История проектирования разработки пласта и основные положения проектных документов

Средняя проницаемость (Кср) коллектора в скважине определяется как средневзвешенное значение по выделенным долям коллектора.

На основании данных о проницаемости пласта, полученных методом установившихся отборов, с помощью номограммы определено распределение проницаемости коллектора в целом по залежи.

Проводя анализ системы контроля за процессом разработки, можно составить план работ по контролю за разработкой Памятно-Сасовского месторождения.

1. Выявление энергетической характеристики евлановско-ливенской залежи нефти. Контроль за динамикой параметров работы скважин:

- замеры пластового давления (не реже одного раза в год);

- замеры дебита нефти, газа, снятие буферного и затрубного давлений (ежедневно);

- замер устьевой температуры (не реже двух раз в неделю);

- снятие кривых восстановления пластового давления (не реже одного раза в год);

- исследование на продуктивность скважин (до и после выполнения гидротехнических мероприятий, но не реже одного раза в год).

Ожидаемый результат: установление активности водонапорного режима, определение фильтрационных свойств коллектора, контроль за температурным режимом работы скважин.

2. Контроль за изменением состава и свойств добываемой продукции.

- определение обводненности добываемой продукции (еженедельно);

- отбор и анализ поверхностных проб нефти, газа и воды (не реже одного раза в месяц).

Ожидаемый результат: уточнение фильтрационно-емкостных параметров пласта, состава и свойств добываемой продукции.

3. Определение взаимовлияния скважин:

- гидропрослушивание пласта (один раз в год).

Ожидаемый результат: установление сообщаемости участков расположения скважин, уточнение гидропроводности, проницаемости и пьезопроводности коллектора.

4. Контроль за сотоянием забоя и призабойной зоны пласта:

- замер глубины забоя скважин (не реже одного раза в 6 месяцев);

- определение профиля притока нефти и воды (по двадцати скважинам не реже одного раза в 6 месяцев).

Ожидаемый результат: выявление скопления на забое твердых частиц пластовой воды, снижения степени вскрытия пласта, определение работы и фильтрационных параметров дренируемых интервалов продуктивного разреза.

5. Продление безводной эксплуатации скважин:

- изоляция нижнего обводнившегося вскрытого интервала продуктивного пласта (по мере необходимости);

- проведение гидродинамических исследований скважин после изоляционных работ (по мере необходимости).

Ожидаемый результат: более рациональное использование пластовой энергии фонтанной эксплуатации скважин.

6. Вовлечение в разработку малодренируемых участков продуктивного разреза и интенсификация притока нефти:

- проведение СКО (по мере необходимости).

Ожидаемый результат: повышение равномерности дренирования нефтяного разреза, увеличение коэффициентов продуктивности скважин, снижение потерь в призабойной зоне пласта.

Для определения температуры на устье скважин используются ртутные термометры с пределом измерения 0 - 100?С. Давление на скважине и в затрубном пространстве измеряется манометрами с одновитковой трубчатой пружиной относящейся к деформационным манометрам, в которых измеряемое давление уравновешивается силой, возникающей при упругой деформации чувствительного элемента. В групповых установках типа «Спутник АМ-40-14-400» производится замер дебита нефти через расходомер «ТОР», замер дебита газа через турбинный счетчик «АГАТ».

Для исследования скважин, замера пластового и забойного давлений в НГДУ широко применяются манометры типа «МГН-2» с многовитковой трубчатой пружиной, предназначенного для измерения давления в добывающих скважинах. Его принцип работы основан на том, что давление в скважине через отверстие в корпусе передается жидкости, заполняющей внутреннюю полость разделительного сильфона и манометрической трубчатой пружине (геликсу). Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось, на которой жестко крепится пластинчатая пружина с пишущим пером. Перо чертит на бланке, вставленном в каретку линию длина которой пропорциональна измеренному давлению.

Для получения непрерывной записи давления каретка соединяется с гайкой, которая перемещается поступательно по направляющей при вращении ходового винта. Равномерное вращение винта осуществляется с помощью часового привода.

Для исследования скважин в Жирновском НГДУ широко применяются манометры типа МСУ-1, с пределом измерения давления до 40 МПа, работоспособным при температуре до 250 ?С.

Для регистрации изменения температуры в скважинах применяются термометры типа ТСУ-1. Конструкция этих приборов унифицирована с конструкцией соответствующих типов геликсных манометров. Отличие состоит в том, что вместо разделительного сильфона в термометрах установлен змеевик, внутренняя полость которого, заполненная легкокипящей жидкостью, соединяется с внутренней полостью геликсной пружины.

Для исследования скважин применяют приборы типа ИМСП-11.

Приборы в скважины спускают с помощью лебедки «Азинмаш-8А». Автомашину с лебедкой устанавливают на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины, таким образом, чтобы вал лебедки был перпендикулярен направлению движения проволоки от скважины до середины барабана. Вместо буферной головки на задвижку устанавливается лубрикатор, представляющий собой отрезок НКТ длинной 2 м. с резьбой на одном конце и фланцем на другом.

АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

В промышленной эксплуатации Памятно-Сасовское месторождение находится с1997года.К этому времени был пробурен основной фонд добывающих скважин.

Первоначальные предположения о режиме разработки залежи не подтвердились.

Впоследствии, в связи с высокими темпами падения пластового давления он стал характеризоваться как упругозамкнутый. На данном этапе режим залежи определяется как водонапорный с недостаточно активной областью питания. Месторождение разрабатывается Жирновским НГДУ, Коробковским НГДУ и СП «Волгодеминойл» в работе данные по технологическим режимам, фонду скважин, динамике технологических показателей, проектным показателям и т.д. относятся только к участкам месторождения, разрабатываемым Жирновским НГДУ.

Состояние фонда скважин на 1.01.2005г.

Фонд добывающих нефтяных скважин на 1.01.2005 г. состоит из 29 скважин. Из них дающих продукцию на начало года 29 скважин.

Нагнетательный фонд состоит из 1 скважины, которая находится в режиме циклической закачки в течение всего года.

Количество контрольных скважин не менялось в течение всего года и состоит из 1 скважины № 63.

Весь пробуренный фонд составляет 30 скважин.

Все приводимые Ниже представлена таблица состояния фонда скважин Памятно-Сасовского месторождения евлановско-ливенского горизонта на 1.01.2005 г.

Состояние фонда скважин Памятно-Сасовского месторождения на 1.02. 2005 г.

Технологический режим работы скважин

Глубина подвески на скважинах очень различна и колеблется от максимальной 2792 м. на скважине № 66 до минимальной 2507 м. на скважине №108, а средняя глубина подвески составляет 2681,5 м.

Пластовое давление распределяется достаточно равномерно. При максимальном давлении 23,5 МПа на скважине №102 и минимальном - 23,1 МПа на скважинах №№6,13,75,126,130; в среднем оно составило 23,2 МПа при начальном значении 28,09 МПа.

Среднее забойное давление составило 23,0 МПа, при минимальном - 22,4 МПа на скважине №126 и максимальном 23,4 МПа на скважине №102.

Буферное давление колеблется в достаточно существенных диапазонах от 4,5 МПа на скважине №60 до 6,3 МПа на скважинах №№49,121; при среднем по месторождению - 5,7 МПа.

При среднем затрубном давлении в 4,0 МПа диапазон изменений очень высок и составляет от минимального 1,2 МПа на скважине №60 до максимального 7,0 МПа на скважине №128.

В зависимости от удаления скважин от АГЗУ, ДНС, рельефа местности и в зависимости от дебита скважин линейное давление колеблется в пределах от 1,8 МПа до 3,0 МПа.

Среднесуточный дебит газа по месторождению составляет 20 000 м3/сутки, хотя по скважинам в отдельности он существенно различается от минимального - 3 400 м3/сутки на скважине №66 до максимального 26 000 м3/сутки на скважинах №№13,67,108.

Газовый фактор в среднем по месторождению составляет 147 м3/т.

Минимальный среднесуточный дебит нефти среди фонтанных скважин составил 22,62 т/сутки на скважине №66, максимальный составил 187,2 т/сутки на скважине №105. В среднем по месторождению при плановом - …… т/сутки, среднесуточный дебит составил ….. т/сутки.

Средняя обводненность по фонтанным скважинам на конец года составляет 0,8% при планируемой 0,7%.

Режим работы всех скважин постоянный. Технологический режим работы добывающих скважин Памятно-Сасовского месторождения на 1.01.2005 г. представлен в таблице 3.2.

Фильтрационно-емкостная характеристика призабойной зоны пласта, при прочих равных условиях, в значительной степени зависит от наличия смоло-парафиновых отложений в призабойной зоне. Влияние выпавших из нефти тяжёлых углеводородных соединений на фильтрационно-емкостные свойства пористой среды исследовалось на различных по химическому свойствах нефтях. Исследования проводились через естественные керны, при температуре выше и ниже температуры насыщения нефти парафином. Данные промысловых исследований показывают, что во всех случаях происходит существенное снижение относительного коэффициента фильтрации при снижении температуры, причём наблюдается резкий перелом кривой при температуре, соответствующей температуре насыщения нефти парафином или близкой к Тн. В зависимости от проницаемости образцов происходит частичная или полная закупорка поровых каналов. В низко проницаемых образцах полностью прекращается фильтрация. В образцах высокой проницаемости фильтрация продолжается, но при ухудшенной характеристике пористой среды. В связи с неоднородностью химического состава и свойств парафинов даже в однотипных нефтях процесс кристаллизации не является мгновенным. От момента возникновения зародыша кристалла до видимых его размеров протекает определённое время, а поэтому насыщение нефти парафином и соответственно изменение её реологических свойств занимает определённое время. Несмотря на то, что некоторыми исследованиями получено, что начало кристаллизации парафина практически не влияет на подвижность нефти в поровых каналах, тем не менее с момента появления первых кристаллов и до полного прекращения движения нефти по причине закупорки поровых каналов, происходит постепенное загустевание системы. Не имея точных границ этого процесса для качественной характеристики изменения фильтрационных показателей парафиносодержащей нефти можно ориентироваться на усреднённое значение температуры кристализации парафина.

Необходимо также иметь в виду, что скорость фильтрации может уменьшаться с течением времени и при постоянной температуре фильтрации, если эта температура ниже температуры насыщения нефти парафином. Начальная скорость фильтрации на каждой температурной ступени уменьшается с течением времени, но не достигает нулевого значения. Это обстоятельство служит объяснением, когда происходит падение производительности скважин без каких либо видимых изменений в температурном режиме её работы.

Образование твёрдых углеводородных отложений в породах пласта может произойти не только по причине аномального снижения температуры, но и в результате изменения температуры насыщения нефти парафином. Изменение температуры насыщения возможно в течение определённого времени разработки месторождения под влиянием происходящих изменений в самом пласте, а именно выделение растворённого в нефти газа из-за снижения пластового давления ниже давления насыщения, что повлечет изменение компонентного состава пластовой нефти и, как следствие, интенсивность выпадение парафина.

Анализируя результаты исследований, следует отметить многообразие причин, обуславливающих получение неоднозначных результатов.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

До недавнего времени основным методом вызова притока и освоения скважин оставался способ замены жидкости глушения на жидкость меньшей плотности и понижения последней в стволе скважины буферным способом.

В настоящее время технология освоения скважины методом компрессирования воздуха официально отнесена органами РГТИ РФ к запретным, как потенциально опасная для жизни и здоровья людей. К тому же она является самой энерго- и ресурсоемкой и экологически вредной. Это определяется тем, что вытеснение жидкости глушения с целью понижения её уровня в скважине и вызова притока из продуктивного пласта происходит за счёт создания высокого давления на устье скважины и последовательного прохождения по каналу, образованному затрубным и трубным простанством, на что требуется много времени и энергии. Кроме того, в период вытеснения рабочей жидкости сжатым газом происходит ее частичное смешение с жидкостью, поступающей из пласта, в результате чего рабочая жидкость загрязняется и требует регенерации либо полной замены. Применение в последнее время в качестве рабочего агента инертных газов вместо воздуха может только улучшить состояние безопасности ведения работ, но не исключит вышеперечисленные недостатки, а экономическая эффективность за счет привлечения дополнительного оборудования и персонала будет низкой.

На этом фоне отчетливо просматривается необходимость перехода к технологиям освоения скважин, которые в максимальной степени отражают уровень общественного сознания, направленных в сторону применения ресурсосберегающих и наносящих минимальный вред окружающей среде методов работы на скважине. Наиболее полно этому процессу соответствует освоение скважин с помощью комплекса КОФС-1 и применения поршневого вытеснения - свабирования.

Мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта

Существует несколько методов повышения нефтеотдачи пластов. К числу этих методов относятся:

1. Закачка воды в пласт;

2. Закачка в пласт воды, обработанной поверхностно-активными веществами (ПАВ);

3. Закачка в пласт углекислоты - растворителя нефти, снижающего ее вязкость;

4. Вытеснение нефти сжиженными газами (пропаном, бутаном или их смесью);

5. Вытеснение нефти газом высокого давления (преимущественно метаном);

6. Нагнетание в пласт горячей воды или влажного пара при температуре до 350С, обеспечивающее снижение вязкости нефти и тепловое расширение пор коллектора;

7. Внутрипластовое горение - создание в пласте передвижного очага горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом.

Методы закачки в пласт воды, обработанной ПАВ, вытеснение нефти сжиженными газами, вытеснение нефти газом высокого давления были отвергнуты по причине очень высоких затрат материальных средств по сравнению с другими методами.

Т.к. нефть разрабатываемого месторождения маловязкая, с большим газовым фактором, приводящим к еще более низкой вязкости в пластовых условиях, закачка в пласт углекислоты не принесла бы ощутимого эффекта от его применения.

Внутрипластовое горение применялось на Жирновском месторождении, но оно имеет ряд своих недостатков. Основной из них - выгорает около 10-15% запасов нефти, что в современных условиях, в стремлении к сбережению ресурсов нецелесообразно.

Нагнетание в пласт горячей воды применяется на Жирновском месторождении и по сегодняшний день. Имеется большой опыт этого метода. Который показал себя эффективным и дополнительная добыча нефти в 2005 г. составила 10580 тонн нефти. Но из-за того, что на Памятно-Сасовском месторождении коллектор имеет большую проницаемость возникает риск более быстрого прорыва закачиваемых вод к стволу скважин, ведущих к резкому их обводнению. Поэтому был выбран самый дешевый, хорошо изученный и достаточно эффективный метод - законтурное заводнение на глубину 300-500 метров ниже установленного ВНК, что позволяет более равномерно вытеснять водой флюид.

Опыт этого метода на Памятно-Сасовском месторождении позволяет утверждать, что законтурное заводнение ниже ВНК на 300-500 метром дало экономический эффект а также равномерное поднятие ВНК, которое подтверждается исследованиями скважин по контролю за ВНК, проводимыми на месторождении.

Факторы, осложняющие эксплуатацию скважин

Процессы добычи нефти на Памятно-Сасовском месторождении сопровождаются выпадением парафина.

Наибольшие осложнения доставляют АСПО в подъемных трубах, выкидных линиях скважин, нефтесборных коллекторах, мерниках и резервуарах. Что касается двух последних видов нефтепромыслового оборудования, то в них, как правило, поступает нефть, уже содержащая большое количество кристаллов АСПО. Естественно, что при отстое данные кристаллы подвергаются процессу седиментации, в результате чего происходит накопление осадка. Образовавшиеся осадки со временем образуют довольно плотную массу, трудно поддающуюся размыву и удалению. Процесс образования АСПО в остальном нефтепромысловом оборудовании носит сложный, до конца не выясненный характер.

Анализ распределения давления, температуры и АСПО в нефтепромысловом оборудовании показал, что зоне начала образования отложений соответствует широкий диапазон давления (5-10 МПа). В некоторых скважинах процесс накопления отложений начинался при давлениях, значительно превышающих давление насыщения. Это говорит о том, что разгазирование не является причиной более интенсивного протекания процесса.

Определяющее влияние на парафинизацию труб и образование первых отложений оказывает температура.

С понижением температуры нефти (по отношению к температуре начала кристаллизации парафина) интенсивность отложений увеличивается. Скорость роста отложений вначале увеличивается, достигая максимума, а затем уменьшается. С увеличением времени количество отложившегося парафина возрастает, а скорость отложения уменьшается. Исследования показали, что с увеличением разности температур потока и стенки скорость роста отложений повышается. Со снижением температуры потока при постоянной температуре стенки и потока количество отложений сначала растет и достигает максимума при определенной температуре, а затем резко уменьшается.

Большое влияние на интенсивность накопления отложений оказывает дебит скважины. С повышением дебита протяженность зоны и интенсивность образования АСПО в выкидных линиях возрастают, а степень парафинизации подъемных труб снижается. Такой характер перераспределения отложений объясняется тем, что с ростом дебита повышается температура, изменяется газонасыщенность, повышается воздействие потока на отложения. В результате этого зона интенсивного накопления отложений переносится из подъемных труб в выкидные линии. При этом в начальной стадии парафинизации на поверхности труб осаждаются мельчайшие кристаллы, которые, закрепляясь, образуют слой. В дальнейшем рост слоя идет за счет осаждения на его поверхности более крупных частиц.

С подъемом к устью толщина отложений на лифтовых трубах увеличивается, а содержание в них парафина возрастает. Наибольшее количество парафина отмечается в зоне максимальных отложений.

Характерной особенностью процесса является неравномерное распределение парафина в массе отложений по сечению слоя. Наибольшее количество парафина содержится в слое, непосредственно прилегающей к стенке. Это указывает на то, что по мере накопления отложений во внутренних слоях происходит перекристаллизация парафинов. В результате отложения уплотняются, а жидкая фаза вытесняется.

С увеличением скорости перекачки интенсивность образования отложений уменьшается. Это объясняется тем, что с ростом скорости нефть лучше удерживает кристаллы во взвешенном состоянии, а также возрастает возможность смыва накопившихся отложений.

Удаление парафина на месторождении проводится механическим способом с помощью скребков, которые помещаются в лубрикатор.

РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Памятно-Сасовское месторождение является основным объектом нефтедобычи не только в Жирновском НГДУ, но и в объединении "Нижневолжск-нефть". Поэтому данному месторождению следует уделять особое внимание, так как в ближайшие годы это месторождение останется главным объектом добычи нефти.

В 2003 году для улучшения системы разработки месторождения и уменьшения падения добычи нефти предусматривается:

1. Применение более усовершенствованных и производительных технологий капитального ремонта скважин с привлечением научных организаций.

2. Продолжить внедрение технологии "ПАРМ-ГИНС" при работах виброструйным насосом и клиновыми пакерами.

3. Продолжить использование экологически чистых методов увеличения приемистости пласта в нагнетательных скважинах.

4. Для проведения более качественных геофизических исследований, в частности АКЦ, продолжить работы по внедрению новой геофизической аппаратуры ДСИ-4, МАК-2.

5. В связи с падением пластового давления и снижения дебитов по эксплуатационным скважинам принято решение провести опытную очаговую закачку воды под ВНК.

6. Более активно использовать традиционный метод нефтеотдачи пласта -солянокислотную обработку. Проработать возможность проведения селективной СКО и отработать методику по вовлечению в работу неработающих интервалов.

7. Проработать возможность применения современных методов изоляции притоков воды (гелеобразующие системы) осадкообразующие системы, "жидкое стекло".

Проведение этих мероприятий и нахождение новых решений по оптимизации работы скважин на месторождении позволит увеличить добычу нефти и продлить сроки разработки месторождения с достижением наибольшего коэффициента нефтеотдачи пласта.

Размещено на Allbest.ru