Idea Transcript
Посвящается
85- летию
РГУ нефти и газа имени ИМ Губкина
1. Т. Mishchenko
HARD
ТО
RECOVER RESERVES AND COMPLICATIONS IN THEDEVELOPMENTAND EXPLOITATION OF HYDROCARВONS А
Textbook
ИЗДАТЕЛЬСКИЙ ЦЕНТР РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
2015
И. Т. Мищенко
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ
И ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ Учебное пособие Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для подготовки кадров высшей квалификации по специальности
«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», по представлению Ученого совета
РГУ нефти и газа имени ИМГубкина
ИЗДАТЕЛЬСКИЙ ЦЕНТР РГУ нефти и rаэа имени И.М. Губкина
2015
УДК ББК
622.323 33.36 М 57 Рецензенты: профессор кафедры
=-
~ ~
о~
0+--------+-------1--------+-------~-------+------~
1986
1985
1987
1988
1989
1990
Годы Рис. 2.3. Динамика суточных отборов жидкости и закачки воды по первоочередному участку Талинекого месторождения: 1 - суточный отбор жидкости фактический ; 2 - суточный отбор жидко сти проектный; З
-
закачка воды фактическая;
4-
закачка воды по про
ектным документам
2.2
На рис.
представлена динамика пластовых давлений
в добывающих и нагнетательных скважинах, а на рис. 2.3 динамика суточных отборов жидкости и закачки воды. Весь анализируемый период разработки можно разде лить на несколько этапов:
Начальный этап
1.
(1982-1983
гг.) характеризуется сни
жением начального пластового давления ( -24 МПа) до ве личины давления насыщения ( -20 МПа) и ниже, связан
ным с отбором нефти и недокомпенсацией закачкой воды. При этом пластовое давление в добывающих скважинах снизилось примерно до 20 МПа, а забойное давление - до
величины
0,5 · Рнас
=
1О М Па. В этот период разработки на
чинается формирование режима растворенного газа, и зна
чительный объем пласта анализируемого участка работает в данном режиме.
2.
В
1984
ем в
2
года) и, несмотря на небольшой рост пластового
году начинается закачка воды ( с отставани
давления как в нагнетательных, так и добывающих сква жинах (период 1984-1985 гг.), разница в пластовых дав лениях оставалась постоянной и равной -4 МПа. За
этот период пластовое давление в добывающих скважи нах
хоть
и
увеличилось,
но
оставалось
ниже
первоначаль
ного.
13
3. С 1985 по 1987 год пластовое давление в нагнета тельных скважинах увеличилось с 25,6 до 37 МПа, а пла стовое давление
в
только на
( ~ 22
привело
к
МПа
добывающих скважинах увеличилось
до 26 МПа). К середине 1987 года разница в пластовых давлениях в добывающих и нагне тательных скважинах возросла до 11,4 МПа, но это не
4
адекватному
росту
пластового
давления
в
до
бывающих скважинах. Указанное свидетельствует о том, что
анализируемый участок эксплуатируется на режиме растворенного газа и закачка воды является неэффектив
ной. Во второй половине
4.
снизили,
что
до величины
привело
29-30
к
года давление закачки воды
1987
снижению
и
пластового
давления
МПа, но при этом разница в пластовых
давлениях осталась равной ~4 МПа.
5. Начиная со второй половины 1987 года и по 1992 год, разница пластовых давлений в нагнетательных и добы вающих скважинах равной 4 МПа.
остается
практически
неизменной
и
Таким образом, н есмотря на существенные регулируе мые
изменения
пластового
давления
в
нагнетательных
скважинах, разница в величинах пластового давления оста
ется практически постоянной и равной
4
МПа.
Основной причиной того, что добывающие скважины слабо реагируют на регулирование закачкой воды, является предьщущий п ериод разработки участка на естественном режиме, в течение которого за счет низких забойных дав лений практически весь дренируемый объем насыщен сво бодным газом и реализация режима вытеснения водой ма ло эффективна.
Анализ забойных давлений в добывающих скважинах, выполненный по результатам эксплуатации в
1990
году (на
г.), показывает (рис. 2.4), что забойные давления в фонтанных скважинах изменяются от 3 до 30 МПа при рекомендуемом давлении 16,5 МПа. При этом 57,6 % фон
01.01.1991
да фонтанных скважин работает с забойными давлениями ниже
рекомендуемого,
рядка
11,5
МПа ИЛИ
Аналогичная
235
составляя
в
среднем
величину
ситуация
по
эксплуатируемых скважин
скважинам
74
с
ЭЦН.
Из
работают с забойными
давлениями ниже рекомендуемого и равного
14
по
0,55 · Рнас · 18
МПа. В
а
12 i ~ 10 .... 8
= = =~ = е\1 i': = ~
~
6
Q,j
4
с~
2
~~
о
5
о
10
15
20
25
30
б
30 с ~ 25 ~Q ~ 20 ~ = ~ 15 ~ ~ 10
73,7 %
Рзаб.пр.
~
скважин
1
=18 МПа
-
25
30
=
с=
~ ~
•
о о в
•
1
5
111 •
111
10
5
25
1•-
15
20
98,6% скважин
1---
V
J
1
Рзаб.пр. = 18 МПа
1
1
1111 1 1 11• о
5
10
15
20
25
30
Забойное давление, МПа Рис .
2.4.
Распределение скважин по забойным давлениям:
а - фонтанные; б - оборудованные УЭЦН; в - оборудованные УЭЦН с газосеп ара тором
этих скважинах средние давления составляют
есть
15
МПа, то
0,75 · Рнас·
Еще более сложная ситуация в скважинах с ЭЦН и газосепаратором. Из 142 скважин почти в 99 % забойное давление
ниже
рекомендуем ого
МПа, то есть -0,6 · Рнас· Следует отметить, что
и
составляет
в
среднем
12,5
современное
оборудование
( УЭЦН с газосепаратором, тандемные установки
-
УЭЦН
15
с газасепаратором и струйным насосом) требует пересмот ра самой идеи снижения забойных давлений с целью увеличения отбора нефти. При бесконтрольном и необос нованном снижении забойных давлений вместо увеличе ния отборов наступает их снижение. Это требует постанов ки серьезных научных исследований по проблеме приме нения УЭЦН с газосепаратором, а также тандемных уста новок.
Таким образом, длительная эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями, ниже рекомендуемых по технологической схеме и ниже давления насыщения, при вела к разгазированию значительной части дренируемого
объема залежи, н изкой эффективности системы ППД и снижению добычи нефти вследствие снижения фазовой проницаемости для нее.
В.Ф. Усенко
[4]
отмечает, что обводнение добывающих
скважин приводит к снижению коэффициента продуктив ности.
Количественное
снижение
коэффициента
продук
тивности может быть различным, что видно из следующих данных [5]: рост обводненпасти продукции скв. N~ 1280 Вынгапуровского м есторождения от О до 60 % привел к снижению ее коэффициента продуктивности более чем на 40 %; по скв. N~ 634 Варьеганского месторожде ния при росте обводненпасти от О до 25 % коэффициент продуктивности снизился на 60 %, а при обводненпасти 40 % - почти в 7 раз по сравнению с безводным перио дом.
Ан ализ
175
изменения коэффициента продуктивности по скважинам НГДУ ~Красноленинскнефть» в зависимо
сти от обводненпасти продукции для различных способов эксплуатац ии
скважин
представлен
на рис.
2.5.
По
оси
ординат отложено отношение среднего значения коэффи
циента его
продуктивности
величине,
при
замеренной
в
текущей
обводненпасти
последний
раз
до
к
начала
проц есса обводнения. По оси абсцисс отложены сред ние значения обводненпасти продукции для выбран ных интервалов обводненпасти (через 10 %). Каждая из точек на графике усредняет з начения многих (от 5- 6 до нескольких десятков) коэффициентов
соответствующих тому пасти.
16
или иному
продуктивности,
интервалу
обводнен
1,0 0,95 0,9
No
Гори-
п/п
с кв.
зонт
1 2 3 4 5 6
286 258 253 242 113 112
Судя
Ю-6/7 Ю-7 Ю-7 Ю-8 Ю-8/9 Ю-8/9
по
СсУт
Qв.,
В,
т/сут
%
30 70 31 5 17 27
22,4 48,3 9,1 3,8 6,2 21,1
Рзаб,
Pбff'
М Па М
а
Рпл,
М Па
К~Р' м j
(сут х
НСПI м
хМ Па
основным
8 15 64 5 55 3
6,1 7,6 8,1 16 18,2 7,6
0,61 2 1,25 1,06 2,1 1,65
25 16 19 19 23 32
технологическим
1,6 8,3 2,8 1,7 3 1,1
2893 2881 2905 3042 2897 2942
показателям,
а
также учитывая величины пластовых давлений в данных скважинах, их устойчивая и длительная работа мало вероятна. С не лучшими показателями эксплуатиру
ются фонтанные скважины объекта разработки В и
242, 113
112:
Рааб = (0,28-о-0,85)рнас, что не является благоприятным . Судя по имеющимся материалам, фонтанный способ эксплуатации сокращается, и в ближайшее время фонтан ные скважины необходимо будет переводить на механизи рованную эксплуатацию .
Сопоставим некоторые проектные и фактические пока затели .
На рис.
2.35
представлен фрагмент карты зон эксплуа
тации скважин с з абойными давлениями ниже давления насыщения (что нельзя допускать по проектным докумен
там), построенная по фактическим забойным давлениям, с которыми эксплуатируются добывающие скважины. Во первых, достаточно
наглядно видно, что
практически поло
вина скважин объекта разработки А эксплуатируется с Рааб < Рнас и в значительном дренируемом объеме имеется определенное количество свободного газа, что предопреде ляет невысокую эффективность выработки запасов этого объекта, учитывая его достаточно высокую обводи ениость (по данным на 01.01.2011 г. обводиениость составила
111
~ Объект А
~ Объекты Б, В, Г
Рис. 2.35. Фрагмент карты зон эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения (вероятные зоны, разрабаты ваемые на режиме растворенного газа)
50 %). В условиях, когда в дренируемом объеме имеется свободный газ, эффективность поддержания пластового давления путем закачки воды является низкой. Об этом же
свидетельствует
и
снижение
текущего
пластового
дав
ления в объекте разработки А до величины 21,6 МПа при начальном пластовом давлении в этом объекте
27,36
МПа.
О какой же высокой эффективности выработки запасов, в частности, объекта эксплуатации А может идти речь,
112
если
даже
при
реализации
заводне ния
и
при
закачке
больших объемов воды, пластовое давление снизилось на 5,76 МПа и это снижение является минимальным сниже нием в сравнении со снижением Рпл по другим объектам разработки. Нелучшая картина и на объектах разработки Б, В и Г, что видно из рис. 2.35 - заштрихованная область, ограниченная штриховой линией. Это область объектов Б, В, Г, добывающие скважины которых эксплуатируются при забойных давлениях ниже давления насыщения. В этой области разработка объектов на режиме растворен ного газа является более чем очевидной, учитывая это, поддержание
пластового давления закачкой воды в эти объекты существенно менее эффективна (во-первых, вследствие
меньшего
количества
нагнетательных
скважин:
на объекте Б - 6 нагнетательных; на объекте В - 2 нагнетательные; на объекте Г - 1 нагнетательная скважина; всего на эти три объекта работает 9 нагнетательных с ква жин; во-вторых, вследствие меньшего объема закачиваемой воды). Именно поэтому п ервоначальные пластовые давле
ния в данных объектах разработки снизились следующим образом: объект Б - с Рплнач = 30,24 МПа до Рплтек = 21,4 МПа, то есть пластовое давление снизилось на
объект В - с Рплнач
= 31,92
8,84
МПа;
МПа до Рплтек
= 25,5
МПа, то
есть пластовое давление снизилось на 6,42 МПа; объект Г - с Рплнач = 31,66 МПа до Рплтек = 24,2 МПа, то есть пластовое давление снизилось на 7,46 МПа. Естественно, выработка запасов из этих объектов не может быть эффективной. На рис. 2.35 представлена схема размещения основного количества скважин Б, В, Г и частично А объекта разра ботки месторождения Ю, из которого наглядно видно, ка кая часть месторождения разрабатывается не самым эф фективным способом. Анализируя попятным,
вышеприведенные
поч ему
не
выполняется
результаты,
становится
второе проектное
поло
жение о том, что ~ ... забойные давления в нагнетательных скважинах
не
д олжны
пр евышать
пластов и быть на уровне насосов -на уровне
6-8
32-36
давления
гидраразрыва
МПа, давление на выходе
МПа» .
113
Как
показано
в
разделе
2.1.3.1,
в
реальности
нагне
тательные скважины работают с забойными давлениями от 35,4 до 47,3 МПа, что существенно выше рекомен дуемых вытекает
проектными не
очень
показателями
приятный
вывод
значений. о
том,
что
Отсюда приза
бойные зоны нагнетательных скважин подвергнуты гид роразрыву, а образовавшаяся техногеиная трещинпасть еще в большей степени снижает эффективность завод нения.
Прежде, чем закончить рассмотрение влияния повышен ного газасодержания на эффективность разработки место рождений, остановимся вкратце на следующем.
Газ, добываемый попутно с нефтью, является мощным энергетическим
источником
по
подъему
продукции
на
дневную поверхность с одной стороны, а при определенных
условиях формирует в пласте так называемый режим рас творенного газа, с другой.
З начительное количество свободного газа на приеме глубинных насосов приводит к нарушению их нормальной работы вплоть до срыва подачи. Количество свободного газа на приеме является функ ций газового фактора, давления насыщения, обводненпасти продукции, давления на приеме (погружения под динами
ческий уровень, а, следовательно, глубины спуска насоса) и др .
Известны различные способы борьбы с вредным влия нием газа на работу насосов, но ни один из существующих не является универсальным и решающим проблему полно стью.
Поэтому проблема эксплуатации скважин насосным способом при значительном содержании в продукции сво бодного газа является актуальной. Принципиально указан ная проблема может р ешаться в настоящее время по двум направлениям :
~ ограничение выделения свободного газа на приеме на сосов путем соответствующего спуска насосов на большую глубину (если это возможно) или отделением части сво бодного газа на приеме насоса специальными газо сепарирующими
устройствами (при этом теряется часть природной энергии в процессе подъема продукции с ква жин);
114
- разработка новых конструкций глубинных насосов, позволяющих нормальную эксплуатацию скважин с боль шим содержанием свободного газа при незначительной глубине их спуска. В этом случае весь газ используется в процессе
подъема жидкости,
тические
и
жин.
экономические
Перспективными а
также
того сжатия.
этом
повышая
энерге
эксплуатации
скважинные
отношении
сква
по гружные центробежные насосы с газасепарирующими мо дулями,
в
существенно
показатели
штанговые
являются
насосы
ступенча
• Глава
3
НЕКОТОРЫЕ ДРУГИЕ ПРИЧИНЫ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
3.1. МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИМЕСИ И COJПI В настоящее время не имеется радикальных способов и средств крепления призабойной зоны скважин с целью ис ключения
ее разрушения
скважину
механических
и
предотвращения
частиц
поступления
разрушающегося
в
продук
тивного горизонта либо проппанта (после ГРП). Поэтому эксплуатация залежей, находящихся в слабо сцементированных
породах,
сопряжена с
поступлением
ме
ханических примесей на забой скважины и далее (только при
определенных
условиях,
определяемых
гидродинами
кой потока в различных элементах добывающей системы) по стволу скважины через насос и подъемные трубы на по верхность в наземные коммуникации. Основными ослож нениями
в
процессе
эксплуатации
скважин,
продукция
ко
торых содержит механические примеси, являются:
- образование мощных и плотных забое скважины. Борьба с песчаными ляет определенную проблему, так как жин часто наблюдается интенсивное
песчаных пробок на пробками представ при промывке сква поглощен ие промы вочной жидкости пластом и невозможность осуществления циркуляции промывочной жидкости; - существенное снижение работоспособности обычных штанговых глубинных насосов или установок ЭЦН вслед ствие их быстрого износа и засорения различных клапанов. Более того, при вынужденных остановках насосов, песок, находящийся в подъемных трубах, осаждается над плун жерным насосом, попадает в кольцевой зазор между плун жером
116
и
цилиндром
при
утечках
жидкости
и
приводит
к
заклиниванию его
плунжера.
остановки
путем
Попытки запуска
расхаживания
насоса после
плунжера,
кроме
про
должительных трудовых и материальных затрат, в боль шинстве
случаев
приводят
к
задиру
трущихся
поверхно
стей, увеличению зазора пары ~цилиндр-плунжер», суще
ственному снижению коэффициента подачи или аварии;
- абразивный износ промыслового оборудования. Кро ме износа самого глубинного насоса, абразивная эрозия приводит к износу подъемных труб, устьевого оборудова ния и наземных коммуникаций. Абразивная эрозия усть евого оборудования может послужить причиной открытых выбросов и привести к еще большему разрушению пр из а бойной зоны. Подтверждением сказанн ому является прак тика разработки месторождения Павлова Гора [11]. Принципиально проблема эксплуатации скважин в этих условиях может решаться в двух направлениях:
-
предотвращение
поступления
механич еских
приме
сей в скважину применением специальных устройств или
технологий. П ерспективным является и крепление приза
бойной
зоны пескаобразующих скважин искусственным закоксовыванием ее . Технология крепл ения может быть следующей. В призабойную зону скважин закачивается необходимое количество сырой нефти со значительным со держанием коксообразующего вещества ( селикагелевых смол). Затем призабойная зона проrревается до температу ры коксообразования. Спекшалея порода призабойной зо ны, являясь чрезвычайно стойкой к механическому разру
шению, и оставаясь проницаемой (в процессе или после
прогр ева необходима постоянная закачка в скважину воз духа),
создает
непроницаемый для
механич еских частиц
экран;
ций,
созданием
штанговых
предотвращающих
линдр-плунжер» отвода
утечек
путем
жидкости
насосов
попадание
специальных
песка
регулированного при
остановках
и
в
конструк
зазор
~ци
направленного
насосов
и
осуще
ствляющих эффективный смыв осевшего над насосом пес
ка при последующих запусках установок
[10, 11],
а также
создан ием специальных износостойких установок ЭЦН. Поступление в скважину совместно с нефтью минерали зоваиной пластовой воды, частично смешанной с нагнетае
мой в процессе ППД пресной или соленой водой, при оп-
117
ределенных
гидратермодинамических условиях
приводит к
отложениям солей в скважинах, глубинном оборудовании и наземных коммуникациях. Сочетание определенных усло
вий: наличие в составе попутного газа углекислоты и рас
творенных в поступающей в скважину воде солей, особен но хлоридов, приводит к возникновению интенсивной кор розии.
В общем случае на возникновение коррозионных про цессов
влияют, кроме гидратермодинамических условий, физико-химические свойства нефти, газа и воды. Специ ально
выполненные
исследования
показали,
что
возникно
вение отложений солей в скважинах и погружном оборудо вании определяется многими факторами, но ~ ... решающими являются количество нагнетаемой воды и нарушение соле
вого равновесия в пластовой системе, режим работы сква жин - дебит и величина забойного давления, содержание воды в добываемой жидкости» [14]. Отложение солей наблюдается в рабочих органах глу бинпонасосного оборудования, подъемных трубах, назем ных коммуникациях и оборудовании сбора и подготовки нефти. Эти отложения приводят не только к изменению
расчетного (оптимального) режима работы оборудования и пр екращен ию
подачи жидкости
вследствие
перекрытия
се
чений каналов, по которым движется жидкость, а зач астую
и к авариям. Наиболее опасным посл едств ием коррозии является нарушение обсадных колон скважины с после дующим их смятием.
3.2.
ВЫСОКАЯ ВЯЗКОСТЬ НЕФТИ
Открытие крупных нефтяных
месторождений высоко
вязких нефтей (с вязкостью в пластовых условиях свыше
мПа·с) ставит вопрос подъ ема таких нефтей особенно остро. Практика разработки и эксплуатации таких место
700
рождений показывает значительные осложнения не только в процессе подъема высоковязких жидкостей существую
щим насосным оборудованием. В частности, эксплуатация штанговыми глубинно-насосными установками характери зуется зависанием штанговой колонны при ходе вниз, рас
согласованием работы станка - качалки и колонны штанг, и
118
как следствие, обрывами канатной подвески или колонны штанг. Погружные центробежные электронасосы, как пока зал
анализ,
также
практически
ограниченно
подъема высоковязких нефтей.
пригодны для
Электровинтовые насосы,
применяемые на У синеком месторождении (пермокарбоно вая залежь высоковязкой нефти), хотя и доказали принци
пиальную возможность подъема высоковязкой нефти, но выявили ряд
серьезных затруднений,
связанных
с нена
дежностью эластичных обойм рабочих органов, потребно стью мощных погружных электродвигателей и необходимо стью больших погружений под динамический уровень (больших глубин спуска насосов). Применение обыч ных конструкций штанговых насосов приводит
к
такому
техническому
усложнению
установки
в
целом, что о промытленном и широкомасштабном их при менении в настоящее время не может быть и речи. Наиболее перспективным направлением эксплу атации скважин, дающих высоковязкую нефть, является разработ ка
принципиально
говых
насосов
с
новых
систем
насосов,
гидравакуумным
напри м ер,
усилителем,
штан
которые
обеспечивают нормальный подъем высоковязких нефтей с использованием серийно выпускаемого промышленностью
наземного оборудования, облегчая, кроме того, условия ра боты колонны штанг и снижая аварийность. Перспектив ными являются и струйные насосные установки . К настоящему времени не все из перечисл енных факто ров,
осложняющих
эксплуатацию скважин,
оказывают
оди
наковое влияние на процесс добычи нефти. Так, например, нефтедобывающая промышл енность страны располагает се годн я достаточным
ких
средств,
проц есс
арсеналом
снижающих
эксплуатации
технических и
отрицательное
скважин
с
технологичес
воздействие
повыше нным
на
содержани
ем механических примесей, з начительным количеством смо
лопарафиновых фракций, а также скважин с отложениями солей.
Наименее изученными остаются вопросы эксплуа тации обводненных скважин; скважин, в продукции кото рых содержится значительное количество свободного газа, а также процессы подъ ема высоковязкой жидкости. Перспектива развития нефтедобывающей промышл енно сти связана с методами повышения коэффициента нефте извлечения. Среди этих методов особое положение з анима-
119
ет термическое воздействие на нефтяной пласт.
Поэтому
оценка возможных осложнений процесса эксплуатации до
бывающих скважин при термическом воздействии на пласт является особенно актуальной. Рассмотрим особенности процесса добычи нефти при термическом воздействии на пласт с точки зрения осложнений при эксплуатации добы вающих скважин.
3.3.
ОСОБЕIШОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
ПРИ ТЕРМИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ НА ПЛАСТ К настоящему времени известно значительное число ме сторождений, на которых в промылтеином масштабе опро
бован метод термического воздействия на залежь и имеется пекоторая информация об особенностях процесса добычи нефти и тех осложнениях,
которые
при этом
возникают
[11, 13- 22]. На всех месторождениях, основные данные по которым представлены в табл. 3.1, процесс термического воздейст вия
осуществляется
в
продуктивных
горизонтах,
представ
л енных песчаниками. Глубина залегания продуктивных го ризонтов изменяется от 91 до 3580 м; пористость - от 16,4 до 38 %; проницаемость - от 39 мД до 20 Д; толщина про дуктивного горизонта - от тура - от 15,6 до 105 °С. Характеристика
4,6
до
91
м; пластовая темпера
дегазированных
нефтей
3
следующая:
плотность 865-1071 кгjм , вязкость 0,99-18 800 мПа·с.
Из табл. 3.1 видно, что м етод термического воздействия может быть успешно применен на залежах как ~невязких» нефтей, так и нефтей сверхвысокой вязкости. Проанализируем основные особенности процесса экс плуатации скважин при термическом воздействии по наи
более крупным объектам. Месторождение Шонебек (Голландия) .
Общие запасы нефти 170 млн м3 . Месторождение введе но в эксплуатацию в
1943
г. До
1957
г. из месторождения
отобрано 25 млн м 3 нефти или 14,7 %. С 1960 г. на место рождении опробованы различные методы термического воздействия: закачка пара, внутрипластовое горение и парообработки. Месторожден ие имеет две зоны: зона с водонапорным
120
режимом
-
к
началу
прим е н е ния
термиче-
Таблица
3.1
Характеристика объектов термического воздей ствия
N2 п/п
Месторожде ние, стр ана, год
начала работ
Продуктив~
ны й гори~
добы ~
нагие -
ваю~
тат ель~
щ их
ных
зонт
Глу~
б и на залега~
ния, м
1
Midway~Sunnset, США,
2
31
Характерист и ка
Основные характеристики залежи
Число скважин
Тол~ щина =а~ ста,
м
нефти
Пла~ П о~
Про ~
стовал
рис-
ницае~
темпера-
ТОСТЪ ,
МОСТЪ ,
тура
%
мД
( началь ~
ная) ,
0
Газ о ~ Плот~
Вяз-
вый
но стьз'
кость ,
фак~
кг/м
мПа· с
С
тор,
мз/мз
5
Песч аник
823
-
36
1500
51,7
966
110
-
-
Песч аник
850
-
32
10020 000
40
906
200
10
1960
Schoonebeek, Голландия ,
240
1960
верхнего
М альма
3
Lost Hills,
США,
50
5
41
3
-
91
91,4
37
5900
35
960
410
-
Песчаник
305
-
20
350
15,6
916
1 8~ 80
-
35-38
5001000 100010 000 1700
23,926,7 63,6
937940 973979 960
500
-
1961 4
RoЬinson, США,
Робинсона
1961 5
Beelevue, суэла,
6
Miga,
Вене~
194
55
1963 В енесуэла,
Пе счаник Накаточа
11
2
П есчаник
205
32
Пе сч аник
1964 7 ,...... ~ ,......
Suplacu de Ваг~ cau, Румыния,
1964
101- 29,3 122 1220- 4,571326 7,62 10
22,6 32
18
280430 2000
-
5
~ Продо л жени е табл.
3.1
~
NQ п/п
Продукт ивный гори -
Месторождение, страна,
год
начала работ
добы-
нагие-
ваю-
тат ель-
щих
ных
зонт
Глу-
б ин а зале га-
ния , м
8
Morichal, Венесуэла, 1965
9
Могаn, США,
10
11 12 13
1965 Red Bank, США, 1966 Midway-Sunnset, США, 1967 West-7b, США, 1968 Glen Нuшшеl, США, 1968
7
1
20
2
пласт а, м
Пр о-
стовая темпер а-
р ис -
ниц ае-
ТОСТ Ъ,
МОСТ Ъ,
тура
%
мД
( н ачаль -
ная),
0
Газ о в ый ф ак-
Плот-
Вяз-
ностьз'
кость ,
кг/ м
мП а ·с
100
-
750
о
С
990
16
30
3000
56
Песчаник
260
5,210
21,2
88
25
9861014 934
т ор,
мз;мз
2
Песч аник
1006
-
20
1850
48,9
934
60
-
40
5
Песч аник
488
-
33
2000
45
973
600
-
411
-
31
1087
35,6
934
25
-
701
-
36
1240
45,6
928
45
-
488
-
35
1000
44,4
928
174
-
945
8,44
28,8
958
51,7
9 12
13,5
5,5
3580
12
16,4
39
105
904959
6
18
Вебстера
8
1
Песчаник Коле
18
4
Песчаник Пот. « А»
15
1969 Fosterton N\V, США, 1970
-
W.Heidelbeгg,
6
1971
щи на
П лаП о-
6
Gloгiana, США,
США,
Тол-
н ефти
Песч аник
Бартлесв иля
14
16
Характ ер и ст ика
Основ ные характеристики залежи
Чи сло скважин
9
2
Песчаник Пот. « А»
-
Песчаник Р озр ея
1
Песч аник В алея
17
Beelevue,
Вене -
21
4
1971
суэла,
Песчаник
122
-
31
1000
15,6
940
226
-
106
-
24
102
60
865
0,99
-
1280
-
26
1000
63,9
922
26
-
29
300
57,2
922
20
-
32
3500
35
986
5000
35
494
38,9
928
320
Накаточа
( 1974) 18 19
Russel Runch,
6
1
1971
Talco,
США,
7
1
1972 20
22
1972
Pine jsland,
Ве-
25
Песч аник
17
6
Песчаник
1036- 61 1128 472 55,5 312
-
Накаточа
4
1
Песчаник
1189
36,6
31
1500
21,1
1071
9700
18,3
31
2200
32,2
980
4000
-
23,9
993
Си екока
4
1
Песчаник
122
18
5
Песчаник
244
-
-
Песчаник
67
-
30
1000
21,1
940
18 800 2
Песчаник
830
-
22
64
51,7
953
90
1524
3,0
-
-
-
928
-
1975
Paris Valley, Loco,
3
1974
River,
США,
26
12
1973
Cat Canyon, США,
Песчаник Ми оцена
nset,CШA,
Кеш
2
1972
Midway-Sun-
США,
24
22
Brea-Olinda,
несуэла,
23
Песчаник Поликси
США,
21
Песчаник
Диббле
США,
Анебер и
1975 США,
25
5
Тош,
3
1
1975 27
Little США,
28
W.Heidelberg, США,
....... ~
с.с
1975 1975
Санмиrеля
3
1
Песчаник Кристмаса
ского воздействия коэффициент нефтеизвлечен ия составил
15-20 %,
пластовое давление
МПа,
6-8,5
коэффициент
продуктивности скважин составлял 50-600 м 3 /(сут·МПа) и зона с режимом растворенного
газа
-
к началу применеимя
термического воздействия коэффициент нефтеизвлечения составил 6 %, пластовое давление 1-3 МПа. Нефть место рождения парафинистая (содержание парафина 15 % по
весу) и сернистая (до
1 %
по весу). Плотность пластовой
воды 1070 кг/м3 . Количество добывающих скважин на ме сторождении
240. Из них 180 эксплуатируются штанговы 60 - газлифтом. Средний дебит добывающей скважины 133 м 3 /сут жидкости при обводненпасти про дукции, в среднем 0,93. Средний дебит насосной скважины составляет 95 м3 /сут. В 1960 г. на участке с режимом ми насосами,
растворенного
газа
начата
закачка
пара,
затем
испытано
внутрипластовое горение и парообработка. Использовалась пятиточечная система. Минимальное расстояние от нагне
тательной
до
закачки пара
7
добывающей
скважины
МПа, температура пара
175 м. Давл ение 285 ас. Внутрипла
стовое горение было приостановл ено вследствие интенсив ной коррозии оборудования и чрез вьRаЙного поступления песка.
На участке с водонапорным режимом закачка пара нача
та в 1972 г. Пластовое давление в этой з он е на мом ент начала процесса равнялось 8 МПа. Давление закачки пара 12 МПа, температура пара 325 а с. На участке 13 скважин, две из них нагнетательные. Паранагнетательн ые скважины
имеют диаметр
244,5
мм, а забой оборудован
122
мм ще
л евидным хвостовиком. Закачка пара ведется по насосно
компрессорным трубам диаметром 144 мм; при этом при меняются теплоизолирующие пакеры -«Baker». Насосно компрессорные трубы с наружной поверхности имеют покрытие из силиката кальция и тонкостенный стальной
кожух. Температура обсадной колонны паранагнетательных скважин достигает
200
°С. с ц елью комп енсации термиче
ских удлинений НКТ используются сп ециальные сальни ковые устьевые головки. В конструктивном отношении скважины
279,4
имеют зумпф,
Основными
проблемами
скважин являются:
124
диам етр
которого увеличен
до
мм.
эксплуатации
добывающих
1. Интенсивна коррозия оборудования. Используются ингибиторы, а трубопроводы и резервуары покрываются изоляционным материалом.
2. Значительные пескопраявления и, как следствие, снижение дебитов скважин. Для предотвращения песко проявлений применяются гравийные фильтры, спускаемые
в зумпф на трубах. Кроме того, используются хвостовики, покрытые
составом из
стекловолокна,
усиленного эпоксид
ной смолой, а также хвостовики из К -монеля.
Деэмульсация продукции скважин ведется в два этапа: на первом этапе используется деэмульгатор дисолван 4460 (при этом обводненпасть снижается с 0,93 до 0,50); на вто
ром этапе
-
обезвоживание в электрообезвоживающих ус
тановках.
Месторождение Бельвю (Венесуэла). Промытленное применение метода внутрипластового горения начато в сентябре 1963 г. В конце 1966 г. начата 3
закачка воды. Дебиты скважин, в среднем, 6 м /сут жидко
сти при обводненпасти 0,5. Скважины эксплуатируются глубинными насосами на полых штангах. Насосы спуска ются на трубах диаметром 50 мм. В качестве штанг ис пользуются 25-миллиметровые НКТ. Определенная часть
жидкой продукции добывается совместно с газами горения из затрубиого пространства. Основными проблемами эксплуатации скважин явля ются:
1. Необходимость подъема стойкой воданефтяной эмульсии. Проблема деэмульсации решается внутрисква жинной подачей деэмульrатора вместе с водой, закачивае
мой для охлаждения обсадной колонны. Наиболее слож ным
является
процесс
деэ мульсации
продукции,
посту
пающей с газами горения из затрубиого пространства. У с тановлено,
что
деэмульсация
возможна
только
при
подаче
деэмульrатора на забой скважин ы; охлаждение жидкой продукции, добываемой с газами горения, на поверхности полностью
исключает
деэмульсацию.
Показ ано,
что
на
процесс образования более стойкой эмульсии влияют со держащиеся в продукции песок, частицы кокса и сульфиды железа.
2.
Значительное
Вследствие
поступление
абразивного
износа
песка
и
частиц
погружного
кокса.
оборудова-
125
ния межремонтный период работы н евысок Эксплуата ция ведется обычно до полной забивки полых штанг пес ком.
На месторождении имеется
специальная ремонтная
служба. 3. Коррозия оборудования, основным источником кото рой являются горячие газы горения. Отмечается, что прак
тическое предотвращение коррозии с помощью ингибито ров невозможно вследствие кратковременности их дейст вия при повышенных температурах.
Месторождение Миlа (Венесуэла). Применен метод сухого внутрипластового горения. Дав
ление закачки воздуха
17,5
МПа. Дебиты добывающих
скважин, в среднем, 19 м 3/сут жидкости при обводи енио сти продукции 0,33. Газовые факторы (газы горения) со 3 3 ставляют 1781-1825 м /м . Основным способом эксплуата ции скважин является глубинно-насосный, но часть сква жин
фонтанирует вследствие роста
пластового
давления
при закачке воздуха.
Осложнения в процессе эксплуатации : ми
1. 2.
Поступление песка (борьба
-
гравийными фильтра
лайнерами).
Чрезвычайно низкая продуктивность скважин и низ
кие коэффициенты наполнения насосов
всл едствие высо
кой вязкости нефти. В качестве одного из способов реше ния этой проблемы использовалась закачка легкой нефти для смешения с добываемой. Отмечено, что коррозия не представляет проблемы, так как тяжелая нефть, покрывая погружное оборудование, эффективно предохраняет его от коррозии водой и газ ами горения. Месторождение Суплаку де Барк ау (Ру.lltынил). Реализован метод сухого и влажного внутрипластового горения. Основными осложнениями при эксплуатации скважин являются:
1. Нагрев эксплуатационных колонн добывающих сква жин, что требует их специального охлаждения. Охлажде ние производится водой, закачиваемой в затрубное про 3
странство в количестве 3-4 м /сут.
2. Отложение продуктов окисления н ефти на стенках скважин, в погружном оборудовании и НКТ. 3. Загрязнение атмосферы продуктами горения (С0 2 15-16 %, СО - 0,1-1 ,0 %, количество газов горения
126
450 000 м3/сут), в связи с чем необходимо закрытая систе ма сбора продукции скважин.
4. 5.
Поступление в добывающие скважины песка. Сильное эмульrирование продукции скважин и про
блема деэмульсации. Кроме того, отмечено повышение температуры в добывающих скважинах позади фронта го рения.
Месторождение Фостертон (США). Месторождение разрабатывалось при заводнении с ко эффициентом нефтеизвлечения около 29 %. За счет при менеимя
сухого
внутрипластового
вышение нефтеизвлечения до пластового
горе ния
отмечен
горения
56 %. рост
ожидается
по
После начала внутри
пластового
давления
и
объема добычи нефти. Затем дебиты жидкости снижаются вследствие повышения газанасыщенности пористой среды.
При этом газовые факторы составляют 712,4 м 3 /м 3 . Кроме
влияния газонасыщенности, дебиты по нефти снижаются за счет роста обводненпасти продукции до 0,85-0,90 , которая перед
началом
осуществления
горения составляла
0,6.
процесса
внутрипластового
Средний дебит добывающей сква
3
3
жины около 170 м /сут (дебит нефти около 25 м /сут) . Эксплуатация
скважин
ведется
штанговыми
глубинно
насосными установками.
Основные проблемы эксплуатации: 1. Сильная коррозия оборудования. 2. Поступление значительного количества песка.
3.
По
отдельным
скважинам
наблюдается
отложение
гипса.
4.
Продукция поступает в эмульrированном состоянии.
Месторождение Павлова Гора. Основными осложнениями в процессе эксплуатации до
бывающих скважин являются : 1. Интенсивные пескопраявления вплоть до образования песчаных пробок на забое и прихватов погружного обору дован ия. Основными способами борьбы с поступлением песка
являются:
противопесочные
фильтры;
закачка
в
пласт кру пнозернистого песка; крепление призабойной зо ны скважины смолой ТСД -9. Наибол ее эффективным спо собом является ограничение отборов нефти и газа (дебиты 3
3
нефти 6-7 т/сут, газа - несколько сотен м jм ).
2.
Резкое повышен ие температуры на забоях добываю -
127
щих скважин, к которым через фронт горения прорывается закачиваемый воздух, активно окисляя нефть с повышени ем температуры (на устье скважин температура повышает
ся ДО
°С) . При этом после прорыва воздуха к сква на забое образуются плотные песчаные пробки.
65-75
жинам,
Кроме того, повышение температуры на забое добывающих СКВажИН ДО
200-230
°С СВЯЗаНО С ДВИЖеНИеМ В СТОрону ДО
бываЮЩИХ скважин вала конденсирующихся паров воды или кипящей воды, формирующегося перед фронтом горе
ния из связанной воды и воды от реакции горения углево дородов.
Температура порядка
190-230
ас соответствует
температурам кипения воды при давлениях
1,3-2,9
МПа.
Продолжительное сохранение высоких температур на забо ях добывающих скважин свидетельствует о достаточно ши рокой зоне конденсации водяного пара перед фронтом горения.
(кипящей воды)
3. Токсичность добываемых газов горения и повышен ная коррозия оборудования. Отмечается, что на п ервой стадии осуществления процесса затраты на подземный ре монт
практически
в
два
раза
пр ев ышают
таковые
при
обычной разработке. На
основании
анализа
результатов
промышленного
осуществл ения термического воздействия на пласт можно сформулировать следующие выводы:
1. Основным способом эксплуатации скважин является механизированный: с помощью штанговых глубинно-насос ных установок (в том числ е и на полых штангах, длинно
ходовых) и газлифта. Другие распространенные способы насосной добычи, а также фонтанная эксплуатация практи чески не используются, что объясняется специфическими особенностями продукции скважин и спецификой самого процесса термич еского воздействия.
2. Основными особенностями в процессе эксплуатации скважин являются:
-
поступление продукции на з абой скважины в эмуль
гированном состоянии при высокой вязкости ее;
-
поступление значительного кол ич ества свободного га
за (газ ы горения);
повышен ие (иногда значительное) температуры в добы вающих скважинах;
-
128
поступл е ние з начительно го колич е ства песка;
-
токсичность газов горения и сильная коррозия обору
дования;
- в ряде случаев недостаточные дебиты скважин, не смотря на низкие забойные давления. Кроме перечисленных, к особенностям извлечения неф ти во времени можно отнести:
-
невысокие темпы отбора запасов; снижение продуктивности добывающих скважин при
изменении
энергетического
состояния
системы,
связанное
со снижением фильтрационных характеристик зон дрени
рования. Основными причинами этого явления могут быть: снижение фазовой проницаемости для
нефти вследствие
выделения свободного газа; процессы облитерации прово дящих
в
каналов
нефти,
так
как
и
твердыми
вследствие
частицами,
разрушения
содержащимися
коллектора
при
фильтрации вязкой продукции;
-
возможное
продукции, зировать.
ухудшение
которое
в
физико-химических
настоящее
время
возможно
свойств прогно
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Очевидно, что в данном учебном пособии подробно рас смотрены только некоторые причины осложнений при раз
работке и эксплуатации нефтяных месторождений. Прежде, чем закончить изложение поднятых в работе вопросов, ав тор считает необходимым, хотя бы вскользь, коснуться нижеизложенного.
Сло~ое геологическое строение зале~. Данная причина относится к наиболее распространен ным. К сожалению, отрывочные сведения по результатам гидродинамических исследований при разработке таких местор ождений, традиционный подход к разработке (боль ше закачка - больше отбор), высокие темпы отбора запасов ограничивают изучение отрицательных посл едствий данной причины.
Опыт разработки таких залежей показывает существен ную разницу в процессе и во времени обводнения добы вающих скважин (обводн ение добывающих скважин от момента появления в них воды до обводнения свыше 90 % происходит за очень короткий промежуток времени - не сколько месяцев), из ч его сл едует необходимость пере
смотра всей концепции интенсификации отборов за счет заводнен ия,
стандартного
подхода
к
вторичному
вскрытию
пробуренной толщи пласта, реализуемых градиентов дав ления между линией отбора и линией нагнетания . Практи ка разработки таких зал ежей показывает, что при сущест вующей системе коэффициенты охвата чрезвычайно низки и не позволяют достичь проектных показателей нефте извлечения. При этом дорогостоящая система регулирова ния пластового давления становится недостаточ но эффек
тивной, что требует пересмотра самой концепции разра ботки . Невысокие фильтрационные характеристики системы. Извлечение нефти из залежей с низкими фильтрацион-
130
ными характеристиками требует реального учета процес сов, протекающих на границе ~твердое тело ~твердое тело
-
-
флюид» и
твердое тело>>. Экспериментальные иссле
дования этих процессов свидетельствуют о необходимости изменения самих принципов разработки таких залежей и требуют серьезных научных исследований. Основными сл едствиями при извлечении нефти из таких залежей яв ляются:
-
снижение
во
времени
приемистости
и
продуктивности
скважин;
- невысокий дебит скважин (а, следовательно, необхо димо закладывать в схеме невысокие годовые темпы отбора запасов, что, естествен но, увеличивает сроки разработки); -
низкая эффективность заводнения, а также известных
физико-химических методов повышения нефтеизвлечения;
-
низкое текущее и конечное нефтеизвлечение.
Анализ разработки таких залежей показывает, что известные подходы к сокращению сроков разработки и повышению нефтеизвлечения, а также известные техноло гии по повышению фильтрационных характер истик систе мы являются, в конечном итоге, недостаточно эффектив ны ми.
Особенности энергетического состояния зале:жи: нефти. Энергетическое состояние залежи, опр еделяемое целым рядом параметров (пластовое и горное давление, давление насыщения), н е может оставаться неизменным в проц ессе разработки, но из менения соотношения указанных пара метров во времени должны приводить к изменениям в сис
теме,
вплоть
до
из м енен ия
режима
дренирован ия
залежи.
Небольтая разница между начальным пластовым давлени ем и давлением насыщения нефти газом (как например, на Талинеком н ефтяном месторождении) и высокие запроек
тированные темпы отбора н ефти, предопределяющие низ кие забойные давления в добывающих скважинах, приво дят к разгазированию нефти не только в приз абойных зо
нах скважин, но и во всей области дренирования. В этих условиях эффект от заводнения резко снижается, а жела
ние сохранить высокие темпы отбора приводит к еще большему снижению забойных давлений, резкому сокра щению дебитов добывающих скважин при очень в ысоких депрессиях. Данное явлен ие представляется определяющим
131
для низкопроницаемых залежей, хотя оно имеет место и в высокопроницаемых.
Анализ показывает, что отмеченное явление оказывает
более существенное влияние на процесс извлечения нефти из менее проницаемых коллекторов.
Особенности поведения зале~ в процессе ее разра ботки. Данная причина является наименее изученной, но, по видимому,
существенно
влияет
на
процесс
извлечения
нефти из низкопроницаемых коллекторов. К настоящему
времени известны факты необычного поведения некоторых характеристик процесса разработки: появление механиче ских примесей в продукции, извлекаемой из сильно сце ментированных коллекторов, причем, их фракционный со
став коррелируется с дебитом скважин; резкое снижение дебита при увеличении депрессии; небольшой период пол ного обводнения добывающих скважин; низкая эффектив ность процесса заводнения и некоторые другие.
Таким образом, на современном этапе разработки и экс плуатации нефтяных месторождений с трудноизвлекаемы
ми запасами необходим пересмотр некоторых из сущест вующих концепций, исходя из новых представлений о по ведении изучаемой системы.
•
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Мищенко ИТ, Кондратюк А.Т Особенности разработки нефтяных
месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
1996. - 190 с. 2. Гузеев В. В.,
-
М.:
Нефть и газ,
Белевuч Г. К., Адамчук Д О. Влияние особенностей гео
логического строения пласта ЮК-10 Талинекой площади на динамику
обводнения скважин//Сборник «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири». - Тюмень: СибНИИНП,
1988. - с. 25-30. 3. Гузеев В.В.,
Адамчук ДО., Дубкив ИБ. Влияние фильтрационной
неоднородности продуктивных пластов Талинекой площади на динами
ку обводнения скважин/ /Сборник « Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири» . - Тюмень: СибНИИНП ,
1989. - с. 144-149. 4. Усенко В.Ф .
Исследование нефтяных месторождений при давле
нии ниже давления насыщения.
5.
-
М.: Недра,
1967. - 216
с.
Обоснование и разработка технологии рациональной эксплуатации
добывающих скважин ПО «Красноленинскнефтегаз » в различных горно геологических ситуациях. Отчеты ГАНГ имени И.М. Губкина по т еме
No 296-92, N2 ГР 01900066412. Научн. рук. И.Т. Мище нко. - Москва, 1990- 1995. 6. Выжигин Г.Б. Опр еделение эфф ективности заводнения по промы еловым данным//Нефтяное хозяйство . - 1988. - N2 6. - С. 47- 49. 7. Муравьев ИМ, Мищенко ИТ Эксплуатация погружных центро бежных электронасосов в вязких жидкостях и газажидкостных смесях. М.: Недра, 1969.- 248 с. 8. Миронов С.Д Исследование процесса подъема жидкости из неф тяных скважин ст руйными насосами: Дисс. канд. т ехн. наук. - М., 1980. - 174 с. 9. Многомерная и многокомпонентная фильтрация/ С.Н . Закиров, Б . Е . Сомов, В.Я. Гордон и др . - М.: Недра, 1988. - 335 с. 10. Сомов Б.Е. Решение задач пространствеиной фильтрации трех фазной углеводородной смеси/ /Труды МИНХиГП имени И. М. Губки на. - 1985. - Вып. 192. - С. 17-30.
11. Осуществление процесса внутр ипластового горения на м есторож дении Павлова Гора/И.Д. Амелии, А.И . Сергеев, Г.М. Гейхман и др . М.: ВНИИОЭ НГ,
1972. - 65
12. А. С. 581322
с.
(СССР). Глубинный насос/ Авт. изобрет . З.А. Ростэ,
И. Т. Мищенко, Г.А. Толстиков и др. БИ,
1977. - .N 43.
13. А. С. 6723 76
(СССР). Глубинный насос/ Авт. изобрет . З.А. Ростэ, И. Т. Мищенко, В .М. Матюшов и др. БИ, 1979.- N2 25.
133
14.
Махсимов В.П Эксплуатация нефтяных месторождений в ослож
ненных условиях.- М.: Недра,
15.
1976.- 238
с.
Мuщенко И.Т. Особенности добычи нефти при т ермическом в оз
действии на пласт//Сб. трудов МИНХиГП имени И. М. Губкина. 1981. - Вып. 156. - С. 74-81. 16. Мuщенко И.Т. Основные факторы, осложняющие процесс добычи нефти/jСб. трудов МИНХиГП имени И. М. Губкина. - 1982. - Вып. 165. -с. 3-12. 17. Charles М. Deepest combustion pгoject pгoceeding successfully/ / Oil and Gas Jouгnal.- 1976. - V. 73. - No. 46. 18. Getty expands Beelevue fiгe flood/ / Oil and Gas joшnal. - 1975. -
No. 2. 19. Hardy W С., Raiford ].D. High гесоvегу in old sand boosts fiгe flood optimism/ jWoгld Oil, january, 1976. 20. Marberry ].Е., Bhatia S.K Fosterton Northwest а tertiary combustion Case Histoгy. SPE Symposium on improved oil recovery, April 22-24, 1974, Tulsa, Oklahoma. 21. Shafer ].С. Theгmal recoveгy in the Schoonebeek oil fieldj / Erdoel Erdgaz-Zeit-schrift, Bd90, No. 10, October 1974. 22. Terwilliger P.Z., Clay R.R., Wilson Z.A. Fire flood of the Р 2-3 sand reservoiг in t he Miga field of Eastern Venezuela, SPE Symposium on improved oil ге соvегу, April 22- 24, 1974, Tulsa, Oklahoma.
•
ОБАВТОРЕ
Иrорь Тихонович Мищенко. Доктор технических наук,
профессор, заведующий кафедрой ~Разработка и эксплуа тация нефтяных месторождений~ РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина. Академик Р АЕН, главный редактор журнала ~Нефть, газ
и бизнес~, член редколлегий различных отечественных и зарубежного журналов, член диссертационного совета РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, член секции НТС ОАО ~газпром~.
Автор более графий и
40
Подготовил сультант
8
350
научных работ, в том числе
20
моно
авторских свидетельств и патентов.
более
40
кандидатов
наук,
научный
кон
докторских диссертаций. Руководитель научно
педагогической школы.
135
•
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение......................................................................................................
Глава 1.
ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОСЛОЖНЕНИЙ,
ХАРАКТЕРИЗУЮЩИХ
ТРУДНОСТЬ
ИЗВЛЕЧЕНИЯ
ЗАПАСОВ НЕФТИ...............................................................................
Глава
2.
5
ОСЛОЖНЕНИЯ,
СВЯЗАННЫЕ С
7
НЕКОТО
РЫМИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ СВОЙСТВАМИ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ.....................................................
10
Расrущее водосодержание............................................................
10
2.1.
2.1.1.
Участок первоочередноrо района Талинскоrо ме-
сторождения.....................................................................................
2.1.2.
Участок разведочной скважины
800
Талинскоrо
месторождения................................................................................
2.1.3.
Месторождение Ю
2.1.3.1.
.............................................................
Некоторые
особенности
работы
30 34
Исследование динамики обводнения про-
дукции добывающих скважин...........................................
2.1.3.4.
Расчет и анализ коэффициентов приеми
стости
наrнетательных
скважин.
36
Оценка прони-
цаемости призабойных зон.................................................
136
29
наrнета-
тельных скважин.....................................................................
2.1.3.3.
22
Общее состояние наrнетательноrо фонда
скважин.......................................................................................
2.1.3.2.
11
40
Анализ
2.1.3.5.
некоторых расчетных характери-
стик нагпетательных скважин...........................................
42
Особенности работы добывающих скважин раз -
2.1.4.
личных категорий на месторождении Ю
.............................
48
2.1.4.1. Краткая методика обработки промысловых материалов по добывающим скважинам.......................
49
2.1.4.2. Анализ работы высокодебитных скважин.....
54
2.1.4.3. Результаты эксплуатации среднедебитных скважин.......................................................................................
66
2.1.4.4. Результаты эксплуатации низкодебитных скважин.......................................................................................
Некоторые
2.1.4.5. 2.2.
графические
75
приложения ре-
зультатов анализа работы добывающих скважин.....
81
Повышенное газосодержание......................................................
91
2.2.1.
Талипское месторождение..............................................
92
2.2.2.
Индикаторные диаграммы скважин, эксплуати
руемых с забойными давлениями ниже давления насыщения.............................................................................................
95
2.2.2.1.
Теоретические основы...........................................
96
2.2.2.2.
Расчетные индикаторные диаграммы..............
98
Оценка забойного критического давления и мак
2.2.3.
симально возможной депрессии на пласт............................
102
2.2.4. Некоторые особенности разработки месторож дения
с
Ю,
связанные
забойными
с
давлениями
эксплуатацией
скважин
ниже давления
насыще-
ния........................................................................................................
ГЛАВА
3.
НЕКОТОРЫЕ
ДРУГИЕ
ПРИЧИНЫ
109
ОС
ЛОЖНЕНИЙ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ И ЭКС ПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.............
116
Механические примеси и соли...................................................
116
3.1.
137
3.2.
Высокая вязкость нефти...............................................................
118
3.3. Особенности эксплуатации скважин при термическом воздействии на пласт..............................................................................
120
Заключение......... . .... . ............. . .... . .................. . .... . .................. . .... . ............. . .
130
Список литераrуры .................................................................................
133
Об авторе.....................................................................................................
135
УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ
Мищенко Игорь Тихонович
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УfЛЕВОДОРОДОВ
Редактор Т.К. Рубинекая Художник-график М. С. Голубева Технический редактор Г.В. Лехова
Корректор Е.М. Федорова Компьютерная верстка Ю.А. Титова
Подписано в печать Печать офсетная. Печ. л .
ISBN 978-5-91961-147-9
9 78591
Формат 60х90 1/ 16. Гарнитура