь 1984 г.) до 11,5... 12,0 т/сут (декабрь 1984 г. — январь 1985 г.). Увеличение добычи нефти объясняется вводом новых скважин в эксплуатацию на этом участке.

С мая по август 1985 г. наметилась некоторая стабилизация в добыче нефти. Это объясняется, во-первых, форсированием отборов из добыва­ющих скважин, во-вторых, началом ведения процесса закачки тепло­носителя. В этот период увеличились среднесуточные дебиты скважин при незначительной обводненности.

Несмотря на продолжающуюся непрерывную закачку тепло­носителя в объемах 5...7 тыс.т в месяц, с сентября 1985 г. добыча нефти по блоку стала снижаться и за полтора года упала с 7,5 тыс.т (август 1985 г.) до 1,4...1,2 тыс.т (февраль — март 1987 г.) при неизменных, в принципе, объемах закачки теплоносителя (5...7 тыс.т в месяц). Дебиты нефти скважин снижались, но меньшими темпами, чем при естествен­ном режиме, и к началу испытания технологии двухэтапного формирования тепловой оторочки (ДТО) составили 4,6...3,4 т/сут (ав­густ 1985 г.— 14,9 т/сут).

Несмотря на непрерывную закачку теплоносителя в начальный период, пластовое давление по блоку продолжало снижаться и только к апрелю 1986 г. стабилизировалось и оставалось до начала испытания технологии ДТО на уровне 1,8...1,9 МПа, что ниже начального пласто­вого давления вдвое.

За период непрерывной закачки теплоносителя среднее значение паронефтяного фактора составило 1,1...1,2 т/т, что значительно ниже проектного и ниже, чем на базовом участке (блок 14п). Этим, по-видимому, и объясняется снижение добычи нефти (дебитов) по блоку к течение всего периода закачки теплоносителя.

Предварительное испытание технологии ДТО начато в октябре 1986 г. На первоначальном этапе до апреля 1987 г. продолжалось дальнейшее снижение добычи нефти и дебитов скважин, хотя удельный расход теп­лоносителя и увеличился до 3,3 т/т. В марте и апреле 1987 г. увеличили закачку теплоносителя до 10... 19 тыс.т, что привело к некоторому увеличению добычи нефти и обводненности продукции из-за прорыва конденсата пара в добывающие скважины. Далее при закачке ненагре­той воды наблюдается снижение обводненности продукции до 18 % и дальнейшее увеличение добычи нефти, что объясняется перераспреде­лением фильтрационных потоков за счет значительных перепадов темпе­ратур на границе пар - холодная вода: здесь пар конденсируется, создается значительный перепад давлений и нефть как бы всасывается в эти зоны и проталкивается к добывающим скважинам. В результате возросла добыча нефти по блоку с 1,5 до 3,2 тыс.т (июль 1987 г.) иувеличилисьдебитысЗ,4 до 7,2 т/сут, а также и возросло к концу 1987 г. пластовое давление до 2,97 МПа. Максимального уровня добыча нефти достигла в октябре 1987 г. и составила 4,5 тыс.т при среднесуточном дебите нефти 9,7 т/сут (при обводненности продукции 48 %).

С наступлением холодного периода года и некоторым снижением объемов закачиваемых агентов (пар, холодная вода) произошло снижение добычи нефти до 2,0...2,2 тыс.т, а затем вновь наблюдался рост при некотором падении обводнености (до 40...45 %).

Значительный "провал" в добыче нефти (и жидкости) в августе - октябре 1988 г. можно объяснить снижением объемов закачки агентов. В этот период значительно снизилась и обводненность — до 30 %.

Увеличение закачки теплоносителя с декабря 1988 г. по февраль 1989 г. (до 25 тыс.т), а в дальнейшем — теплоносителя и холодной воды привело к росту добычи нефти (до 7,5...8,5 тыс.т в месяц) и росту обвод­ненности до 45...55 %, а дебит нефти Скважины составил 17... 18 т/сут при паронефтяном факторе 2,0...2,5 т/т, а с учетом холодной воды — 3,3...3,5 т/т.

Таким образом, внедрение технологии ДТО позволило не только предотвратить дальнейшее падение добычи нефти, ной увеличить отбо­ры нефти с данного участка залежи при меньшей обводненности про­дукции (1989 г. — 48 %) по сравнению с базовой технологией паротеплового воздействия (блок 14п, см. рис. 11), по которой не только ниже среднесуточные дебиты скважин (удельные дебиты), но и выше паронефтяной фактор (5,1 против 2,9...3,0 т/т) и обводненность (64 против 48 %).

Таким образом, промысловый материал испытания и внедрения тех­нологии двухэтапного формирования тепловой оторочки показал высо­кую технологическую и экономическую эффективность.

ТЕХНОЛОГИЯ ПОЛИМЕРНО-ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Технология предназначена для применения на залежах высоковяз­кой нефти, содержащейся в терригенном неоднородном коллекторе. Технология обеспечивает выравнивание фильтрационных сопротивлений разно проницаемых слоев, что положительно влияет на охват по толщине пласта воздействием, увеличивает период безводной добычи нефти, снижает темп обводнения продукции добывающих скважин и в конечном итоге повышает нефтеизвлечение пластов в срав­нении с технологией непрерывной закачки теплоносителя до 5 % без снижения интенсификации добычи нефти.

При данной технологии на начальной стадии разработки закачивают в пласт раствор полимера концентрации 0,2 % в объеме, равном 3,5 % объема пор разрабатываемого элемента залежи, затем пресную воду в течение 15...20 сут, образующую водную оторочку, с последующим переходом на нагнетание теплоносителя. Суммарный объем вводимого в пласт тепла при этом уменьшается на 8... 10 % по сравнению с техно­логией ПТВ.

Испытание технологии начато в октябре 1987 г. на блоке 12п закач­кой раствора полимера марки РДА—10—20 массовым содержанием в пресной воде 0,2 %. Проектный суммарный объем нагнетания для скважин горизонта Г был достигнут в конце мая 1988 г., после чего была создана буферная зона нагнетанием в течение 10 сут ненагретой воды. Всего было закачано 6200 м³ ненагретой воды. С июня 1988 г. начато нагнетание теплоносителя. В период испытания в пласт нагнетали теп­лоноситель со средней температурой на устье скважины 220...230 °С и степенью сухости 0,2.„0,4, определенной при обработке термограмм по методике ВНИИ. Процесс нагнетания полимера в скважину проходил без существен­ных осложнений со средним темпом 100...130 м³/сут и давлением 2,8...3,0 МПа. Реагирование добываюших скважин на нагнетание раст­вора полимера началось через 2...3 мес с начала процесса активного воз­действия.

Средние дебиты нефти скважин опытного участка в течение 3...4 мес возросли с 1,7...1,6 до 4,5...5,0 т/(сут скв.) при некотором росте обводненности.

В последующие месяцы наблюдалось дальнейшее увеличение сред­несуточных дебитов скважин и, следовательно, добычи нефти. Так, в мае-июне 1988 г., т.е. когда был достигнут проектный суммарный объем нагнетания для пласта "Г", дебиты нефти скважин составили 8,5...9,5 т/(сут скв.), а добыча нефти 5,5...6,0 тыс.т в месяц, т.е. достигли начальных значений при работе скважин (рис. 13) на естественном режиме.



Рис. 13. Показатели работы скважин блока 12п опытного участка полимерно-теплового воздействия: Озак — закачка пара (I), воды (II), ПАА (III), тыс.м ³ ; Qн — месячная добыча нефти, тыс.т; ∑Q0н — суммарная добыча нефти, тыс.т; В - обводненность, %, q _н— дебит нефти, т/сут; qж — дебит жидкости, т/сут; Рпл — пластовое давление, МПа

На базовом участке ПТВ (участок сравнения — блок 14п) средне­суточные дебиты нефти скважин в этот период были равны 5,0...5,5 т/(сут. скв.).

Таким образом, интенсивность эксплуатации опытного участка (блок 12п) была не ниже, чем на базовом участке ПТВ (блок 14п), что подтверждает одно из основных проектных решений.

В результате закачки раствора полимера повысилось пластовое дав­ление. Если перед началом нагнетания оно было равно 2,3 МПа, то уже в марте-апреле 1988 г., т.е. через 6...7 мес, оно достигло 3,4 МПа.

Необходимо отметить и динамику обводнения продукции скважин по опытному участку и базовому. Если при разработке эксплуатации на режиме истощения темп нарастания обводненности продукции за счет притока из водонефтяной зоны опытного участка был выше и перед на­чалом закачки агентов обводненность составила 40 % по опытному участку и 35 % по базовому, в период процесса воздействия она выросла соответственно до 58 и 66 %. Снижение темпа роста обводненности по опытному участку в период ведения процесса является косвенным пока­зателем увеличения коэффициента охвата нефтяного пласта воз­действием.

Это подтверждают и материалы промысловых исследований паро-нагнетательных скважин. Так, по скв. 459 при закачке ПАВ для очистки призабойной зоны перед нагнетанием раствора полимера был снят профиль приемистости, который показал, что принимает верхняя часть нефтенасыщенного пласта с охватом 0,33. После закачки полимера и нагнетания теплоносителя в течение месяца паронагнетательная скважина была исследована по программе определения работающих интервалов. Как показал анализ термограмм, принимает нижняя и средняя часть нефтенасыщенного пласта, что очень благоприятно при тепловом воздействии. Коэффициент охвата составил 0,6.

Далее необходимо отмстить, что при прочих равных условиях (по совокупности признаков блоки 12п и 14п идентичны) за период прове­дения процесса полимерно-теплового воздействия на опытном участке (блок 12п) и ПТВ на базовом (блок Мп) с первого добыто более 84 тыс.т _;нефти, а с базового.— 73 тыс.т. При этом на опытном участке закачано 153 тыс.т теплоносителя, 110,5 тыс.т раствора полимера (221 т полиме­ра) и 11,1 тыс.т воды, в сумме 274,6 тыс.т агента, а по базовому участку около 400 тыс.т пара. Пароксфтяной фактор по базовому участку в среднем за весь период равен 5,5 т/т, в то время как по участку испытания за период уже чистого нагнетания пара —около 3 т/т, а в сумме со всеми закачанными агентами (раствор полимера, вода, пар) за весь период испытания имеем 3,3 т агента на 1 т добытой нефти.

Анализ промыслового материала по испытанию и внедрению техно­логии полимерно-теплового воздействия на опытном участке показал высокую технологическую и экономическую эффективность данной технологии. Дополнительная добыча нефти составила более 71,4 тыс.т.

ТЕХНОЛОГИЯ КОМБИНИРОВАННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

(нагнетание теплоносителя и окислителя)

Технология предназначена для увеличения залежей высоковязкие; - нефти в слоисто-неоднородных коллекторах терригенного типа.

Целью ее является повышение технико-экономических показателей термической добычи высоковязкой нефти путем внутрипластового перехода горячей воды в пар за счет подачи в предварительно разогре­тый теплоносителем пласт кислорода воздуха и повышение конечной нефтеотдачи. Цель достигается путем создания первичной тепловой оторочки с помощью горячей воды (70...200°С) или теплоносителя вы­соких термодинамических параметров, циклично ненагретой воды с последующим нагнетанием водовоздушной смеси.

На начальном этапе технологии создается первичная тепловая ото­рочка при темпе нагнетания рабочих агентов 6...7 т/сут на I м нефтенасыщенной толщины пласта. Продолжительность этого этапа не должна превышать 30.. 40 % продолжительности проектного этапа создания тепловой оторочки.

При завершении начального этапа переходят ко второму этапу про­цесса — наращиванию тепловой отэрочки путем нагнетания в пласт воздуха и нагретой воды. Темп нагнетания воздуха — 1,0... 1,2 тыс.м³/сут на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта. Продолжитель­ность этого этапа равна 50...70 сут, водовоздушное отношение должно составлять 0,006...0,015 м³ /м³. После цикла нагнетания водовоздушной смеси в течение 25...35 сут в пласт нагнетается теплоноситель высоких термодинамических параметров. Циклы нагнетания водовоздушной смеси и теплоносителя высоких параметров повторяются многократно до завершения создания тепловой оторочки проектных размеров, после чего проводится перемещение ее по пласту ненагретой воды до завер­шения разработки участка.

Испытания технологии проводили на опытном участке промысла ПТВ, включающем в себя нагнетательные скв. 593 и 623 (пласт Б), скв. 605 и 618 (пласт Г) и 17 добывающих скважин.

Скважины опытного участка пласта Б эксплуатируются с 1988— 1989 гг. Нагнетание теплоносителя начато в 1988 г., средний темп на­гнетания составил 90 т/сут. Создание первичной тепловой оторочки продолжалось с 1988 г. до мая 1990 г. В период нагнетания пара средний дебит нефти скважины составил в 1988 г. 3,2 т/сут, в 1989 г. — 1,9 т/сут при обводненности 40...80 %. В мае 1990 г. осуществлен переход на на­гнетание воздуха с теплоносителем. Поданным СКТ (станция контроля за температурой) установлено, что температура на забое скв. 593 в период нагнетания пара составляла около 200 °С. После проведения цикла нагнетания воздуха на забое зафиксирована температура около 280 °С, что свидетельствует о наличии в призабойной зоне окислитель­ных реакций. Анализы газов горения показали низкотемпературный характер окислительных реакций в пласте. Содержание углекислого га­за не превышало 8...10 %, кислорода — до 10 %. Отмечены прорывы воздуха к забоям добывающих скважин. За период проведения пред­варительных испытаний происходило постеленное падение добычи и средних дебитов скважин с 3 т/сут в 1988 г. до 1,1 т/сут в 1991 г.

Скважины опытного участка пласта Г эксплуатируются с 1983 г. Участок находится на средней стадии разработки. В течение периода 1983—1987 гг. (в связи с нехваткой мощностей по выработке тепло­носителя) в скв. 605 и 618 осуществлялось нагнетание теплоносителя циклично с ненагретой водой. За анализируемый период (1988— 1991гг.) испытания комбинированной технологии добыча нефти упала с 21,5 тыс.т в 1988 г. до 5,5 тыс.т в 1990 г., дебиты скважин снизились с 6,8 до 1,9 т/сут при росте обводненности с 67,5 до 82 %. Переход на нагнетание водовоздушной смеси не привел к существенному росту добычи нефти. В добывающих скважинах отмечены прорывы газов с содержанием кислорода до 10 % и низким содержанием углекислого газа (до 6... 10 %). В период нагнетания водовоздушной смеси водовоздушное отношение составило 0,0135м³/м³.

При переходе от нагнетания пара к нагнетанию воздуха на этапе охлаждения нагнетательных скважин происходит сильное пескопроявление, что приводит к частым ремонтам скважин по промывке песчаных пробок.

Предварительные испытания технологического процесса "Комбинированное (теплоносителем и окислителем) воздействие на пласт" в конкретных геолого-физических условиях не подтвердили его предполагаемый эффект. Технология не была рекомендована к внед­рению. В случае проведения испытаний технологии комбинированного воздействия на других месторождениях отрасли необходимо учитывать неэффективность ее применения в условиях сильной расчлененности и значительной проницаемостной неоднородности пластов, что является причиной быстрых прорывов конденсата к забоям добывающих скважин и предпосылкой к прорывам воздуха по промытым пропласткам.