ЛЕКЦИЯ №4. ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях

Опыт эксплуатации выработанного нефтяного месторождения дает необходимый материал для оценки возможности использования его в качестве ПХГ. Факт существования нефтяного месторождения свидетельствует о герметичности кровли. Кроме того, известны объёмы добытой нефти, газа и воды, изменение давлений и дебитов по скважинам, геолого-физические параметры пласта-коллектора и физические свойства нефти, газа и воды [34].

Однако необходимо тщательно обследовать, выбрать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные скважины, изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепроводов, трапов и другого оборудования для возможности их использования в процессе подземного хранения газа, реконструировать промысловые газопроводы, построить новые установки для очистки и осушки газа, пробурить новые нагнетательно-эксплуатационные скважины.

Одновременно с этим проводятся исследования с целью определения будущих дебитов нагнетательно-эксплуатационных газовых скважин, режима работы ПХГ, максимально возможного объёма извлечения остаточной нефти, мероприятий по увеличению производительности нагнетательно-эксплуатационных скважин, изменения состава газа в процессе подземного хранения.

На рис. 1 приведены кривые, построенные по результатам эксплуатации нефтяного месторождения.

Рисунок 1. Графики зависимости изменения пластового давления Р _п и газового фактора Г_п от объёма добытой нефти Q _д (Г _п =Q _г/ Q _н)

Из графиков видно, что газонефтяной фактор Гп увеличивается сначала плавно, затем резко и далее он уменьшается. Такое изменение газового фактора свидетельствует о постоянстве объема перового пространства, занятого нефтью, об отсутствии продвижения воды в залежь, а также о том, что залежь эксплуатируется при режиме газированной жидкости.

Постоянство или плавное увеличение газового фактора Г_п говорит о продвижении воды в нефтяную залежь, об уменьшении объема порового пространства, насыщенного нефтью.

В процессе подземного хранения газа в частично выработанном нефтяном пласте газ будет не только вытеснять нефть к забоям эксплуатационных скважин (или к периферии залежи), но и растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пласта на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и испарения нефти хранящимся газом влияют многие физико-геологические параметры пласта-коллектора, физические свойства нефти и газа, технологические параметры работы ПХГ.

Основными из них являются: коэффициенты пористости, проницаемости, величина и состояние удельной поверхности, объём остаточной воды; неоднородность пласта по площади и разрезу; давление и температура; сила тяжести; плотность остаточной нефти; соотношение вязкостей газа и нефти; отношение объема нефти, прошедшей через пласт, к объему порового пространства пласта и др.

Проведены исследования влияния плотности нефти, давления, температуры, отношения коэффициентов динамической вязкости газа и нефти на процессы вытеснения и испарения газа. В качестве хранящегося (сухого) газа использовался метан с небольшим количеством этана, пропана и более тяжелых компонентов (меньше 1,0 об.%).

Из проведенных опытов можно сделать следующие выводы. Чем выше давление и температура, чем меньше относительная плотность нефти, тем больше объем испарившейся (растворившейся) нефти в массе закачанного газа при прочих одинаковых условиях. Чем больше отношение вязкостей газа и нефти, давление и температура, чем меньше плотность нефти, тем больше объем вытесненной нефти при прочих одинаковых условиях.

В экспериментах максимальный объем вытесненной нефти составлял 76,5 %, испарившейся – 18,9 % начального объема товарной нефти в образце, максимальный объем добытой нефти составлял 93,8 % того же объема.

Увеличение угла наклона модели пласта от 15 до 30° существенно увеличивает объем вытесненной нефти при движении газа сверху вниз. Этот факт свидетельствует о том, что нагнетательные скважины целесообразно размещать в приподнятой, сводовой части структуры, эксплуатационные в пониженных частях.

В Башкортостане имеется ряд уникальных по своему геологическому строению объектов, к которым приурочены истощенные нефтяные месторождения рифогенного типа. Эти нефтяные залежи являются замкнутыми резервуарами, подстилающимися снизу слоем вязкой неподвижной окисленной нефти, полностью изолирующей нефтеносную залежь от водоносной области[4].

Рентабельная разработка большинства этих месторождений на естественных режимах (растворенного газа и гравитационного) завершается, однако коэффициенты нефтеотдачи их достаточно низкие (26 – 37 %) Применение заводнения в таких месторождениях положительных результатов не дало. Существенное увеличение коэффициентов нефтеотдачи залежей в подобных замкнутых резервуарах возможно за счёт проведения здесь газовой репрессии, что подтверждается опытом работ на Озеркинском, Грачевском и Старо – Казанковском нефтяных месторождениях. Однако в связи с необходимостью покупки газа процесс этот становится экономически малоэффективным

Более целесообразным является совмещение в этих месторождениях технологии создания запасов газа и увеличения добычи нефти, когда хранимый газ сам является рабочим агентом для нефтяных залежей, и процесс становится экономически и технологически эффективным. Подобная совмещенная технология успешно используется в ряде стран мира (особенно в США, где создано 31 ПХГ в нефтяных месторождениях). Однако создание газохранилищ в нефтяных месторождениях экономически целесообразно только при использовании средств от вторичной добычи нефти, так как, по технологии, создание подобного ПХГ требует значительных материальных и технических вложении (на ликвидацию скважин старого фонда бурение нагнетательных и новых эксплуатационных скважин строительство компрессорных станции и установок подготовки газа и др.). Поэтому эти работы целесообразно проводить комплексно или единому инвестору, или совместному предприятию, учитывающему интересы всех участников проекта.

Внедряемая технология создания ПХГ в нефтяном месторождении усовершенствована коллективом авторов из ВНИИгаза и бывшего НПО ''Союз-нефтеотдача" под руководством А. И. Гриценко, Р. М. Тер – Саркисова, С. Н. Бузинова и К. С. Фазлутдинова ВНИИгазом получен патент на эту технологию.

Технология создания ПХГ в истощенном нефтяном месторождении предусматривает бурение скважин двух категории (рисунок 2):

– нагнетательных, через которые осуществляются закачка и отбор газа. Они расположены в присводовой части месторождения и вскрывают верхнюю часть продуктивных отложении;

– добывающих, через которые осуществляется отбор пластового флюида. Они вскрывают нижнюю часть продуктивных отложений.

Через нагнетательные скважины закачивают газ в теплое время года и отбирают в холодное. Это позволяет достичь формирования устойчивой газонасыщенной зоны в верхней части залежи. В период закачки газа в хранилище пластовое давление возрастает и к концу закачки достигает максимума. При этом возрастает также взаимная растворимость газа и нефти. Нефть ставшая более подвижной оттесняется к приподошвенной зоне пласта. Отбор нефти из добывающих скважин проводится круглый год.

Технологически совмещение процессов хранения газа и добычи нефти имеет много общего с широко известным методом повышения нефтеотдачи пласта путем газовой репрессии. Однако, если при режиме газовой репрессии по мере увеличения газонефтяного фактора в скважине дебит её ограничивается (вплоть до полного отключения), чтобы не допустить бесполезной работы, то при эксплуатации ПХГ отбор газа из пласта представляет самостоятельный интерес в связи с по дачей его потребителю в период повышенного спроса. Поэтому, при эксплуатации ПХГ нет ограничений на рентабельную величину газового фактора. Более того, при необходимости особенно в начальный период создания ПХГ возможно отбирать газ из нагнетательных скважин для обеспечения требуемого суточного отбора.

По сравнению с обычной технологией газовой репрессии совмещение с процессом хранения газа в пласте может дать существенный дополнительный прирост нефтеотдачи. Во – первых, снимаются ограничения на предельный газовый фактор, через коллектор многократно прокачивается большое количество газа. Во – вторых, периодическое существен, но большее по интенсивности по сравнению с газовой репрессией нагнетание газа в пласт приводит к большим по амплитуде колебаниям давления и создает дополнительные градиенты давления в пласте способствующие извлечению нефти из низкопроницаемых застойных зон.

Разработаны методики расчета объема добываемой нефти при создании газохранилища на базе истощённого месторождения и выбора оптимального размещения нефтедобывающих скважин, а также способов их вскрытия обеспечивающих повышение эффективности вытеснения нефти.

Создание долгосрочного резерва газа в истощённых нефтяных месторождениях или резерва газа для покрытия пикового потребления также является положительным моментом, так как при хранении газа повышается пластовое давление, и происходят процессы, способствующие росту добычи нефти.

Выполненные технологические расчеты показывают, что при внедрении совмещенного процесса на Тереклинском истощённом нефтяном месторождении (рис 2) при закачке газа объемом 630 млн. м3 и работе объекта в режиме ПХГ объемом активного газа 430 млн. м3 дополнительно может быть добыто 1,2 млн. т. нефти. С 1987г на месторождении уже выполнены определенные работы по переводу его в разряд подземных хранилищ газа.

Рисунок 2. Схема вскрытия продуктивных отложений на Тереклинском ПХГ:

1 – добывающая скважина;

2 – нагнетательная скважина;

3 – интервал перфорации.

В настоящее время на месторождении ведется только добыча нефти в объеме 12 тыс. т/год. Без создания здесь ПХГ за следующие 4 – 5 лет рентабельной разработки может быть добыто не более 40 – 50 тыс. т. нефти, т. е. более 1,15 млн. т. останутся неизвлеченными.

Проведены также расчёты добычи нефти из Тереклинского месторождения при создании здесь долгосрочного резерва газа. Они показали, что этот процесс менее эффективен для роста добычи нефти, чем создание ПХГ. Это связано, в основном с меньшими объёмами прокачиваемого через месторождение газа и отсутствием колебании давления, которые возникают при закачке – отборе газа из ПХГ и создают дополнительные градиенты давления в пласте, способствующие извлечению нефти из застойных зон. Так, за 20 лет дополнительная добыча нефти при долгосрочном резервировании составила 350 тыс. т., а при создании ПХГ – 1100 тыс. т., т. е. создание ПХГ технологически и экономически предпочтительнее.

Наиболее реальным инвестором проведения комплекса работ по совмещенной технологии на Тереклинском месторождении может являться ОАО ''Газпром'' в случае передачи ему объекта в целом для практической отработки технологии строительства и эксплуатации первого в России ПХГ в нефтяном месторождении. Капитальные вложения оценены в 161 млн. руб. Срок окупаемости этого проекта 10,5 лет. При этом часть инвестиции будет возвращена за счёт реализации нефти.

В текущей сложной экономической обстановке (при снижении цен на нефть) фактические показатели эффективности процесса могут быть более низкими, однако сам он, безусловно, рентабелен при совместном использовании экономического эффекта от хранения газа и продажи нефти, что подтверждается также зарубежным опытом.

За время работы на Тереклинском ПХГ будет накоплен опыт по внедрению совмещенной с добычей нефти технологии, который может быть передан АНК ''Башнефть'' для использования на других месторождениях, а также разработана схема совместной работы газовиков и нефтяников на последующих объектах. Всего в Башкортостане выделяют семь истощенных нефтяных месторождении перспективных для создания ПХГ и соответственно для роста добычи нефти за счет этого процесса (таблица 2).

Объём активного газа этих ПХГ может составить 7,5 млрд. м3, ожидаемая дополнительная добыча нефти за 20 лет – примерно 8 млн. т., т. е. потенциальные возможности этих объектов достаточно велики. К этим месторождениям (кроме Тереклинского) относятся следующие: Введеновское, Южно – Введеновское, Старо – Казанковское, Озеркинское, Южно – Кумертауское, Мурапталовское (центральный купол), Наиболее перспективным из них является Введеновское истощенное газонефтяное месторождение (рис 3), где возможно создание ПХГ с объемом активного газа 1400 млн. м³ и дополнительной добычей нефти 4 млн.т.

При технологическом проектировании этого объекта предложено бурение горизонтальных нефтедобывающих скважин и разработана методика выбора оптимального расположения их на площади и способов вскрытия. Так, положение горизонтальных стволов нефтедобывающих скважин выбирается между забоями старых скважин с учетом зон максимальных остаточных запасов нефти и зон наилучшей проницаемости продуктивных коллекторов и расположения газонагнетательных скважин. Бурение и вскрытие горизонтальных участков ствола рекомендуется проводить в нижней 10 – метровой зоне от поверхности зоны окисленной нефти под выдержанные слабопроницаемые или непроницаемые пропластки в разрезе, что уменьшает вероятность прорыва газа к нефтедобывающим скважинам и повышает эффективность вытеснения нефти при создании ПХГ.

Таблица.2. Характеристика нефтяных месторождений

* – горизонтальные скважины; ** – оценочная величина

Рисунок 3. Схема вскрытия продуктивных отложений на Введеновском ПХГ:

1 – нагнетательная скважина;

2 – добывающая скважина;

3 – интервал вскрытия;

4 – непроницаемый (слабопроницаемый) пропласток.

Интересы Республики Башкортостан в целом в данном проекте определяются расширением производства за счет получения дополнительных объёмов нефти, которые без создания ПХГ остались бы не извлеченными в недрах созданием новых рабочих мест и возможностью получения средств от всех предусмотренных законодательством налогов и платежей в бюджет.