аааааааааа. томск. Оценка перспектив использования технологий создания газогидратных барьеров при
 Скачать 3.49 Mb.
|
|
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ ТИЗ – трудноизвлекаемые запасы КИН – коэффициент извлечения нефти ППД – поддержание пластового давления НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение НГО – нефтегазоносная область УВ – углеводороды НГП – нефтегазоносная провинция ГНК – газонефтяной контакт ВНК – водонефтяной контакт ГФ – газовый фактор OWC – oil-water contact GOR – gas-oil ratio GOC – gas-oil contact ЧДД – чистый дисконтированный доход ЧС – чрезвычайная ситуация ЧП – чрезвычайное происшествие ГПС – генератор пены средней кратности КИП – кислородный изолирующий противогаз ЛВЖ – легковоспламеняющаяся жидкость ГО – гражданская оборона СНЛК – сеть наблюдения и лабораторного контроля ПДК – предельно допустимая концентрация 12 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ...................................................................................................................................... 14 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ .................. 16 1.1. Общие сведения о месторождении ................................................................................. 17 1.2. Природно-климатические условия района ..................................................................... 18 1.3. Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения ................................... 19 1.4. Тектоника ........................................................................................................................... 24 1.5. Перечень продуктивных пластов и их индексация ....................................................... 24 1.6. Характеристика водоносных горизонтов ....................................................................... 26 1.7. Физико-литологическая характеристика пород коллекторов ...................................... 28 1.8. Физико-химические свойства пластовых флюидов ...................................................... 29 1.9. Выводы по разделу ........................................................................................................... 31 2. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР И СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ .............................................. 32 2.1. Особенности разработки месторождений с газовой шапкой и нефтяной оторочкой 32 2.2. Опыт применения барьерных технологий для контроля конусообразования ............ 35 2.3. Опыт применения газогидратов для контроля конусообразования ............................. 42 2.4. Общие сведения о газовых гидратах............................................................................... 47 2.5. Выводы по разделу ........................................................................................................... 50 3. ANALYTICAL CALCULATIONS ....................................................................................... 51 3.1. Evaluation of hydrate stable existence conditions for certain natural gas composition ..... 51 3.1.1. Gas Gravity Method ........................................................................................................ 51 3.1.2. Skhaliakho and Makogon Method .................................................................................. 52 3.1.3. Ponomarev Method ......................................................................................................... 53 3.1.4. CSMHYD ....................................................................................................................... 54 3.1.5. Results ............................................................................................................................. 55 3.2. Critical rate estimation ........................................................................................................ 55 3.2.1. Vertical Producers ............................................................................................................... 56 3.2.2. Horizontal Producers ........................................................................................................... 72 3.3. Conclusion on the chapter ................................................................................................... 80 4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ............................................................ 81 4.1. Сравнение аналитических расчетов с гидродинамическими показателями ............... 81 4.2. Моделирование газогидратного барьера ........................................................................ 82 13 4.3. Выводы по разделу ........................................................................................................... 85 5. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ ............................................................................................................... 86 5.1. Расчет ЧДД ........................................................................................................................ 86 5.2. Выводы по разделу ........................................................................................................... 91 6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА ...................................................... 92 6.1. Основные направления обеспечения безопасности и экологичности производственных процессов ..................................................................................................... 92 6.2. Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и технологических процессов ........................................................................................ 94 6.2.1. Обеспечение пожаро- и взрывобезопасности ................................................................. 94 6.2.2. Защита от действия токсичных и вредных веществ при их сбросах и выбросах ....... 96 6.2.3. Обеспечение электробезопасности .................................................................................. 96 6.2.4. Обеспечение комфортных условий труда работников .................................................. 97 6.3. Мероприятия по обеспечению безопасности в чрезвычайных ситуациях .................. 98 6.4. Оценка эффективности мер по обеспечению экологической безопасности ............. 101 6.5. Выводы по разделу ......................................................................................................... 103 ЗАКЛЮЧЕНИЕ.............................................................................................................................. 104 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ............................................................................................................. 106 14 ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы исследований. На территории Российской Федерации известно около 200 газоконденсатно-нефтяных и газонефтяных месторождений, характеризующихся наличием нефтяной оторочки – нефтенасыщенной части залежи, геологические запасы и размеры которой значительно меньше ее газонасыщенной (газоконденсатнонасыщенной) части, с запасами нефти в нефтяных оторочках – более 6 миллиардов тонн и газа в газовых шапках – более 7 триллионов кубических метров, что представляет собой существенную часть общих запасов углеводородов в России. Исходя из статистических данных, запасы нефтяных оторочек газонефтяных и газоконденсатно-нефтяных залежей разрабатываются малоэффективно, что обуславливается частым образованием газовых конусов из газовой шапки и последующими прорывами газа в нефтяные добывающие скважины. Подобные прорывы являются причинами потери части запасов газовой шапки, а пренебрежение разработкой нефтенасыщенной части приводит к расформированию нефтяной оторочки. По причине сложности и трудоемкости разработки углеводородные запасы нефтяных оторочек относят к ТИЗ (трудноизвлекаемым запасам нефти). При стандартной схеме разработки газоконденсатно-нефтяных и газонефтяных месторождений на режиме истощения КИН (коэффициент извлечения нефти) составляет в лучшем случае около 10 %. Одновременно с этим, попытки использования вторичных методов увеличения нефтеотдачи путем ППД (поддержания пластового давления) методом заводнения при освоении нефтяных оторочек также демонстрируют малую степень эффективности. На сегодняшний день извлечено менее 2 % от общих запасов российских газонефтяных месторождений. Столь малая цифра обуславливается неэффективной добычей нефти, тормозящей дальнейший ввод запасов газовой шапки в эксплуатацию. Поэтому, при разработке месторождения с газовой шапкой и нефтяной оторочкой часто пренебрегают запасами нефти, что, хотя и не соответствует требованию государства о достижении максимального уровня извлечения углеводородных запасов из недр, является неизбежным ввиду нерентабельности добычи нефти [1]. Большинство месторождений Восточной Сибири, газоконденсатные залежи которых характеризуются наличием тонких нефтяных оторочек, планируются к освоению в ближайшие годы. Именно поэтому остро стоит вопрос о разработке инновационных технологий, способных обеспечить более высокие коэффициенты нефтеизвлечения [2, 3]. 15 К таким месторождениям относится целевое нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ Д), являющееся объектом реализации результатов исследования данного проекта, расположенное в пределах республики Саха (Якутия) и являющееся одним из самых больших по углеводородным запасам в России. На данный момент месторождение находится на переходном этапе завершения геологоразведочных работ и начале опытно- промышленных работ совместно с подготовкой к промышленной разработке залежей. Исходя из всего вышеизложенного, целью данной работы является разработка инновационного решения проблемы повышения нефтеотдачи нефтяных оторочек месторождений с газовой шапкой на примере низкотемпературных залежей месторождения Д.. Для достижения данной цели был разработан метод газоизоляции с помощью создания газогидратного барьера в области газонефтяного контакта для увеличения времени безгазовой выработки запасов нефтяной оторочки. Основными решаемыми задачами в данной работе являются: 1. Обоснование перспективного метода предотвращения образования газовых конусов на низкотемпературных месторождениях с газовой шапкой и нефтяной оторочкой за счет создания газогидратного барьера в области газонефтяного контакта. 2. Разработка оптимальной технологии осуществления данного метода на примере месторождения Д. Научная новизна и практическая значимость. Установлено, что газовые гидраты могут представлять из себя не только промысловую проблему, но также могут быть использованы в качестве относительно дешевого и надежного решения проблемы образования газовых конусов на нефтяных скважинах, добывающих углеводороды из низкотемпературных нефтяных оторочек. Теоретически обоснована применимость создания газогидратного барьера на нефтегазоконденсатном месторождении Д. Разработан вариант осуществления данной технологии на примере нефтегазоконденсатного месторождения Д. 32 2. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР И СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ 2.1. Особенности разработки месторождений с газовой шапкой и нефтяной оторочкой Постепенное ухудшение структуры нефтяных запасов на территории Российской Федерации привело к тому, что объектом повышенного внимания в настоящее время являются трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ), сосредоточенные в нефтяных оторочках газонефтяных и газоконденсатнонефтяных месторождений. Коэффициент нефтеизвлечения из залежей месторождений данного типа существенно меньше (около 10 %) [4], чем коэффициент нефтеизвлечения из залежей традиционных нефтяных месторождений (около 30 %)[5]. Часто, добычей нефти из нефтяных оторочек пренебрегают, а разработка газовой части залежи на режиме истощения приводит к снижению пластового давления в газовой шапке и, соответственно, к расформированию нефтяной оторочки и безвозвратной потере ее запасов. На территории Российской Федерации запасы нефтяных оторочек колоссальны (около 7 миллиардов тонн). Их разработка зачастую осложнена возникновением нефтяных и газовых конусов, литологическими неоднородностями и опасностью размазывания нефтяных оторочек за счет значительных репрессий и депрессий, применяемых к пласту. Наиболее сложно разрабатывать протяженные (со значительной площадью ГНК) тонкие нефтяные оторочки (меньше 10 метров) и оторочки, насыщенные вязкой нефтью. Рассматривая проблему конусообразования, являющуюся ключевой в данной работе, необходимо для начала объяснить природу данного явления. В случае вертикальных скважин нефтяная оторочка вскрывается таким образом, что перфорационные отверстия находятся примерно на равных расстояниях от флюидальных контактов [4]. При реализации системы горизонтальных скважин стволы бурятся в нескольких метрах от водонефтяного контакта, на наибольшем расстоянии от газонефтяного контакта (Рисунок 2.1). 33 Рисунок 2.1. Конусообразование при дренировании скважинами (вертикальной и горизонтальной) нефтяной оторочки При отборе нефти из скважин, описанных выше, происходит снижение давления вблизи их зон дренирования. По этой причине газ из газовой шапки и вода из подстилающего аквифера прорываются к зонам дренирования, формируя газовые и водяные конусы. Вследствие этого, газовый фактор и обводненность скважинной продукции стремительно растут, что приводит к снижению дебита нефти до нерентабельного уровня. С технологической же точки зрения, снижаются отборы нефти и общий КИН по месторождению [4] Проблема, связанная с литологической неоднородностью, относится к явлению «косой» слоистости. Работа [7] описывает антиклинальную ловушку, в которой процессе осадконакопления образовались непроницаемые пропластки, обусловленные вторичными карбонатизационными процессами. В случае, когда ловушка представляет собой нефтяную залежь, подстилаемую подошвенной водой, скважина, вскрывающая данную ловушку и перфорируемая по всему нефтенасыщенному интервалу, через неограниченное время задренирует все нефтяные запасы. Если же ловушка заполнена нефтью и газом часть запасов нефти будет заблокирована через некоторое время в результате прорыва газа из газовой шапки (Рисунок 2.2). Во втором случае также будет неэффективен метод поддержания пластового давления путем закачки флюидов. 34 Рисунок 2.2. Схемы залежей разного насыщения в однотипных антиклинальных ловушках Последняя проблема, осложняющая добычу нефти из газонефтяных залежей, - опасность применения больших депрессий/репрессий на пласт. Чрезмерные депрессии приводят не только к конусообразованию в зоне дренирования нефтяных добывающих скважин, но и к вытекающему из этого истощению и потере запасов газовой шапки. Повышенные темпы закачки воды приводят к смещению оторочки в газовую шапку и потерям нефтяных запасов [5]. Все используемые подходы к разработке месторождений с двухфазным насыщением залежей можно разделить на 2 категории: разработка на режиме истощения энергии пласта и разработка с применением методов поддержания пластового давления. Также исключительно важна последовательность извлечения запасов нефти и газа. Самым эффективным представляется первоочередная добыча запасов нефти из нефтяной оторочки или одновременное извлечение газа и нефти с условием неизменного положения ГНК [6]. В России газонефтяные и газоконденсатнонефтяные месторождения разрабатываются на режиме истощения пластовой энергии с первоочередным отбором газа и частым игнорированием запасов нефтяной оторочки. Такой способ приводит к потере запасов нефти [7]. Примерами «умной» разработки газонефтяных и газоконденсатнонефтяных месторождений с обеспечением извлечения нефти из нефтяной оторочки являются: применение барьерного заводнения; одновременная или одновременно-раздельная добыча газа, нефти и воды с применением сайклинг-процесса или без него [8]; применение закачки газа извне в газовую шапку, катализирующая режим гравитационного вытеснения нефти к забоям скважин [9]; 35 первоначальное использование режима истощения пластовой энергии с отбором газа из газовой шапки, в результате которого снижение пластового давления катализирует смещение нефти из нефтяной оторочки в газонасыщенную часть, где остаточная нефтенасыщенность может составлять от 20 до 40 %, за счет чего увеличиваются размеры запасов нефтяной оторочки [8, 9]. Выводы по подразделу: 1. Существует несколько основных проблем, возникающих при отборе нефти из нефтяных оторочек, расположенных в подгазово-надаквиферных зонах: конусообразование, способствующее быстрому увеличению обводненности и загазованности скважинной продукции; литологическая неоднородность пласта, приводящая к ограничению интервала дренирования скважины; опасность расформирования (размазывания) нефтяной оторочки и потери запасов газовой шапки в результате применения чрезмерных репрессий/депрессий на пласт. 2. Отбор нефти из нефтяных оторочек является гораздо более сложным мероприятием, чем отбор нефти из традиционных нефтяных залежей, подстилаемых водой, а способы разработки нефтяных оторочек развиты гораздо меньше, чем способы разработки традиционных нефтяных залежей. 2.2. Опыт применения барьерных технологий для контроля конусообразования Прорывы газа из газовой шапки и, в меньшей степени, воды из аквифера являются ключевыми факторами, обеспечивающими низкие коэффициенты нефтеизвлечения и нерентабельность дальнейшей разработки нефтяной оторочки. Одним из теоретических методов борьбы с данной проблемой является эксплуатация залежи на критическом дебите конусообразования, который позволяет отбирать безгазовую нефть длительное время. Однако в большинстве случаев такой подход является экономически нерентабельным [1]. Замедлить газовый или водяной прорыв и увеличить критический дебит конусообразования позволяет технология создания барьеров на флюидальном контакте. Существует два типа барьерных технологий, которые упоминаются в литературе, для замедления прорыва газа или воды в нефтедобывающие скважины: 36 методы, основанные на создании горизонтальной трещины на уровне флюидального контакта и заполнении ее проппантно-цементной смесью [10]; методы, основанные на закачке жидкости. Оба типа основаны на условии формирования непроницаемого или низкопроницаемого горизонтального барьера на уровне ГНК или ВНК, который способен замедлить прорыв нежелательных флюидов в нефтедобывающие скважины с целью увеличения продолжительности рентабельной эксплуатации данных скважин. Преимущество барьерных технологий также заключается в возможности эксплуатации скважин с критическими дебитами, в несколько раз превышающими рассчитанные аналитически [11, 12]. Впервые подход, основанный на создании трещины и заполнении ее твердым материалом, был предложен в работе [11]. Основная идея данной технологии заключается в создании небольшой горизонтальной трещины на уровне ГНК или ВРНК и заполнении пространства данной трещины смесью проппанта и цемента. Через некоторое время после закачки, происходит затвердевание данной смеси под действием давления вышележащих пород и формирование низкопроницаемого барьера. Эффект барьера, по словам авторов работы [11], заключается в том что радиус вертикальной скважины в расчетах критического дебита конусообразования теперь может быть заменен на радиус барьера, так как газ или вода будут подтягиваться к краям барьера. Однако данная технология имеет существенные недостатки, которые связаны с созданием горизонтальной трещины. Часто в породе вертикальный стресс превышает горизонтальные, особенно на больших глубинах, способствуя тому, что трещина получается вертикальной. Вполне вероятно, что применение данной технологии увенчается успехом на небольших глубинах, однако большинство углеводородных залежей расположены гораздо глубже, поэтому метод создания твердого барьера до сих пор существует только в теории [12]. Второй тип барьерных технологий включает в себя закачку жидкостей (гелей, пен, полимеров и т.д.). Существует огромное количество различных составов и их смесей, которые были рекомендованы разными авторами в их работах для создания непроницаемого или низкопроницаемого барьера. Некоторые из них рассмотрены ниже. Стоит также отметить, что промысловый опыт применения жидкостных барьеров очень ограничен, даже при условии того, что удовлетворительные результаты были получены с помощью инструментов математического и гидродинамического моделирования. 37 Один из немногих методов, протестированных в промысловых условиях и относящийся к вышеизложенному типу барьерных технологий, был предложен в работе [13]. Метод включает в себя подготовку полиакриламидов в отфильтрованной воде с дальнейшим повторным фильтрованием смеси с целью удаления нерастворенных частиц полимера. Данная смесь представляет собой основу барьера, который препятствует потоку конусообразующих флюидов. Для доставки смеси на необходимую глубину автор данной работы рекомендовал высокие дебит закачки (около 0,5-0,6 м 3 /мин). Однако опыт применения технологии в промысловых условиях показал, что в большинстве случаев, проницаемость в предполагаемой зоне существования барьера хотя и была снижена, оказалась слишком большой для замедления конусообразования. Другой пример попытки создания жидкостного барьера представлен в работе [13]. В данном случае в качестве жидкости закачки было предложено использование водонефтяной эмульсии, которая до этого достаточно эффективно применялась для тампонажных работ в нагнетательных скважинах, где флюидальный поток всегда направлен в одном направлении. Однако в добывающих скважинах подобная технология оказалась безрезультатной, так как капли нефти в эмульсии вытеснялись, как только начиналась эксплуатация добывающей скважины. Рассматривая более сложные методы, одним из примеров может служить технология, описанная в работе [15]. Суть метода заключается в одновременной закачке полимера/силикатного геля на газонефтяной контакт и пены в нефтенасыщенную часть (Рисунок 2.3). Рисунок 2.3. Схема одновременной закачки полимера/силикатного геля и пены 38 Условия успешного применения данного метода заключаются в следующем: Необходимая степень снижения проницаемости постоянного барьера достигается за счет закачки гелеобразной субстанции. Для достижения максимальной эффективности барьер должен быть неподвижным, распространенным по площади и располагаться как можно ближе к ГНК. Эти критерии могут быть удовлетворены при помощи поэтапной закачки гелеобразующих материалов с большим интервалом времени загеливания. Распространение барьерообразующего материала по площади достигается путем одновременной его закачки и закачки поддерживающей среды (пены). Применение пен является эффективным решением, так как они имеют минимальное влияние на добычу нефти после закачки. Данный способ был опробован на месторождении Algyo с нефтяной оторочкой и газовой шапкой. Приготовление подходящих составов пены и геля потребовало длительных лабораторных исследований, связанных с изучением каждого компонента, входящего в состав будущего барьерообразующего материала. Также процесс закачки представлял собой отдельную проблему (Рисунок 2.4). Рисунок 2.4. Схема поверхностного оборудования для закачки геля и пены. 39 После недели обнадеживающих результатов газовый фактор начал стремительно расти, пока не достиг значения до опробования технологии (ГФ>500). Итогом стало заключение о том, что данный метод слишком сложен для промышленной реализации и экономически неэффективный. В России, сложная барьерная технология была описана Закировым [4]. Метод заключался в следующем: Первоочередное создание постоянного гелевого экрана на ГНК (с целью предотвращения прорыва воды, которая будет закачиваться выше по пласту). Постепенная закачка значительных объемов воды с целью создания водяного барьера (для разобщения газовой шапки и нефтяной оторочки и поддержания пластового давления) (Рисунок 2.5-2.7) Однако результаты гидродинамического моделирования показали, что даже на стадии создания гелевого экрана обнаруживаются серьезные проблемы. Существование проблем также подтвердилось при моделировании экрана необходимой конфигурации в условиях реальных моделей месторождения Troll (Норвегия) и Лянторскорского месторождения (Россия). Рисунок 2.5. Схема метода Закирова для вертикальных скважин [4] 40 Рисунок 2.6. Расположение горизонтальных скважин Рисунок 2.7. Схема метода Закирова для горизонтальных скважин [4] Конкретнее, создание экрана моделировалось для случая горизонтальных скважин. Во время закачки гелевого состава с определенным временем загеливания через горизонтальный нагнетательный ствол происходило неконтролируемое намерзание геля вблизи скважины. Сам гелевый экран имел причудливую конфигурацию расположения в пласте, что не соответствовало ожиданиям равномерного распространения на уровне газонефтяного контакта (Рисунок 2.8) [14]. 41 Рисунок 2.8. Изолинии насыщения гелем порового пространства в момент Т=22 дня (при дебите закачки 800 м 3 /сутки и временем загелевания Т гель =6 дней) После проведения гидродинамического моделирования была дана серия рекомендаций для увеличения эффективности данного метода на основе тщательного анализа, включающая в себя сепарацию закачки гелевого материала на несколько этапов, каждый из которых характеризуется индивидуальным дебитом и временем закачки. К примеру, подобное поэтапное моделирование было проведено для месторождения Troll: время закачки варьировалось от 2,1 до 3,5 дней, индивидуальное время загеливания для порций гелевого материала составило от 4,3 до 107 дней, дебит закачки изменялся в диапазоне 300-3010 м 3 /сутки. Как видно из вышеизложенного, метод создания гелевого экрана слишком сложен для осуществления его в промышленных масштабах. Кроме того, проведение исследований для индивидуальных условий месторождений, закупка и доставка материалов и оборудования требуют больших затрат. 42 Выводы по подразделу 1. Способы газоизоляции на уровне газонефтяного контакта газонефтяных и газоконденсатнонефтяных залежей в настоящее время мало изучены. В основном, работы, посвященные данной тематике, находятся на «теоретической» стадии, либо известны редкие, в большинстве своем неудачные попытки применения, отсутствует в промышленных масштабах промысловый опыт. Достаточно перспективными являются барьерные технологии, которые также относительно мало изучены. 2. Технология создания твердых барьеров с использованием заполненных проппантно-цементной смесью трещин имеет существенный недостаток, заключающийся в неопределенности успеха создания трещины в нужном направлении. Данная технология существует лишь в теории. 3. Применение различных жидкостей: гелей, пен, полимеров, эмульсий и других, на первый взгляд представляется перспективным, однако трудноосуществимо в связи со спецификой условий взаимодействия данных жидкостей с окружающей средой и, непосредственно, породой. Данная технология требует тщательных дорогостоящих исследований в лабораторных условиях, материалов и оборудования. Несмотря на все вышеперечисленное, технология создания жидкостных барьеров все же имеет некоторый успех применения в промысловых условиях [15, 16]. 4. Однако существует проблема неконтролируемого намерзания геля вблизи ствола скважины, которая значительно усугубляется при низких пластовых температурах. Вследствие шансы успешного применения технологии создания жидкостных барьеров на месторождениях с низкой пластовой температурой, нефтяной оторочкой и газовой шапкой значительно уменьшаются. |