Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Коэффициент использования фонда скважин  изменялся от 0,51 (1991 г.) до 0,98 (2000 г.), в  среднем составил 0,77. Коэффициент  эксплуатации изменялся от 0,44 (1994 г.) до 0,89 (2001 г.) и в среднем за весь период разработки составил 0,69. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин во многом обусловлены отключением скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.

 

 

2.2 Система поддержания пластового  давления

 

В настоящем разделе рассмотрено  четыре варианта разработки месторождения Тенгиз:

Первый  вариант – Первичная добыча, или  разработка на естественном режиме;

Второй  вариант - Закачка газа;

Третий вариант – Закачка воды (горизонтальная закачка);

Четвертый вариант – Закачка воды (снизу  вверх)

  В качестве минимума рассматривалось  обеспечение мощностей по переработке  до 32 млн. тонн нефти в год. 

Вариант с закачкой газа рекомендуется к  утверждению, поскольку по своей экономической эффективности он превосходит как разработку на естественном режиме, так и вариант с закачкой воды. При определении эффективности рассматриваемых вариантов с использованием дисконтированного потока денежных средств как основного показателя эффективности, самое высокое абсолютное значение показателя было получено именно для варианта с закачкой газа.

Помимо  этого, вариант с закачкой газа дает возможность увеличения потенциала месторождения по добыче и подготовке нефти с 12,4 млн т в год до 24 млн т в год в 2006 году, с использованием технологии ПВП/ЗСГ.

Акционеры ТШО и технические институты  продолжат работы по определению, изучению и проработке возможностей с целью максимизации добычи на поздних стадиях разработки месторождения. Эти возможности могут включать как дополнительные расширения с целью использования потенциала закачки газа, так и технологию закачки воды на случай если закачка газа не будет успешной. Будущие исследовательские работы могут включать рассмотрение схем разработки с закачкой газа, определение КИН при закачке воды, а также эксплуатационных рисков, связанных с закачкой воды в глубокий, высокосернистый коллектор.

Промысловый комплекс проекта второго поколения (ПВП) предназначен для сбора и  обработки флюида, для получения нефти. Промысел будет также производить значительные количества товарного газа, пропана, бутана и серы. Кроме того, промысел будет производить сухой серосодержащий газ, который будет направляться в систему закачки сырого газа. Промысел будет добывать примерно 7 миллионов тонн сырой нефти в год. Благодаря применению закачки сырого газа будет возможна добыча дополнительных 3-4,5 миллионов тонн в год (номинальная мощность промысла равна 10 миллионам тонн в год в сумме для проектов ПВП и ЗСГ-2).

 

2.3 Сбор и подготовка скважинной продукции

 

Система сбора продукции скважин  должна соответствовать требованиям  РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические  схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» и должна осуществлять:

- замер дебита нефти и газа  по каждой скважине;

- однотрубный транспорт;

- полную герметичность процесса;

- максимальное использование пластового  давления.

Выполнение указанных требований обеспечивает более безопасные условия  эксплуатации объектов сбора и, что самое главное, обеспечивает сохранение природной среды.

Наиболее существенными факторами, определяющими параметры процесса промысловой подготовки нефти, являются ее физико-химические свойства, а также фракционный и компонентный состав непосредственно определяющие последовательность и технологические параметры операций при подготовке нефти. Кроме того следует учитывать динамику добычи продукции скважин, определяющую мощность производства и последовательность ее наращивания при стадийном строительстве данных объектов.

В соответствии с РД 39-0147035-207-86 мощности сооружений по сбору и подготовке нефти нефтяного месторождения  Тенгиз должны быть рассчитаны на максимальные уровни отборов нефти, газа и воды.

На  сегодняшний день на месторождении  функционируют 9 замерных установок (ЗУ), оснащенных сепараторами, позволяющими проводить замеры дебита по системе газ-жидкость-вода. Каждая ЗУ подключена к центральному промысловому манифольду (ЦПМ) и далее к центральному пункту сбора. В частности, К ЗУ-5 подходят выкидные линии от 4 скважин, к ЗУ-8 - 5, к ЗУ-9 – 10, к ЗУ-12 – 4, к ЗУ-14 – 5, к ЗУ-15 – 9, к ЗУ-17 - 9, к ЗУ-19 – 5, к ЗУ-20 – 7,

Давление  на устье действующих скважин  изменяется от 9,3 МПа до 42,4 МПа, а  температура от 52 ^оС до 108 ^оС при изменении дебита от 118 до 2055 т/сутки. При теплоизоляции сборных трубопроводов из 25 мм полиуретана температура на манифольде завода около 60 ^оС, а давление около 7 МПа.

Основными факторами определяющими параметры  и количество ступеней подготовки нефти до товарного качества являются:

- аномально высокое давление  в системе сбора и значительное  газосодержание (потребуют проведения газосепарации в три технологические ступени при появлении воды в количестве более 3÷4 % имеется возможность вывода «свободной воды» на I ступени методом трехфазного разделения);

- высокое содержание в продукции  сероводорода до 17 % и низших меркаптанов  (потребует проведения стабилизации  нефти до остаточного содержания  не более 20 ррm сероводорода и отделения метил - и этилмеркаптанов в отпарной колонне с доведением товарной нефти до остаточного давления насыщенных паров ниже 0,066 МПа);

- наличие в продукции пластовой  воды с минерализацией от 110 до 180 г/л по различным источникам (требует включения в технологическую схему электрообессоливания сырья с промывкой пресной промывной водой). Обессоливание ведется в электродегидраторах обычного или электростатического типа, подбираемых по необходимой мощности и необходимому времени пребывания, обеспечивающих остаточное содержание хлористых солей в нефти не более 100 мг/л товарной нефти и менее 0,5 % остаточной воды. Дренажные воды ступени используются для распреснения продукции с промысла, либо поступают в секцию водоочистки;

- реализация товарной нефти  месторождения в основном происходит  через систему экспортных трубопроводов (КТК) поэтому она должна быть подготовлена до требований для налива в морские танкеры (не ниже 1-ой группы качества ГОСТ 9965-76^*).

-стабилизация подготовленной нефти осуществляется в отпарной колонне и ведется при условиях обеспечивающих давления насыщенных паров товарной нефти и допустимые параметры по остаточному содержанию метил - и этил-меркаптанов соответствующих требованиям отгрузки. Газы этой ступени сепарации очищаются и утилизируются в зависимости от их свойств.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,95%), малосмолистая (1,02 %), парафиновая (3,92 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300^оС – 70 %.

К 2021 - 2022 г.г. ожидается увеличение объема газонефтяной смеси протекающей по сборным трубопроводам примерно в три раза. Это приведет к возрастанию перепада давлений по длине сборных трубопроводов также в три раза. Поэтому при проектировании развития системы сбора необходима прокладка новых сборных трубопроводов с учетом снижения давления на устье добывающих скважин.

Как показали исследования нефть Тенгизского  месторождения не образует стойких  эмульсий «вода в нефти» при температурах в системе сбора продукции скважин. Поэтому возрастание перепадов давлений в сборных трубопроводах за счет этого не ожидается. Вязкость водонефтяных эмульсий будет не выше вязкости безводной нефти при температуре в сборных трубопроводах.

 

2.4 Гидродинамические исследование скважин

На месторождении Тенгиз с целью  контроля за разработкой проводятся два вида гидродинамических исследований:

• исследование методом восстановления давления, осуществляемое при закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей ее работы на одном (постоянном) режиме;

• комплексное гидродинамическое исследование, включающее исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на 2-х и более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при последующей остановке скважины для снятия КВД.

Остановка скважин при проведении исследований по изменению статического градиента давления занимает от одной недели до четырех недель, в зависимости от свойств коллектора. Такой временной срок необходим для стабилизации пластового давления в коллекторе. Исследования, ведущиеся при помощи метода КВД, занимают от 2 до 4 недель, а промыслово-геофизические исследования идут от 5 до 7 дней.

Пластовое давление замеряется при  помощи следующих методов:

1. Остановка скважины до тех  пор, пока пластовое давление  не стабилизируется, затем проводятся  исследования на предмет определения статического градиента (СГ).

2. Испытание скважины при помощи  метода КВД и последующий анализ  кривой восстановления давления  с целью оценки параметра проницаемости,  строения пласта (сброс и т.д.) и пластового давления в коллекторе.

3. Использование данных, считываемых с установленного в скважине стационарного глубинного манометра.

4. Проведение исследований, связанных  с восстановлением давления, используя  при этом данные по замеру  давления на устье и технологическую  программу по преобразованию  этих величин в величины давления на забое скважины.

Гидродинамические методы исследований (ГДИ) добывающих скважин позволяют  определять важнейшие фильтрационные параметры пласта и скважин-проницаемость  пласта К, проводимость – kh, степень совершенства вскрытия пласта скважиной – так называемой скин-фактор, замерять пластовые, забойные давления, определять коэффициент продуктивности скважин и другие параметры, строить карты изобар.

На основании результатов ГДИ  проводится анализ текущего состояния  разработки месторождения, эти данные используются при составлении технологических документов на разработку месторождения. Особенно эффективны исследования, которые проводятся систематически.

ГДИ, проводимые в настоящее время  на Тенгизе, можно подразделить на  
3 группы.

Первая группа исследований – исследование скважин при установившемся режиме эксплуатации. На Тенгизе этим методом исследования охвачен весь фонд скважин.

Вторая группа исследований скважин – исследования при неустановившемся режиме работы скважин, метод кривых восстановления давления (КВД). Методом КВД на Тенгизе исследовано около 100 скважин и определены основные параметры, характеризующие пласт и призабойную зону скважин: проницаемость К, проводимость kh, совершенство вскрытия пласта – скин-фактор S. Эти данные использовались при построении компьютерной гидродинамической модели нефтяной залежи месторождения Тенгиз.

 Важную информацию по оценке  состояния призабойной зоны пласта  несет определение скин-эффекта  по данным исследования скважин  методом КВД.

На Тенгизе определение этого параметра имеет особенно важное значение в связи с тем, что зачастую бурение при вскрытии пласта ведется на воде без выхода циркуляции. В этой связи шлам не выносится на поверхность и остается в призабойной зоне пласта, а фильтрационные свойства пласта в призабойной зоне снижаются. Удаление шлама, воды и восстановление фильтрационных свойств призабойной зоны оценивается по величине и знаку скин-эффекта. Следует отметить, что проведение соляно-кислотных обработок (СКО) и кислотного гидроразрыва (КГРП) резко снижает величину скин-эффекта. Высокопродуктивные скважины имеют как правило положительный и повышенный скин-эффект.

Третья группа исследований скважин включает методы исследования пласта по взаимодействию скважин и объектов разработки (гидропрослушивание) при возмущении однократном или многократном (метод гармонических волн).

Гидродинамические исследования добывающих скважин позволяют определять не только параметры нефтяного пласта, что само по себе очень важно. В  условиях трещиноватого пласта борта и крыльев необходимо выполнить специальные исследования, которые характеризовали бы поведение трещиноватого коллектора в процессе разработки, в первую очередь при изменении пластового давления. Исследования методом установившихся отборов выполнены в большинстве случаев при 2-х режимах (штуцерах) с отработкой на каждом режиме 5 суток. Для исследования поведения трещиноватого коллектора необходимо исследование МУО на 4-х – 5 режимах и получение индикаторной диаграммы в широком диапазоне забойных давлений. Если индикаторная диаграмма будет линейной, то это будет означать независимость свойств трещиноватого коллектора от изменения забойного давления, если линейность будет нарушена и индикаторная кривая будет изгибаться в сторону перепадов давления, то это будет означать смыкание трещин в призабойной зоне при низких забойных давлениях. Такие исследования рекомендуется провести по нескольким скважинам борта и крыльев.

 

2.5 Анализ исследования  скважин при неустановившихся режимах (Pressure Transient Test)

Исследования на неустановившихся режимах дают наиболее полную информацию о свойствах пласта. Общая схема  проведения этих исследований состоит  в следующем. Создают определенное воздействие на пласт, например, изменением дебита или давления в скважине. Затем проводят наблюдение за изменением дебита или давления в некоторой точке пласта. По полученной информации определяют гидродинамические свойства исследуемого пласта. Различают 2 основных вида исследований – исследование скважин и гидропрослушивание.

Исследование скважин заключается в наблюдении за изменением давления или дебита скважины во времени, вызванного изменением режима ее работы. Наиболее часто проводится метод снятия кривой восстановления давления (КВД). Скважину останавливают и следят за восстановлением забойного или устьевого давления во времени. Аналогично снимаются кривые падения давления (КПД) при пуске скважины в работу.