На правах рукописи
БАКРАЕВ МУБАРИК МОВЛАЕВИЧ
РАЗРАБОТКА СОВМЕЩЕННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА И СОЗДАНИЯ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА
Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа - 2009
Работа выполнена в Грозненском государственном нефтяном
институте им. академика .
Научный руководитель кандидат технических наук, доцент
.
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
;
кандидат технических наук
.
Ведущее предприятие: Центр химической механики нефти АН РБ.
Защита состоится «29» мая 2009 года в 15-30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете Уфа, .
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.
Автореферат разослан ___ ______________2009 года.
Ученый секретарь совета
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
Нефтеотдача пластов большинства месторождений редко достигает 50 % начальных запасов углеводородов, и рост объемов добычи в нашей стране и за рубежом ведет неизбежно к возрастанию остаточных балансовых запасов нефти.
В глубокозалегающих слабопроницаемых пластах, где эффективность заводнения часто оказывается недостаточной, требуется применение новых методов увеличения нефтеотдачи с использованием агентов, способных эффективно вытеснять нефть за счет более полного отмывания нефти из пустотных сред, способности проникать в плотные породы залежи и не вступать во взаимодействие с ними.
Наиболее известным в мировой и отечественной практике нефтедобычи методом в настоящее время является процесс вытеснения нефти из пластов углеводородными газами под высоким давлением.
Возрастающая роль в увеличении нефтеотдачи определяет необходимость углубления исследований механизма процесса вытеснения нефти газом под высоким давлением.
Предложенная и разработанная технология повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа на выбранном промысловом объекте дает возможность оценить технологическую эффективность метода применительно к условиям месторождений Чеченской республики.
Цель работы. Разработка основных элементов совмещенной технологии повышения нефтеотдачи пластов газовыми методами и создания подземных хранилищ газа, выработка требований к объектам для применения предлагаемой технологии, выбор залежи в Чеченской республике для промышленного использования совмещенной технологии и технологическая оценка эффективности процесса.
Основные задачи исследований
1 Провести анализ результатов предшествующих теоретических и
экспериментальных исследований механизма перемешивания взаиморастворимых флюидов при их движении в пористой среде применительно к вытеснению нефти из терригенных коллекторов углеводородным газом под высоким давлением.
2 Разработать модель перемешивания и расчетную схему для определения размеров переходной вытесняющей зоны при радиальном характере потоков вытесняемого и нагнетаемого агентов.
3 Построить постоянно действующую модель изменения размеров переходной вытесняющей зоны при радиальном характере потока в зависимости от свойств фильтрующихся агентов.
4 Выработать основные требования к нефтяным месторождениям, которые могут быть объектами применения совмещенной технологии. На их основе выполнить промысловый анализ, выбрать залежь для первоочередного практического применения в Чеченской республике совмещенной технологии, определить главные технологические параметры разработки конкретного пласта предлагаемым способом.
Научная новизна результатов исследований заключается в следующих основных защищаемых положениях:
1 Установлена новая эмпирическая зависимость изменения зоны нефтегазовых смесей от радиуса распространения газа и соотношения вязкостей вытесняемого и нагнетаемого агентов.
2 Предложена и обоснована модель перемешивания взаиморастворимых флюидов при радиальном характере потока в однородной пористой среде и разработана новая расчетная схема определения размеров переходной вытесняющей зоны применительно к закачке в залежи углеводородных газов под высоким давлением.
3 Впервые в практике нефтедобычи нашей страны обоснован и выбран объект для использования предлагаемой технологии, включающей новую методику расчета укрупненных показателей добычи нефти и объема подземного хранилища газа.
Практическая ценность
Предложенная и разработанная совмещенная технология повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа использована в при составлении проекта доразработки XXIII пласта месторождения Гойт-Корт Чеченской республики.
Разработанная методика определения размеров переходной вытесняющей зоны применительно к закачке в залежи газа под высоким давлением используется в учебном процессе Грозненского государственного нефтяного института при подготовке студентов по специальности 130503.
Апробация проблемы
Основные положения и результаты исследований по теме диссертационной работы докладывались на Всероссийской научно-практической конференции «Наука, образование и производство», посвященной 85-летию Грозненского государственного нефтяного института им. акад. , Грозный, 2005 г., Всероссийской научно-технической конференции «Современные проблемы экологии», Тула, 2007 г., обсуждались на научно-технических советах 20гг., Ученом совете геолого-промыслового факультета ГГНИ, г. Грозный, гг.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ.
Автор выражает благодарность научному руководителю кандидату технических наук, доценту , сотрудникам кафедры «Бурение, разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» за помощь и содействие в выполнении настоящей работы.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложена на 139 страницах машинописного текста, включает 21 рисунок, 8 таблиц, библиографический список из 102 наименований.
Во введении обоснованы актуальность рассматриваемой в диссертации проблемы, научная новизна и практическая ценность работы.
В первой главе проведен анализ исследований взаимодействия смешивающихся агентов при их линейном движении в пористой среде.
Для добычи нефти из глубокозалегающих, слабопроницаемых пластов с малым запасом естественной энергии разработаны и применяются методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами, в первую очередь газом под высоким давлением и жидкими углеводородными растворителями.
Существенный вклад в развитие теоретических и экспериментальных исследований внесли , , , , и др.
Главная особенность процессов вытеснения нефти из пласта газами под высоким давлением состоит в постепенном плавном изменении состава смесей в переходной зоне, границей газонефтяных смесей является сечение породы, насыщенное однофазным газоконденсатным раствором в критическом состоянии.
Можно различить два общих случая взаимодействия нефти и газа при образовании смешивающейся с ними переходной вытесняющей зоны: за счет преимущественного перехода в газ промежуточных компонентов нефти и за счет насыщения нефти промежуточными компонентами из газа.
Пластовая температура и состав нефти выбранного объекта в данном случае являются неизменными исходными параметрами.
По современным представлениям при образовании переходной вытесняющей зоны между нефтью и сжатым газом в пласте нет участка, на котором происходили бы «подготовительные» процессы обмена компонентами между вытесняемым и нагнетаемым агентами.
Образование переходной зоны начинается в области контакта нефти и газа и осуществляется постоянно в дальнейшем при линейном движении флюидов в пласте. За основу оценки явлений перемешивания смешивающихся агентов в пористой среде при линейном характере потока принят закон диффузии. Каждая газонефтяная смесь обладает индивидуальными особенностями, сложным составом, не позволяющими широко обобщать получаемые решения задач перемешивания.
Американскими исследователями для систем с отношением вязкостей, равным единице, предложены две основные теоретические концепции. Фон Розенберг применил для пористых сред теорию Тейлора, созданную для капилляров. Согласно этой теории, конфигурация фронта вытеснения зависит главным образом от молекулярной диффузии, действующей перпендикулярно направлению фильтрации потока.
Вторая теория, предложенная Шейдеггером, рассматривает вытеснение нефти растворителями как статистическую проблему. Им показано, что не существует общей удовлетворительной теории вытеснения с растворением.
Согласно обеим теориям, профили концентрации смешивающихся веществ в переходной зоне должны иметь S – образную конфигурацию, длина переходной зоны при линейном потоке пропорциональна корню квадратному из пройденного расстояния, по статистической теории второй случай – длина зоны смесей пропорциональна пройденному расстоянию, не зависит от скорости вытеснения.
Близко к инженерной практике и в плане, согласующемся с нашими исследованиями вытеснения нефти сжатыми газами, вопрос перемешивания взаиморастворимых жидкостей с различной вязкостью решался , принявшим в качестве основной гипотезы зависимость коэффициента перемешивания от градиента вязкости в зоне раствора.
При фильтрации взаиморастворимых жидкостей одной из причин нарушения нормального хода диффузионных процессов является неоднородность вязкости, поскольку смеси разных жидкостей с одинаковой вязкостью по этому показателю могут отличаться от исходных веществ.
Лабораторные опыты с использованием линейных моделей пласта различной длины позволили нам получить эмпирическую зависимость для определения размеров переходной зоны при вытеснении нефти газом под высоким давлением:
, (1)
где ℓ – длина переходной зоны, м;
L – длина линейной модели пласта, м;
μо – отношение вязкости нефти к вязкости газа в пластовых условиях.
Полученная зависимость может также характеризовать механизм процесса в радиальном потоке, т. е. перемешивания флюидов, при их перемещении по линейным координатам осесимметричного движения.
Во второй главе приведены результаты исследований перемешивания взаиморастворимых флюидов при их движении в пористой среде и радиальном характере потока.
В реальных пластовых условиях всегда присутствуют элементы перемешивания фильтрующихся агентов, характерные для линейного потока при общем радиальном перемещении флюидов. Влияние на процесс различных дестабилизирующих факторов крайне трудно учесть при теоретическом исследовании образования и изменения переходной вытесняющей зоны в радиальном потоке.
Рядом исследователей показано, что при оценке перемешивания жидкости в осесимметричном, напорном фильтрационном потоке молекулярной диффузией можно пренебречь, например, для пласта мощностью 10 м, пористостью 20 %, при небольшом суммарном дебите, 300 т/сут, внутри круга радиусом 250 м скорость потока будет на порядок превышать скорость диффузионного проникновения.
Вблизи эксплуатационных и нагнетательных скважин, в области пласта, не превышающей половины объема залежи, часто гораздо меньшей, скорости движения пластовых флюидов будут такими, что конвективное перемешивание определит характер процесса обмена компонентами между вытесняемым и нагнетаемым агентами.
Для предварительной приближенной оценки массопереноса от нефти (раствор с заданной концентрацией веществ) к растворителю могут быть применены частные случаи решения уравнения диффузии, выполненные Стефаном. Отклонение формы потока от линейной также должно приводить к искажению диффузионных явлений, переход к радиальному потоку возможен с использованием укрупненных показателей процесса диффузии.
В этом случае на современном этапе состояния изученности явлений полезнее использовать для расчета хода вытеснения данные о размерах зоны перемешивания, оцененных на основе экспериментов с учетом суммарного влияния различных факторов, не определяя величины и характера зависимости коэффициента перемешивания от условий вытеснения.
Добыча нефти из залежи путем нагнетания газа под высоким давлением с преобладанием радиального потока флюидов в пласте приводит к относительно более активному перемешиванию фильтрующихся агентов, образованию переходной зоны больших размеров, более раннему появлению вытесняющего агента в эксплуатационных скважинах.
Высокая подвижность газа создает возможность регулирования добычи нефти различными способами.
Вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами в вертикальном потоке имеет ряд особенностей, выгодно отличающих его от процессов вытеснения нефти несмешивающимися с ней веществами.
Влияние технологической особенности фильтрации смешивающихся агентов по вертикали пласта, заключающейся в образовании переходной зоны меньших размеров, чем при горизонтальном радиальном потоке, и снижении устойчивости процесса, компенсируется обычно крупным различием проницаемости коллектора по простиранию и мощности.
Совместное влияние неправильной формы каналов пористой среды и гравитационных сил на величину коэффициента перемешивания можно оценить постановкой экспериментов или расчетом с использованием эмпирических зависимостей.
Такая задача рассматривалась многими исследователями, и одним из наиболее удачных в настоящее время можно считать решение, выполненное , ,
Эмпирические зависимости для описания изменения размеров переходной зоны и оценки эффективности вытеснения нефти газом под высоким давлением получены в исследованиях (бывшей СевКавНИПИнефти) ЦНИПР .
Используя эмпирические зависимости для линейного потока, можно выработать схему перехода к потоку радиальному и оценить полученные результаты.
Все расстояние между скважинами делится на кольцевые части, получается равновеликая кругу ступенчатая фигура, для каждой части которой размер переходной зоны определяется по эмпирическим зависимостям. Если расстояние между скважинами (R) разделено на «n» частей, то в итоге будет «n» участков, являющихся выступами ступенчатой фигуры.
Более просто схема радиального вытеснения нефти сжатым газом с целью определения осредненного относительного размера переходной зоны может быть представлена отождествлением объема пласта с объемом набора осесимметрично расположенных цилиндров различного размера.
Линейные размеры различных площадок являются производными от базисного радиуса и увеличиваются в соответствии со значением корня квадратного из порядкового номера площадки «
», где «n»- натуральный ряд положительных чисел 0, 1, 2..
Таким образом, суммируя все объемы, занятые в пласте переходной зоной, по принятой схеме можно определить относительную величину области газонефтяных смесей:
; (2)
; (3)
, (4)
где V1-объем переходной зоны;
V2 - объем пласта на рассматриваемом участке (между скважинами);
n - количество участков;
m - количество пройденных участков;
Rв - базисный радиус;
-эмпирически определяемая длина переходной зоны на рассматриваемом линейном участке пористой среды, м;
Ri - текущий радиус, газовой зоны, м;
Fот - относительный объем переходной зоны, м3/м3 (рисунок 1).
Рисунок 1 - Изменения относительного размера переходной зоны Fот в
зависимости от отношения вязкостей нефти и газа μ0 и пройденного пути R
Известный относительный объем газонефтяных смесей позволяет легко определить часть расстояния между скважинами, занятую переходной вытесняющей зоной:
(5)
или
, (6)
где 
– текущий радиус распространения фронта газонефтяных смесей, м;
Ri – текущий радиус распространения газового фронта, м;
– текущий размер (длины по радиусу) переходной зоны, м;
Определять длину переходной вытесняющей зоны рациональнее, если использовать данные о появлении вытесняющего агента в эксплуатационных скважинах, т. е. фиксируя расстояние, пройденное фронтом газонефтяных смесей.
Полученная зависимость позволяет приближенно создать постоянно действующую модель процесса перемешивания с использованием современной вычислительной техники, когда размер переходной зоны рассчитывается на различных стадиях эксплуатации залежи.
В третьей главе приведены результаты разработки основных элементов совмещенной технологии повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа.
Закачкой газа под высоким давлением могут разрабатываться залежи с различным уровнем и видом запасов естественной энергии. В рамках поставленной задачи наибольший интерес представляют пласты с малым запасом естественной энергии, связанной с проявлением упругих свойств породы, нефти, растворенного газа. Главной отличительной особенностью метода является высокая эффективность вытеснения нефти сжатым газом.
Способность переходной зоны возобновляться является основой стабильности процесса и его гибкости, позволяющей совмещать добычу нефти и подземное хранение газа.
Совмещенная технология повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа включает как использование стандартных технологических операций, так и специфических приемов во всей цепи подготовки и осуществления процесса.
Приближение переходной зоны к рядам добывающих скважин за счет сокращения расстояния, на которое приходится действующий перепад давления, увеличивает дебит скважин вместе с возрастанием пластового и забойного давлений.
Добывающие скважины, из которых извлечена продукция переходной зоны, переходят на работу чистым газом и, выполнив задачу по повышению нефтеотдачи, продолжают работу по совмещенной технологии и будут использоваться для добычи закачанного газа. Газ для хранения и промышленного использования отвечает определенным требованиям и, чтобы избежать дополнительных затрат, его извлечение из пласта и подготовка при совмещении технологий должны быть отделены от системы сбора попутного газа.
Важным для совмещения технологий является система воздействия на пласт, особенно система расположения нагнетательных скважин. Процесс чаще всего целесообразно начинать с создания очага репрессии на пласт сжатым газом в повышенной части структуры. Дальнейшая технологическая реконструкция системы воздействия на пласт заключается в трансформации очага нагнетания газа в нагнетательный ряд скважин. Нагнетательных рядов может быть при необходимости два и более. Особенность совмещения технологий в том, что нагнетательными могут быть ряды, не разделенные добывающими скважинами - образуется зона закачки газа.
Такой прием позволяет сформировать газонасыщенную зону залежи как первый элемент хранилища газа.
Нагнетательные скважины являются одним из важнейших технических элементов совмещенной технологии закачки газа и его подземного хранения.
Процесс закачки сжатого газа осуществляется при давлениях порядка 25-35 МПа.
С промывкой призабойной зоны нагнетательных скважин газом, изменением её насыщенности приемистость скважин увеличивается. Этот параметр имеет большое практическое значение при совмещении технологий, так как напрямую связан с продуктивностью скважин при смене их функций с нагнетания на добычу газа.
Так как в коллекторе за фронтом вытеснения находится определенное количество нефти, газ при высоком давлении насыщается тяжелыми компонентами из нее с образованием газоконденсатного раствора. Поэтому может оказаться целесообразной эксплуатация подземного хранилища, созданного по совмещенной технологии, как техногенного газоконденсатного месторождения.
Начало возврата газа, закачанного для повышения нефтеотдачи, а это
означает начало совмещения рассматриваемых технологий, может производиться на ранних стадиях развития процесса. Возрастающую роль будут играть явления циклодиффузионного перераспределения флюидов в коллекторе, реальная реализация которых наиболее эффективна при применении совмещенной технологии. Промышленное использование процесса повышения нефтеотдачи залежей путем вытеснения нефти из пористой среды углеводородными газами под высоким давлением во многом предопределяет создание в пласте подземного газохранилища как естественного продолжения жизни месторождения.
Расчет в рамках отдельного месторождения показывает, что периоды добычи нефти и эксплуатации газохранилища (в данном случае пикового типа) могут совмещаться на длительном отрезке времени. Попутный и природный газы, накапливаемые в хранилище, можно многократно использовать в качестве рабочего технологического агента для повышения нефтеотдачи не только объекта применения совмещенной технологии, но и других разрабатываемых залежей.
Четвертая глава посвящена обоснованию и выбору залежи в Чеченской республике для практического осуществления разработанной технологии, геолого - промыслового исследования состояния объекта повышения нефтеотдачи и созданию подземного хранилища газа, определению укрупненных показателей процесса.
Основные общие требования, которым должны удовлетворять промысловые объекты для нагнетания в пласты углеводородных газов под высоким давлением, по сложившимся представлениям сводятся к следующему:
− глубина залегания пласта должна быть достаточной для создания в коллекторе необходимого давления без нарушения герметичности залежи нефти;
− в пласте должны отсутствовать тектонические нарушения и гидродинамическая связь с другими объектами, вследствие которых возможна утечка нагнетаемого газа;
− пластовое давление должно быть выше давления насыщения нефти, пластовая температура не ограничивается, если она выше критической для нагнетаемого агента;
− предпочтительнее поровый тип коллектора, но только в той связи, что отсутствует достаточный опыт применения закачки сжатых газов в залежи с другими типами коллектора.
Для конкретного рассмотрения вопроса масштаб исследований ограничен малым числом залежей в нашей стране, в которые закачивался углеводородный газ под высоким давлением и можно выделить четыре наиболее крупных проекта:
− Северо-западное поле XIII2+3 пласта, где в 1966 г. впервые в СССР начата и успешно в течение 20 лет завершена разработка залежи путем вытеснения нефти газом под высоким давлением;
− на месторождении Гойт-Корт Чеченской республики, где сжатым газом в течение 12 лет вытесняли нефть из XXIII пласта в достаточно крупных промышленных масштабах и процесс не завершен;
− на месторождении Самотлор Тюменской области, где проект был начат в опытно-промышленных масштабах и не завершен в условиях пласта Б8, имеющего водонапорный режим;
− Озеркинском, Грачевском, Старо-Казанковском рифовых месторождениях Башкортостана, характеризующихся вторичной газовой шапкой (сводовая циклическая закачка газа).
Из перечисленных объектов, которые могли бы быть использованы для применения совмещенной технологии повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа наиболее подходящим является месторождение Гойт-Корт.
Одним из необходимых условий для реализации процесса является степень изолированности залежи, предотвращение возможности сообщаемости объекта с другими вышележащими, проницаемыми пластами, куда может происходить утечка нагнетаемого газа высокого давления.
Пластовые условия залежи, её герметичность, изолированность позволили выбрать в качестве объекта по применению современного метода повышения нефтеотдачи XXIII пласт чокракских отложений месторождения Гойт-Корт.
В пределах площади Гойт-Корт скважинами вскрыты отложения кайнозойской группы от плиоцен-миоценового до верхнемелового возрастов.
Залежь пластовая, литологически и тектонически-экранированная. Основная добыча нефти на месторождении в настоящее время осуществляется из XXIII пласта.
В разрезе XXIII пласта выделено VI прослоев.
Суммарная, эффективная нефтенасыщенная толщина отложений XXIII пласта изменяется от 0 до 46,5 м, составляя в среднем 15,43 м.
Песчаные проницаемые прослои XXIII пласта в западном направлении полностью замещаются глинами, образуя литологическую границу. За эффективные выделялись прослои пористостью более 10 % и нефтенасыщенностью более 50 %. Средняя проницаемость определена равным 43 ×10-15 м2, изменяясь от 0 до 144 ×10-15 м2. Плотность нефти изменяется в пределах 819-846 кг/м3 , составляя в среднем 830 кг/м3. Нефть относится к типу легких, смолистых. Газ залежи XXIII пласта относится к типу метановых (74, 54 объемных процента). Пластовое давление -34,7 МПа, Тпл-378 0К.
Коллектор XXIII пласта отличается низкой проницаемостью, существенной неоднородностью и глинистостью. Процесс вытеснения водой в таких условиях сильно затруднен, и потому попытки освоить закачку воды в XXIII пласт оказались безуспешными.
В соответствии с критериями применимости для повышения нефтеотдачи XXIII пласта месторождения Гойт-Корт было предложено и начато в 1978 г. нагнетание в залежь углеводородного газа под высоким давлением.
Рабочим агентом для процесса нагнетания газа под высоким давлением XXIII пласт является смесь природного газа месторождения Беной и попутного газа I ступени сепарации месторождения Гойт-Корт.
Нагнетаемый газ на месторождении Гойт-Корт содержит более 15 % (объемные) промежуточных компонентов. Такого содержания достаточно, для образования в пласте переходной зоны при давлении, близком к 35 МПа. Нефтяная залежь месторождения Гойт-Корт замкнута литологическими границами с запада, юга и востока. В южной части свода залежь крупным надвигом дополнительно экранирована тектонически. В пределах залежи XXIII пласта тектонические разрывы отсутствуют, что исключает возможность утечки нагнетаемого газа через тектонические нарушения.
Испытание процесса закачки в пласт газа под высоким давлением на месторождении с последующим промышленным применением процесса начата в 1978 году (рисунок 2).
 |
Рисунок 2 - Изменение добычи нефти при закачке сжатого газа в XXIII пласт месторождения Гойт-Корт
Активный режим нагнетания в пласт сжатого углеводородного газа осуществлялся более 12 лет и за это время закачано в залежь около 1,5 млрд. м3 газа. Средневзвешенное пластовое давление возросло с 21 МПа до 30 МПа, резко увеличился темп нефтедобычи, превысив в 2 раза достигнутый в предшествующие применению процесса годы. Дополнительно за счет закачки газа из залежи извлечено более 2,5 млн. тонн нефти, что увеличило накопленную добычу нефти до 4,37 млн. тонн.
Анализ применения процесса повышения нефтеотдачи глубокозалегающих слабопроницаемых пластов путем закачки в них углеводородных газов под высоким давлением (Гойт-Корт, Озек-Суат) показал, что темпы добычи нефти, достигнутые в период истощения естественных запасов пластовой энергии, могут быть без труда превышены при нагнетании в залежь сжатого газа.
К 1992 году на месторождении Гойт-Корт компрессорная станция, полностью укомплектованная отечественным оборудованием, технически износилась в агрегатной части и закачка газа прекратилась с тем, чтобы процесс возобновился после реконструкции и расширения станции. Продуктивные возможности месторождения в этот период и последующие годы не могли быть использованы ввиду бездействия по техническим и организационным причинам большинства добывающих скважин (простаивало 47 скважин). Охват пласта воздействием по площади оценивался на основании данных об изменении газового фактора и свойств нефти и газа.
Наибольший объем переходной вытесняющей зоны, сформированной в пласте к моменту остановки нагнетания газа, располагался в центральной части залежи.
В период 1994 – 2000 гг. на месторождении Гойт-Корт осуществлялась добыча нефти, в том числе и неконтролируемая. Если принять среднее по добыче нефти между 1993 и 2000 гг., то в этот период извлечено из залежи ориентировочно более 300 тысяч тонн нефти. По нашей оценке добыча такого объема нефти не могла внести существенных изменений в состояние залежи, да и по природе своей залежь в сложившихся условиях эксплуатации способна к самосохранению. В 2004 – 2005 гг., из скважин первой очереди ремонта и восстановления промысла XXIII пласта месторождения Гойт-Корт добыто механизированным способом соответственно 13 и 26 тысяч тонн нефти при среднем газовом факторе 115 м3/т.
Проведенный анализ геологических особенностей XXIII пласта месторождения Гойт-Корт показывает, что объект вполне удовлетворяет требованиям применения совмещенной технологии повышения нефтеотдачи путем вытеснения нефти газом под высоким давлением и создания подземного хранилища газа. При достижении проектного уровня коэффициента нефтеотдачи 0,4 начальных запасов нефти, объем в пласте, способный вмещать газ для хранения, возрастет до 5 млрд. м3, а в пределе, в процессе постепенной выработки залежи по совмещенной технологии, когда будут извлечены все запасы нефти, объем хранимого газа может превысить 12 млрд. м3. Активный объем газа в подземном хранилище при рассматриваемых условиях на ранних этапах совмещенной технологии составит порядка 30-40 % общего объема газа в хранилище. Основой дальнейшей эффективной эксплуатации месторождения Гойт-Корт является возобновление закачки в XXIII пласт углеводородного газа под высоким давлением по совмещенной технологии. Объемы газа для подземного хранения определятся в процессе технологического и технического проектирования.
Как видно из приведенного анализа, выбор XXIII пласта месторождения Гойт-Корт Чеченской республики как первоочередного объекта для применения совмещенной технологии повышения нефтеотдачи пласта и подземного хранения газа хорошо обосновывается геолого-промысловой характеристикой залежи, технологическими особенностями разрабатываемого процесса и хозяйственными потребностями.
Газ в регион поступает в основном из месторождений севера Тюменской области и Туркмении, сезонная неравномерность его поставок компенсируется отбором при эксплуатации двух пластовых объектов Северо-Ставропольского ПХГ. Выгодное географическое положение Чеченской республики – в центре южной части Северного Кавказа и в непосредственной близости от крупных промышленных потребителей газа - повышает перспективность достижения технологического и экономического успеха создания здесь подземного хранилища газа, будет способствовать обеспечению гарантированных экспортных поставок газа в Турцию по введенному в эксплуатацию газопроводу «Голубой поток».
Совмещение технологии повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа на месторождении Гойт-Корт Чеченской республики может стать существенным фактором в обеспечении потребности в газе не только Чеченской республики, но и соседних субъектов федерации.
Произведена технико-экономическая оценка проектной эффективности практического применения рассматриваемой совмещенной технологии повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа на месторождении Гойт-Корт Чеченской республики, которая показала возможность высокоприбыльного осуществления проекта и его быстрой окупаемости в течение 2 лет.
Основные выводы
В результате выполненных исследований можно сделать следующие выводы:
1 На основании анализа предшествующих теоретических и экспериментальных исследований впервые четко выделены и классифицированы три основных направления изучения механизма образования переходной зоны: теоретический; экспериментально-лабораторный; промысловый. Показано, что существенных результатов можно добиться экспериментальными исследованиями, которые позволяют получить эмпирическое описание основных параметров процесса.
2 Впервые предложена эмпирическая зависимость описания размеров переходной зоны при радиальном характере потока в пористой среде.
3 Решение зависимости размера переходной зоны от радиуса продвижения газа в пористой среде при различных соотношениях вязкости вытесняемого и нагнетаемого агентов является первым приближением постоянно действующей модели описания изменения зоны в реальном пласте.
4 На основе изучения геолого-промысловых особенностей предшествующей эксплуатации залежи на режиме истощения запасов естественной энергии и при нагнетании газа под высоким давлением, определена методика расчета укрупненных показателей добычи нефти и объема подземного хранилища газа. Внедрение совмещенной технологии повышения нефтеотдачи позволит дополнительно извлечь из XXIII пласта месторождения Гойт-Корт Чеченской республики порядка 6 млн. т нефти, создать в конечном счете подземное хранилище газа с активным объемом до 5 млрд. м3.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
1 Бакраев разработки XXIII пласта месторождения Гойт-Корт и оценка возможности создания в залежи подземного хранилища газа/, //Труды Грозненского государственного нефтяного института им. акад. . –Грозный, 2003.-Вып. 3.- С.156-158.
2 Бакраев и разработка элементов совмещенной технологии повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа/// Труды Грозненского государственного нефтяного института им. акад. . - Грозный, 2004.-Вып. 4. - С.153-157.
3 Бакраев -химические методы контроля за процессом вытеснения нефти сжатым газом/// Труды Грозненского государственного нефтяного института им. акад. М.Д. Миллионщикова.
- Грозный, 2004.-Вып. 4. - С.158-160.
4 Бакраев неоднородности коллектора на нефтеотдачу
пласта при закачке газа под высоким давлением/// Труды Грозненского государственного нефтяного института им. акад. . - Грозный, 2004.-Вып. 4.- С.148-152.
5 Бакраев элементов совмещенной технологии повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа ///Наука, образование и производство: материалы Всероссийской научно-практической конференции посвященной 85-летию Грозненского государственного нефтяного института им. акад. , 2005г.- Грозный, 2006.- С 195-202.
6 Бакраев результатов теоретических и экспериментальных
исследований взаимодействия смешивающихся агентов при их линейном
движении в пористой среде.- М.: ВИНИТИ.- № 000 - В2006.-10с.
7 Бакраев механизма перемешивания агентов при вытеснении нефтей из пористой среды углеводородными газами под высоким давлением в радиальном потоке.- М.: ВИНИТИ.- № 000 – В20с.
8 Бакраев возможности совмещения повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа на месторождении Гойт-Корт ЧР/// Современные проблемы экологии: материалы Всероссийской научно-технической конференции. - Тула, 2007. - www. *****.
9 Бакраев разработки XXIII пласта месторождения Гойт-Корт и оценка возможности создания в залежи подземного хранилища газа/// Башкирский химический журнал. - Уфа: Реактив, 2007.- Т. 14, № 5. - С.145-148.
10 Бакраев -промысловые особенности объекта для применения совмещенной технологии повышения нефтеотдачи и создания подземного хранилища газа/// Нефтяное хозяйство№3. - С.88-90.
