СКАЧАТЬ:  333.zip [70,61 Kb] (cкачиваний: 51)

6.6. Опытно-промышленные работы по внутрипластовому горению на Архангельском месторождении

6.6.1.  Краткая характеристика объекта внедрения

В тульском горизонте Архангельского месторождения нефтенасыщенны три пласта, из которых основным является пласт Т₄, залегающий на глубине 1100 м. Продуктивные пла­сты сложены песчаниками и несцементированными песками. В целом пласт Т₄, учитывая наличие большого количества сыпучих прослоев и даже целых пластов, представленных рыхлыми" песками, относится к высокоемким. Толщина пачки глинистых пород, отделяющих пласт Т₄ от турнейско-ю яруса, изменяется от 5 до 30 м. Пласты Т₄ и Т₃ также раз­делены глинистыми породами (4-10м). Толщина глинистого раздела между коллекторами алексинского и тульского гори­зонтов составляет 1,5 - 3 м. Зон слияния между продуктив­ными пластами не зафиксировано. Нефть сернистая, имеет повышенную вязкость.

Опытный участок по внутрипластовому горению распо­ложен на второй залежи. В процессе эксплуатационного бу­рения из 5 скважин опытного участка был отобран керн. Керн в основном был представлен рыхлыми несцементиро-ианными разностями пород, которые при обработке и экстра­гировании рассыпались. Поэтому для определения парамет­ров пористости и начальной нефтенасыщенности помимо традиционных лабораторных методов был использован метод Я MP. Сопоставление полученных результатов с геофизиче­скими данными показало, что метод ЯМР и данные по гео­физике дают близкие значения. Поэтому для выполнения расчетов использовали результаты геофизических исследо­ваний с корректировкой по ЯМР. Основные геолого - физи­ческие характеристики опытного участка приведены в табл: 6.9.

159

Табл

средневзвеш. нефтенасыщ. толщина, м

средняя проницаемость, мкм²

средняя пористость, %

начальное, пластовое давление, МПа

давление насыщения, МПа

пластовая температура, ° С

вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с

газовый фактор, м³/т

плотность нефти в поверхностных, условиях, г/см³

содержание серы в нефти, %

содержание парафина, %

6.6.2. Динамика внедрения и развития процесса

Архангельское месторождение введено в разработку в 1979 году и эксплуатировалось на естественном режиме. С 1981 г. на втором участке организовано приконтурное завод­нение. Согласно технологической схеме предполагалось проведение опытно-промышленных работ по внутрипласто-вому горению в тульском и верей- башкирском отложениях, пробуренных по самостоятельной вписанной друг в друга треугольной сетке с расстоянием 300 м. Опытные участки в плане .совпадают. Первоочередным объектом испытания бы­ли выбраны 10 семиточечных элемента тульского горизонта, в каждом из которых пробурено по одной наблюдательной скважины из числа верей-башкирского объекта (рис.6.14).

В 1987 - 1988 гг. инициирование внутрипластового го­рения проведено в призабойной зоне 5 зажигательных скв. 4123, 4127, 4116Д, 4105, 4112. Инициирование осуществля­лось глубинным электронагревателем мощностью 19 квт. Режимы инициирования горения выбирались исходя из ре­зультатов лабораторных опытов по кинетике окисления неф­ти месторождения. Однако из-за недостаточной надежности электронагревателя температура при инициировании горения ограничивалась 295 ° С. Показатели инициирования горения приведены в табл 6.10.

В начальный период, т.е. в период создания устойчивого фронта горения, процесс осуществлялся в сухом режиме при

непрерывной закачке воздуха, который продолжался в скв. 4123 в течение 190 сут, скв. 4127 - 104 сут, в скв. 4116Д -124 сут, в скв. 4105 - 104 сут, в скв 4112 - 131 сут. Далее в соответствии с технологией перешли на циклическую закач­ку воздуха, и процесс проводился в режиме влажного горе­ния с начальными водо - воздушными соотношениями (объ­емные м³/нм³), равными 0,0002, 0,0003, 0,00069, 0,00032, 0,00044 для каждой соответственно

Таблица 6.10. Показатели инициирования горения на опытном участке Архангельского месторождения

В дальнейшем по мере увеличения месячных объемов закачки воздуха водовоздушное соотношение также увели­чивали. Наибольшее его значение было доведено до 0,0011 м³/нм\

При планировании режимов закачки воздуха продолжи­тельность цикла закачки изменялась от 10 до 15 суток, а цикла термокапиллярной пропитки - от 3 до 5 суток. Однако из-за недостаточности суточной производительности имею­щихся воздушных компрессоров, плановые режимы выдер­живались не всегда.. В1989 году возникли осложнения при подготовки нефти. Поэтому в апреле - сентябре 1989г. за­качка воздуха производилась с большими отклонениями от запланированного режима, а с 1 октября 1989 г. по решению техсовета объединения Татнефть закачку воздуха прекратили полностью.

Динамика закачки воздуха и воды по скважинам и в це­лом по участку представлена в табл. 6.11 и на рис. 6 9. За период проведения опытно-промышленных работ по внутри-

пластовому горению на участке закачано 25,9 млн. нм³ воз­духа и 12,64 тыс.м³ воды.

Анализ динамики добычи нефти и жидкости был выпол­нен отдельно для опытного участка, включающего пять се­миточечных элементов с зажигательными скважинами 4123, 4127, 4116Д, 4105, 4112 и для остальной части участка П, условно названного смежным участком.

Как видно из рис 6.10, на смежном участке, разрабаты­ваемом приконтурным заводнением, максимальная добыча была достигнута в 1981 - 1982 годах. В дальнейшем проис­ходило падение добычи нефти при одновременном росте об­водненности продукции. Интенсивное наращивание закачки воды существенных результатов на увеличение отбора нефти не дало. Скважины, расположенные на первом и втором ря­дах от контура, практически обводнились полностью. Ряд скважин (4166, 4167, 4118, 4120) были отключены из разра­ботки. Закачиваемая вода прорвалась в отдельные скважины опытного участка (скв. 4110, 4117, 4120, 4421). Наиболее интенсивное падение добычи наблюдалось на участке, выде­ленном для проведения опытно - промышленных работ по внутрипластовому горению. Так, только с начала с 1984 по июнь 1987 г. (к началу ОПР) добыча нефти снизилась более чем в два раза. Положение улучшилось лишь после начала процесса внутрипластового горения. Сначала прекратилось падение добычи нефти, а затем постепенно объемы добычи нефти.начали расти (рис. 6.11).

В период проведения опытно- промышленных работ (ав­густ 1987 г. - декабрь 1989 г.) на смежном участке продол­жалось дальнейшее снижение добычи нефти.

6.6.3. Динамика изменения состава газа по скважинам и участку

За время работ по внутрипластовому горению осуществ­лялся регулярный отбор проб газовой продукции скважин с последующим определением их компонентного состава на хромотографической установке. Всего отобраны и выполне­ны анализы 2 164 проб газа.

С целью оперативного контроля за процессом влажного внутрипластового горения использовали индивидуальные анализы проб газа по скважинам. Для выявления общего представления и изучения закономерностей изменения в со-162

Рис. 6.9 Динамика закачки воздуха и воды на опытном участке Архангельского месторождения.

«01                 ««■                 ^,ге*¹                 "*'

Рис. 6.10. Динамика месячной добычи нефти, жидкости и закачки во­ды на смежном участке Архангельского месторождения.

сГелне я" _я ^{РСНИЯ П}° ^ПОЛУ^ченным Д^ным вычислялись
скважин'ам и Г'' ^{3Ha46HM КаЖД}°^{Й Га30В0Й к}°^мп°ненты по
тал^Г „   '            ^{Ц6Л0М П}° ^{УЧаСТКу} (РИС.6.12-6.13). Ежеквар-

газов гоп_РН^{ЭТИМ ДаННЫМ СТ}Р°^{ИЛИСЬ ка}Р™ распространения
сом и ппГ ^П° °^ПЫТН0МУ У^часткУ Д^ контроля за процес­
се ^Р⁰⁰^^                           ^  ^{Передвижением}   ФР«н^а   горения

ет ч^Сто^аТм^{НИе Карт}' ^П°^стР^оенных «а разные даты, показыва­
ет, что уменьшение объемов закачки воздуха во втором и
третьем квартале 1989 года привело к уменьшениию области
распространения газов горения.                                                 ооласти

2 ?,^ЦеоГ^Мг° ^{УЧаСТКУ соде}Р^жания кислорода не превышало кислопопя п ГГ^{ДНеС ЗНачение} коэффициента использования кислорода по скважинам, как и предполагалось, очень высо­кое и изменялось в пределах 87-90 %

Для сравнения: на залежи № 24 среднее значение этого коэффициента за 1983 - 1987 гг. „_е доходило и до 80 %  Ис­ключением является лишь одна скважина (скв 4111)  где на блюдался  аномальный  рост содержания  кислорода из  - за

в^уТо^ ^3аКаЧГ^еМ0Г° ^В°^ЗДуХа- Ц™че^Рск^Дая закач
воздуха обеспечила более полный  охват  пласта  горением
угарн_ЫИ газ присутствовал с разной степенью постоянства в
пробах газов горения почти всех добывающих скважиТуча-
стка ( в пробах 20 из 24 скважин \  m„_n,                                             ^уча

ставляло 0 4 - 0,6 %        ^CKB™-⁾- ^{Среднее} значение его со-

Увеличение дебитов скважин сопровождалось   как поа-вило,  изменением в составе добываемого  газа:  увеличива­лось содержание азота при соответствующем снижении угле Госл°о^РОд^До^Н60^Х-^Г₆^аГ%; ^{СрбДНее} зиа_Че„ие^Усодержания^еа^Нз^Ио^Ита^УГв^Лы-

6.6.4. Физико-химические исследования жидкостей.

гооени!о^ОРпо⁰„^РНЫе °^{ПЫТЫ П}° ^{влажном}У внутрипластовому эмульсия В с_й^аяГ^аЮТ' ^ЧТ° ^{В ПЛаСТе} ^Разуется стойка! эмульсия. В связи с этим в процессе опытно- промышленных работ по внутрипластовому горению систематически вьто_л* ГмиГ⁶"⁰⁸^ ^{С ЦСЛЬЮ К}°^НТР°^{ЛЯ за} изменением фиZo-

мГн?_д7^=_ег^уь"^{удшилось} ~ ■•*-«--

Рис.   6.12.   Интегральные значения компонентов газов горения на опытном участке Архангельского месторождения.

Регулярно отбирались пробы жидкости из добывающих скважин и на групповой замерной установке (ГЗУ). По ним выполнены анализы на определение вязкости, плотности эмульсии, обводненности продукции и содержания в ней мехпримесей Деэмульсию проводили по следующей методи­ке: 0,5 л отобранной пробы в течение 30 мин. перемешивали с 1 мл дисолвана и дауфакс и 1 мл 5 %-ной соляной кислоты. Смесь отстаивали на водяной бане в течение 2 часов при t = 70°С. Остаточное содержание воды в продукции определяли на приборе Дина-Старка. Практически во всех случаях вода от нефти отделялась полностью

Были проведены опыты по деэмульсации пробы, ото­бранной в ГЗУ при различных дозах деэмульгатора и раз­личными деэмульгаторами. Результаты этих исследований показали, что для достижения лучших результатов при обез­воживании и разрушения эмульсии в каждом случае необхо­димо подбирать конкретный деэмульгатор и оптимальную его дозу.

Были проведены исследования осадка, извлеченного из скв. 4115 во время подземного ремонта скважины После растворения осадка в горячей воде верхний слой пропускали через фильтровальную бумагу. После высушивания эта часть осадка представляет собой комочки породы, покрытые слоем нефти. Он не горюч, сажей не мажет, поэтому можно гово­рить об отсутствии сажи. После испарения воды оставшаяся часть-осадка представляет собой коричневый зернистый ма­териал, покрытый слоем окиси железа Fe₂0₃ Путем экстра­гирования осадка выделили органическую часть в количест­ве 10,5 % от веса осадка.

Анализы, проведенные в институте ТатНИПИнефть, по­казали, что в осадке нерастворимая часть составляет 8,5 % от веса, СаО - 2,6 %, MgO - 0,1 %, S0₃ . 0,8 %, окись железа Fe_:0₃ -41,9 %, сульфид железа FeS₂ - 41,1 % Окись железа и сульфид железа являются продуктами реакции кислорода с сероводородом и закисью железа, которые имеются в пла­стовой воде.

Сравнение рН реагирующей скв. 4121 (рН = 6,8) и не реагирующей скв. 4117 (рН = 6,6) показало, что кислотность воды в процессе внутрипластового горения не меняется.

Из совместного анализа исследований состава добывае­мых газа и жидкостей можно сделать следующие выводы:

1.  Четкого влияния процесса внутрипластового горения
на увеличение вязкости эмульсии и содержания в ней мех­
примесей не наблюдается.

Например, по данным исследований отдела подготовки нефти института ТатНИПИнефть в апреле - мае 1989 г. наи­большее значение вязкости получено в слабо реагирующей скв. 4128 (вязкость1124 мПа.с, обводненность 68%), тогда как в наиболее сильно реагирующих скважинах 4422 (обвод­ненность 12%) и 4431 (безводная) вязкость эмульсии состав­ляет всего 96 и 54 мПа- с. Вязкость эмульсии завесит в ос­новном от содержания воды.

Наиболее стойкой оказалась эмульсия из скв. 4124 (по­сле обезвоживания обводненность 7,2%), где с начала про­цесса внутрипластового горения отмечено увеличение деби­та, но на дату этих анализов газы горения в ней не выявле­ны. После деэмульсации по принятой технологии (100 г/т дауфакс, Т = 60°С, время отстоя 120 мин) в скважине 4121 (реагирует) и 4128 (практически не реагирует) обводнен­ность составила 5,6%. Наименьшее значение мехпримеси 0,01% получено в одной из сильно реагирующих скв 4431

2.  При увеличении дозы деэмульгатора, добавлении со­
ляной кислоты и повышении температуры деэмульсации
продукция скважин полностью обезвоживается и обессоли­
вается.

Отсюда следует, что отдельная подготовка продукции опытного участка при повышенной температуре и увеличе­нии дозы деэмульгатора могла бы решить проблему повыше­ния качества подготовки нефти.

6.6.5. Анализ технологического эффекта метода

К августу 1987 года, когда были начаты работы по ини­циированию горения, по второй залежи, где расположен опытный участок, было добыто с начала разработки 1297, 8 тыс.т. нефти, что составляет 76,7 % от начальных извле­каемых запасов Средняя обводненность по участку состави­ла 45,7 %, текущая нефтеотдача оценивалась в 25,8 %. Зака­чиваемой водой к этому времени обводнились скважины: 4108, 4110, 4117, 4118. 4120, 4129, 4166, 4167, 4326, 4410, 4417,4420,4421.

В процессе опытно-промышленных работ воздействием внутрипластового горения был охвачен участок с 24 добы­вающими скважинами, охватывающий 2273 тыс.т. геологиче­ских запасов нефти. К 1.12.89 г. из опытного участка с на­чала разработки было добыто 867 тыс.т. нефти, текущая нефтеотдачи 38,54 %, средняя обводненность 12,2 %. Пока­затели разработки во времени приведены в табл. 6.12.

Вне опытного участка находится 2561 тыс.т. геологиче­ских запасов, текущая нефтеотдача на указанную дату 25,2 %, обводненность 46,2 %, накопленный водо-нефтяной фак­тор 1,0.

Технологический эффект от теплового метода начал проявляться в скважинах 770, 4103, 4104, 4110, 4111, 4115, 4121, 4122, 4124, 4126, 4422, 4403, 4431, устойчиво реаги­рующих на процесс горения ( в газовой продукцию этих скважин фиксируется наличие угарного газа) повышением их дебитов.

Под влиянием технологического процесса воздействием внутрипластового горения естественное на данном этапе разработки падение добычи нефти прекратилось (рис. 6.1 1 и рис. 6.15) и наметилось постепенное ее увеличение Однако снижение объемов закачки воздуха, а с октября месяца 1989г прекращение закачки, привело к снижению дебитов некото­рых из перечисленных скважин, например 4103, 4115, 4121.

Другим важным проявлением технологического эффекта от влажного внутрипластового горения явилось снижение обводненности продукции отдельных скважин. Например, скважина 4114, относящаяся к элементу с зажигательной скважиной 4123, длительное время (в течение 35 месяцев) давала высокобводненную продукцию. К началу иницииро­вания горения обводненность ее составила 98%. После соз­дания очага горения в этом элементе обводненность ее стала неуклонно падать и к концу 1989г составила 16,7 %. Обвод­ненность продукции скв. 4121 упала с 83% до 11,6 %, скв. 4128 - с 98% до 35 %, скв. 4421 - с 91% до 57,5%.

Таким образом технологическая эффективность предло­женного метода ВВГ не вызывает сомнений.

Величина дополнительной добычи нефти оценена по ха­рактеристикам вытеснения Сазонова, Казакова, Борисова, Назарова. Оценка дополнительной добычи проводилась так­же непосредственно по кривым изменения добычи нефти по месяцам,  суммированием  разницы  между  фактическими  и

Рис. 6.15 Изменение среднего дебита скважин на опытном участке Архангельского месторождения.

Расчет дополнительной добычи нефти по разным методикам.

Величина дополн. добытой
______ нефти, тыс.т.______

Сазонов Назаров Борисов Казаков График Q^MCC„ от t

Таблица 6.12

Сводные показатели применения ВВГ на опытном участке Архангельского месторождения

Дополнительная добыча нефти.

экстраполированными значениями добычи нефти за каждый месяц. Согласно этих расчетов накопленная дополнительная добыча нефти за счет метода составила 42_?2 тыс.т.

По разным методикам расчетов получены различные значения дополнительной добычи нефти. Крайние значения, полученные по методикам Борисова и Казакова, из рассмот­рения исключили. Методы Сазонова и Назарова дают близ­кие значения, поэтому среднее значение их можно принять за фактическую дополнительную добычу:

Q„ до„ = 26,25 тыс.т Следует отметить, что из - за резкого роста газового фактора и усиленного износа клапанного механизма ШГН в процессе   влажного внутрипластового горения снизился ко­эффициент эксплуатации скважин. Поэтому фактическая до­быча нефти не соответствует потенциальным возможностям метода   В случае решения проблемы эксплуатации скважин при ВВГ (применение коррозионно стойкого клапанного ме-чанизма) может быть достигнута более высокая добыча неф­ти   Значение ее можно оценить по графику среднего дебита скважин, умножая последнее на число скважин и на норма­тивное  число дней  эксплуатации  скважин,  которое  можно принять за потенциально возможную дополнительную добы­чу нефти   т   е. прирост извлекаемых запасов нефти за счет метода. Расчеты показали, что этот прирост извлекаемых за­пасов на опытном участке составляет 45,7 тыс.т.

Выводы

1   Опытно-промышленное внедрение технологии повы­
шения нефтеотдачи внутрипластового горения с циклической
закачкой окислителя показала ее высокую технологическую
эффективность. По оценкам, рассчитанным по различным
методикам, дополнительная добыча нефти составляет 26,25
тыс т прирост извлекаемых запасов - 45,7 тыс.т. Увеличение
текущей добычи нефти подтверждается также и по динамике
изменения дебитов и обводненности продукции скважин.

2 Удельная дополнительная добыча нефти составила 0,8
т/тыс м³ закачанного воздуха при проектном ее значении 0,6

т/тыс.м³.

3 Однако при внедрении метода ВГ возникли и негатив­ные явления. Увеличилась частота ремонтов добывающих скважин. При сборе и подготовке   нефти по существующей

Схеме снизилась кондиция продукции из-за повышенного содержания солей в подготовленной нефти.