Опыт периодической эксплуатации
    и закачки дегазированной нефти
    для расформирования конуса газа

    Приз К.И., Алексеев А.С.,

    Черкасов Н.А., Священко А.В., Иванов Е.Н., Шилов Д.С.,

    Сексяев А.П.


    ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия,

    ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», Иркутск, Россия

    В настоящее время на многих крупных месторождениях с массивной газовой шапкой остро стоит проблема прорывного газа газовых шапок, добываемого при разработке нефти тонких нефтяных оторочек в условиях инфраструктурных ограничений. Одним из возможных способов ограничения добычи газа, снижения газового фактора и возврата фонда в добычу является периодическая эксплуатация скважин. Для ускорения выравнивания газового конуса и возврата фонда в добычу при периодической эксплуатации применена обратная закачка дегазированной нефти в пласт. На Среднеботуобинском месторождении, расположенном в Восточной Сибири, проведены успешные опытно-промышленные работы по закачке дегазированной нефти и на основании полученных от обработок эффектов начато полномасштабное тиражирование на ботуобинском горизонте.
    Предпосылки применения обработок
    дегазированной нефтью
    На территории РФ из общего объема запасов нефти запасы с большими газовыми шапками составляют превалирующий объем, при этом значительная их часть характеризуется тонкими нефтяными оторочками, разработка которых сопряжена с рисками прорывов газа.
    В данной статье показаны результаты мероприятий по регулированию газового фактора (ГФ),
    таких как периодическая эксплуатация скважин и закачка дегазированной нефти (ДГН), описываются процессы, которые происходят при оттеснении конуса газа в пласте. Интерес
    к подобным задачам обусловлен возможностью их широкого применения при разработке других нефтегазоконденсатных месторождений.
    Впервые приток нефти на Среднеботуобинском месторождении получен в 1970 году. Промышленная разработка месторождения начата в 2013 году с момента ввода в эксплуатацию ВСТО (трубопроводная система «Восточная Сибирь — Тихий океан»). Месторождение относится по величине запасов нефти и газа к категории крупных. Основной разрабатываемый объект — ботуобинский горизонт. Почти 70 % запасов нефти расположены в подгазовой зоне и приурочены
    к тонкой нефтяной оторочке мощностью до 18 м.
    Ботуобинский горизонт формировался в прибрежно-морских условиях, что обусловило высокую латеральную и вертикальную выдержанность, связанность и проницаемость на уровне 300 мД. Глинистые разделы в пределах пласта отсутствуют, тем самым обеспечивается высокая сообщаемость между нефтяной и газовой частью залежи. Высокая связанность, хорошие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), малые нефтенасыщенные толщины создают неблагоприятные условия для эксплуатации нефтяных скважин с точки зрения прорыва газа газовых шапок к забоям добывающих скважин.
    Согласно принятым проектным решениям, разработка основной части контактных запасов осуществляется на естественном режиме с применением горизонтальных и многозабойных скважин на щадящем режиме с ограничением депрессией на пласт до 5 атм [1].
    Несмотря на щадящий режим работы добывающих скважин в период до двух лет, неминуемо происходят прорывы газа, как следствие, увеличение объемов добычи попутного газа.
    Основным вызовом на месторождении является избыточная добыча попутного
    нефтяного газа (ПНГ) и газа газовой шапки (ГШ), что в условиях инфраструктурных ограничений представляет определенные проблемы, связанные с его утилизацией. Текущая стратегия ограничения добычи ПНГ включает:
    • оптимизацию технологии заканчивания — применение автономных устройств контроля притока (АУКП).
    Технология АУКП позволяет эксплуатировать скважину в постоянном режиме (без прорывов
    газа) [2], 80 % процентов запущенного фонда в газонефтеводяной зоне (ГНВЗ) в нефтенасыщенных толщинах 4–6 м имеют стремительный рост ГФ. На момент наступления критического ГФ
    3 000 м3/т накопленная добыча нефти составляет от 3 тыс. до 8 тыс. тонн.
    • контроль режимов добывающих скважин (депрессия/забойное давление).
    Увеличение эффективной проходки скважин по пласту совместно с ограничением депрессии
    по скважинам с целью недопущения роста ГФ [3, 4].
    • организация закачки воды в подгазовой зоне.
    Расширение зоны системы поддержания пластового давления (ППД) в подгазовой зоне месторождения позволило снизить газовый фактор на скважинах окружения. Эффект наблюдается по всей зоне, при этом тенденция сохраняется при увеличении отборов. Масштабирование системы ППД на всю зону пласта связано с большими капитальными затратами.
    • периодическая эксплуатация скважин (остановка фонда с большим ГФ — БГФ);
    Для ограничения добычи газа с 2020 г. на месторождении выполняются периодические остановки скважин. Для увеличения эффективности программы периодической эксплуатации в 2022 году начаты работы по глушению скважин дегазированной нефтью.
    От периодической эксплуатации до «глушения ДГН»
    Длительная эксплуатация скважин в зоне ГНВЗ, не охваченной системой ППД, генерирует расширение воронки депрессии и формирование конуса газа, что приводит к росту ГФ и,
    как следствие, к увеличению добычи ПНГ. Согласно правилам подготовки ПТД (приказ № 639
    от 2019 г. [5]), граничным значением выбытия добывающих скважин является значение ГФ
    в 2 500 м3/т. Установка газосепараторов на добывающем фонде позволяет снять данное ограничение. В реалиях Среднеботуобинского месторождения, как показывает практика, скважины могут эксплуатироваться без технологических осложнений при гораздо более высоких значениях ГФ, до 8 000–10 000 м3/т. Однако здесь вступают в силу инфраструктурные ограничения
    по утилизации ПНГ.
    Для минимизации добычи ПНГ на месторождении с 2018 года внедрена практика периодической эксплуатации фонда скважин, осложненного БГФ.
    Преимущества периодической эксплуатации:
    • снижение объема добычи ПНГ, равномерная выработка запасов — рациональное использование недр;
    • снижение эксплуатационных затрат, в том числе энергопотребления.
    Мероприятие по периодической эксплуатации заключаются в следующем: при достижении высокого значения ГФ (~3 000 м3/т) скважина останавливается с последующим запуском через некоторый промежуток времени. На рисунке 1 приведен пример периодической работы скважин: после остановок наблюдается значительное снижение ГФ.
    Рис. 1. Примеры показателей работы скважин с периодической эксплуатацией
    Физический смысл метода заключается в выравнивании и стабилизации газового конуса, подтянувшегося к скважине за время эксплуатации. Через определенный период времени происходит расформирование конуса с формированием зоны остаточной газонасыщенности. Процесс расформирования конуса отражен на рисунке 2.
    Рис. 2. Периодическая эксплуатация скважин (визуализация процесса
    расформирования конуса газа)
    Практика применения периодической эксплуатации показала возможность многократных остановок с воспроизводимостью эффектов по снижению ГФ после повторного запуска, пример по одной из скважин приведен ниже (рис. 3, табл. 1). Это обстоятельство позволяет на постоянной основе применять рассматриваемые мероприятия для контроля добычи ПНГ.
    Рис. 3. Пример запускного ГФ
    при многократных остановках
    Табл. 1. Показатели эксплуатации
    до/после периодических остановок на примере одной скважины
    Обобщение накопленного опыта периодической эксплуатации позволило выявить
    закономерность величины отношения запускного ГФ к остановочному ГФ в зависимости
    от времени простоя (рис. 4).
    Рис. 4. Зависимость снижения ГФ от времени простоя
    На первый взгляд можно отметить отсутствие явной закономерности и высокий разброс значений. Но при исключении остановок с высокой эффективностью (отношение ГФ ниже 0,3 при Тост
    не более 100 суток), для незавышения эффективности, получена общая зависимость, на основе которой была оценена оптимальная расчетная продолжительность остановок. При достижении ГФ в 3 000 м3/т необходимое время простоя для получения на запуске ГФ в 1 000 м3/т составляет
    ~130 суток. Диапозон в ±20 процентных пунктов от полученной зависимости определен как целевой интервал при оценке эффективности. Остановки, попадающие выше этой зоны, считаются неэффективными.
    При накоплении фактических остановок по скважине рекомендуемое время простоя может быть уточнено. Так, по скважинам с многократными остановками-запусками рекомендуемое время простоя составляет от 25 до 140 суток. Пример такой скважины был показан выше заменить на на рисунке 3, где рекомендуемое время остановки составило 25 суток.
    Таким образом, воспроизводимость эффекта снижения ГФ и возможность оценки необходимого времени для достижения этого эффекта позволяет применять периодическую эксплуатацию при разработке подгазовых зон в условиях ограничения добычи ПНГ.
    Однако подобный подход также имеет и свои минусы — весьма продолжительное время простоя снижает коэффициент эксплуатации фонда и приводит к уменьшению добычи нефти.
    Для повышения эффективности периодической эксплуатации скважин были подробнее рассмотрены случаи значительного снижения ГФ при непродолжительном простое — область «успех», они располагаются в зеленой области. Отмечается, что большая часть скважин, где получен положительный эффект, приурочена к смене глубинного оборудования (ГНО), без смены режима
    работы (рис. 5). Пример по отдельной скважине был показан выше на рисунке 3.
    Рис. 5. Эффективность
    при смене ГНО
    Объяснение высокой эффективности снижения ГФ на запуске в случаях смены глубинного оборудования, по сравнению с обычными остановками, кроется в глушении скважины перед извлечением ГНО. На скважинах проводится обратное глушение товарной нефтью (глушение
    в затрубное пространство), забор нефти осуществляется с центрального пункта сбора, объем рассчитывается исходя из конструкции скважины.
    Учитывая аномально низкое начальное пластовое давление на объекте, при глушении скважины происходит частичное поглощение доливаемой нефти, т.е. на забое создается дополнительное давление, что, в свою очередь, уменьшает вертикальный градиент давления в скважине,
    а следовательно, способствует ускорению расформирования газового конуса (рис. 6).
    Рис. 6. Процесс оттеснения конуса газа закачкой ДГН
    Рис. 7. Процесс закачки ДГН
    Дальнейшее развитие идей периодической эксплуатации с учетом эффектов от глушения скважин проявилось в целенаправленной закачке дегазированной нефти в пласт при остановке скважины.
    Технология обработки дегазированной нефтью относительно простая и не требует существенных капитальных вложений. Обработка осуществляется силами общества группы без привлечения сторонней специальной техники и химических реагентов.
    Условно процесс закачки можно разделить на четыре этапа:
    1. Заезд АЦН и насосного агрегата на кустовую площадку.
    2. Монтаж нагнетательной линии для закачки в затрубное пространство обрабатываемой скважины.
    3. Закачка агрегатом дегазированной нефти в добывающую скважину (в среднем 50–70 м3).
    4. Демонтаж нагнетательной линии по закачке растворов и линии набора нефти.
    В случае обработки ДГН к эффекту изменения вертикального градиента давления добавляется эффект изменения фазовой проницаемости для газа за счет проникновения закачиваемой нефти в призабойную зону пласта и оттеснения газового конуса [6]. Фазовый эффект хорошо проиллюстрирован на диаграмме относительной фазовой проницаемости (ОФП) на рисунке 8:
    сдвиг влево по оси газонасыщенности позволяет снизить относительную проницаемость газа.
    Рис. 8. ОФП система «газ-нефть»
    Также закачка дегазированной нефти может способствовать очистке призабойной зоны пласта
    от асфальтосмолопарафиновых отложений.
    Первые обработки дегазированной нефтью в рамках ОПР показали свою практическую эффективность, и с 2022 года началось тиражирование данной технологии на месторождении.
    По состоянию на 01.01.2023 года проведено 96 обработок скважин, обработки доказали свою эффективность. Пример эффективности закачки ДГН по скважине приведен в таблице 2
    и на рисунке 9.
    Табл. 2. Показатели эксплуатации
    до/после периодических остановок
    Рис. 9. Пример запускного ГФ
    при закачке ДГН
    На рисунке 10 приведено сравнение эффективности по снижению ГФ от обработок ДГН с обычными остановками в тех же скважинах. Легко заметить, что более интенсивное снижение ГФ на запуске отмечается в случае закачки ДГН, что положительно сказывается на времени простоя скважин
    для расформирования газового конуса.
    Рис. 10. Зависимость снижения ГФ при закачке ДГН от времени простоя
    Обобщенные результаты анализа эффективности по обработкам ДГН (рис. 11) показывают запускной ГФ в среднем в 3 раза меньше, чем без обработок, при сопоставимых остановочных показателях.
    Рис. 11. Сводные результаты анализа эффективности
    по обработкам
    Сокращение необходимого времени простоя скважины для расформирования газового конуса изменяется от 130 до 30 суток. Также можно отметить увеличившееся время эффективной работы (период до достижения ГФ в 3000 м3/т).
    За счет сокращения времени простоя увеличивается коэффициент эксплуатации скважин:
    с 0,29 в случае периодической эксплуатации до 0,67 с обработками ДГН (табл. 3).
    Табл. 3. Параметры периодической эксплуатации
    Приз К.И., Алексеев А.С., Черкасов Н.А., Священко А.В., Иванов Е.Н., Шилов Д.С.,
    Сексяев А.П.

    ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия,
    ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»,
    Иркутск, Россия

    kipriz@tnnc.rosneft.ru
    В начале 2022 года реализованы первые обработки в 14 скважинах. По результатам начато полномаштабное тиражирование. В работе выполнен анализ проведенных обработок дегазированной нефтью, дана оценка эффективности применяемой технологии.
    закачка дегазированной нефти, конусообразование, прорыв газа, газовый фактор, накопленная добыча нефти, Восточная Сибирь, ботуобинский горизонт
    Приз К.И., Алексеев А.С., Черкасов Н.А., Священко А.В., Иванов Е.Н., Шилов Д.С., Сексяев А.П. Опыт периодической эксплуатации и закачки дегазированной нефти для расформирования конуса газа // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 5. С. 69–73.
    DOI: 10.24412/2076-6785-2023-5-69-73
    02.08.2023
    УДК 622.276
    DOI: 10.24412/2076-6785-2023-5-69-73
    Рекомендуемые статьи
    Добыча
    Применение гибридного моделирования для максимизации добычи нефти
    Применение гибридного моделирования — прогнозирования и оптимизации параметров скважин с помощью комбинации гидродинамического и нейросетевого моделирования
    Добыча
    Определение критического дебита скважин
    Данная статья дает ответы на ряд вопросов, связанных с понятием критического дебита: насколько точными являются аналитические методики и как определить критический дебит при помощи ГДМ
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (495) 414-34-88
    office@runeft.ru