Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Разработка Демьяновского месторождения

Разработка Демьяновского месторождения

Характеристика Демьяновского месторождения, нефтегазоносности, коллекторских свойств продуктивного пласта. Рекомендации по улучшению показателей разработки залежи. Анализ работы фонда скважин, описание оборудования для добычи нефти. Экономический эффект.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 10.05.2015
Размер файла 2,6 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

балансовые

извлекаемые

балансовые,

извлекаемые,

тыс. м2

тыс.м3

м

доли ед.

доли ед.

доли ед.

г/см3

тыс.т

доли ед.

тыс.т

тыс.т

тыс.т

тыс.т

м3/т

млн. м3

млн. м3

млн. м3

млн. м3

млн. м3

В

256

28309

110,6

0,0783

0,847

0,670

802

1009

0,4

404

174

176

70

С1

1320

70510

53,5

0,0727

0,824

0,670

802

2270

0,4

908

174

395

158

В+С1

1576

98819

62,7

0,0744

0,830

0,670

802

3279

0,4

1312

1036,4

2242,6

275,6

174

571

228

177,7

393,3

50,3

Выводы

Демьяновское месторождение открыто в 1990 г., в том же году введено в пробную эксплуатацию. Промышленно нефтеносными являются отложения евлановско-ливенского горизонта.

Нефтяная залежь приурочена к ловушке рифогенного типа с коллекторами порово-каверново-трещинного и каверново-порово-трещинного типа.

Залежь массивного типа. Размеры 1,8 х 0,93 км. Этаж нефтеносности около 160,9 м.

Значение пористости принято 7,44 %, нефтенасыщенности - 83,0 % как средневзвешенные в объеме залежи при построении трехмерной геологической модели. Проницаемость принята по гидродинамическим исследованиям.

Коэффициент вытеснения, определенный экспериментально на модели пласта, составил 68,5 %.

Физико-химические свойства нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам. Нефть малосернистая, парафинистая, малосмолистая

Минерализация пластовой воды 233 г/л, тип хлоркальциевый. Содержит микроэлементы йода менее 10 мг/л, брома до 808 мг/л.

Запасы нефти утверждены в.2004 г. Начальные запасы нефти месторождения категорий В+С1 составляют геологические 3279 тыс.т; извлекаемые 1312 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,4.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 История проектирования разработки

Демьяновское месторождение открыто в 1990 г., в том же году введено в пробную эксплуатацию. Промышленно нефтеносными являются отложения евлановско-ливенского горизонта.

Нефтяная залежь приурочена к ловушке рифогенного типа с коллекторами порово-каверново-трещинного и каверново-порово-трещинного типа.

Залежь массивного типа. Размеры 1,8 х 0,93 км. Этаж нефтеносности около 160,9 м.

В 1992 г. составлен «Проект пробной эксплуатации Демьяновского нефтяного месторождения», институтом «ВолгоградНИПИнефть», в 1995 г. - «Технологическая схема разработки Демьяновского нефтяного месторождения», последний проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Демьяновского нефтяного месторождения» составлен ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», в 2002 г утвержден ЦКР в 2003 году

Последний проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Демьяновского нефтяного месторождения» составлен в 2002 г., в котором по рекомендуемому варианту предусматривалось бурение наклонного ствола из скв.41.

За период после составления проектного документа бурение наклонного ствола не состоялось, поэтому разработка залежи продолжается тем же фондом добывающих скважин, которые были пробурены на месторождении первоначально (скв. 2, 5, 11, 13, 36, 40, 41).

В дополнении к технологической схеме разработки рекомендован перевод прекративших фонтанирование скважин на периодическую эксплуатацию, а затем на глубиннонасосную добычу нефти. Для уменьшения водопритока к забою скважин рекомендовалось отсечение обводнившейся части пласта и ограничение дебитов жидкости обводняющихся фонтанных скважин.

Фактически, за истекший период после составления дополнения к технологической схеме, изоляционные работы проведены не были.

Месторождение разрабатывается по «Проекту разработки», составленной в 2006 году НПЦ ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть

2.2 Состояние разработки месторождения

По состоянию на 01.01.2009г. из залежи отобрано 75,6% от утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти. Основные показатели разработки представлены в табл.2.1. Из показателей следует, что месторождение в данный момент находится в переходном режиме падающей добычи разработки. Следующий этап разработки месторождения будет связан с обводнением скважин, прекращением фонтанирования и резком сокращении добычи.

Весь период разработки Демьяновского месторождения по динамике отбора на настоящий момент можно разбить на две части:

I период растущей добычи (1990-1997гг) с выходом на годовую добычу 159 тыс.т.

Ежегодные объемы добычи нефти наращивались довольно интенсивно. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1995 году и составила 159,3 тыс.т, .

По добывающим скважинам, по мере появления воды в их продукции, производилось ограничение дебита жидкости, вынос воды прекращался.

II период стабильных отборов (1997-2009гг) с колебанием добычи у отметки 40-45 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2009 г. накопленный отбор нефти по месторождению составил 1036,4 тыс.т; остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.09 г. равны 275,6 тыс.т.

Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения составил 0,316.

Динамика основных показателей разработки евлановско-ливенской залежи

Таблица 2.1

Годы

Добыча нефти,тыс.т

Темп

отбора

от нач.зап,%

Темп

отбора

от тек.зап,%

Степень

извлеч-я

запасов,%

Коэф-т

н/отдачи

доли.ед.

Добыча жидкости,т.т

Обводнен

ность,

(%)вес

Ресурсы газа,млн.м3

Газовый

фактор,

м3/т

разр.

годовая

сначала

разраб

годовая

сначала

разраб.

Годов.

сначала

разраб.

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1990

5,7

5,7

0,8

0,8

0,8

0,003

6

6

0

1,14

1,14

200

1991

6,4

12,1

0,9

0,1

1,8

0,007

6

12

0

1,3

2,44

203

1992

6,8

18,9

0,9

1

2,8

0,01

7

19

0

1,3

3,74

191

1993

24,0

42,9

3,6

3,8

6,4

0,025

24

43

0,03

4,8

8,54

200

1994

122,7

165,6

18,3

24,3

24,7

0,1

123

166

0

21,2

29,74

173

1995

159,3

324,9

23,8

46,2

48,5

0,2

160

325

0,2

28,9

58,64

181

1996

121,3

446,2

18,1

35,2

66,6

0,27

122

447

0,1

21,26

79,90

175

1997

91,8

537,9

10,2

20,3

59,8

0,239

91,77

538,43

0

16,135

96,06

175,8

1998

66,0

603,9

7,6

19,9

69,5

0,278

66

604,45

0

11,249

107,31

170,4

1999

52,104

655,99

6

19,6

75,5

0,302

52,114

656,56

0,02

8,857

116,17

170

2000

45,542

701,53

5,2

21,4

80,8

0,323

45,543

702,10

0

7,740

123,91

170

2001

41,963

743,49

4,8

25,1

85,6

0,342

42,0

744,09

0,05

7,134

131,05

170

2002

38,699

782,191

4,45

44,5

90

0,36

38,699

782,785

0

6,579

137,624

170

2003

36,937

819,128

4,25

73,87

94,3

0,377

36,937

819,72

0

6,28

143,90

170

2004

38,225

857,353

2,9

78

65,3

0,261

38,225

857,947

0

7,193

151,10

188,2

2005

42,817

900,17

3,26

9,43

68,6

0,275

42,817

900,764

0

8,519

159,62

199

2006

46,789

946,959

3,56

12,85

72,2

0,288

46,79

947,554

0

9,242

168,86

197,5

2007

44,911

991,87

3,42

14,0

75,6

0,302

44,925

992,479

0,03

8,852

177,71

197,1

2008

44,510

1036,38

3,4

16,2

79,0

0,316

44,51

1036,989

0

8,768

186,478

197

2.2 Текущее состояние разработки

По состоянию на 01.01.09 г. в эксплуатации на залежь находятся семь скважин (скв.2, 5, 11, 13, 36, 40 и 41), работающие фонтанным способом.

Наиболее устойчиво и с большими дебитами нефти работают сводовые скважины 11, 13 и 36, вскрытая нефтенасыщенная толщина пласта в которых изменяется от 40 до 72 м; удаление искусственных забоев от первоначального ВНК соответственно 81; 62,8 и 60,2 м. Дебиты безводной нефти по этим скважинам изменяются (декабрь 2008 г.) от 15 до 37 т/сут, в среднем составляя 17,4 т/сут.

В 2008 году из залежи евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения было отобрано 44,51тыс.т нефти, 0,000 тыс.т воды и 8,8 млн.м3 попутного газа. Всего, по состоянию на 01.01.2009 года, с начала разработки из залежи евлановско-ливенского горизонта отобрано 1036,4 тыс.т нефти,0,594 тыс.т воды, 1036,989 тыс.т жидкости) 186,478 млн.м3 попутного газа. По состоянию на 01.01.2009 года остаточные запасы нефти по месторождению составляют 275,6 тыс.т, степень извлечения запасов 79,0%, текущий КИН- 0,316

В сравнении с 2007 годом добыча нефти в 2008 году отобрано- 0,401 тыс.т.меньше. Падение добычи в 2008 году обусловлено снижением дебита по некоторым скважинам и появлением в продукции воды до 0,5%. В целом по залежи среднесуточный дебит одной скважины по нефти в 2008 году составил 17,4 т/сут (в 2007 году - 18,48 т/сут.)

Разработка залежи в 2008 году осуществлялась, как и в предыдущие годы, 7 скважинами фонтанным способом эксплуатации.

2.3Технологические показатели вариантов разработки

Технологические показатели рассчитаны по трем вариантам разработки с использованием геолого-гидродинамической модели пласта.

Вариант 1 (базовый). Разработку залежи предполагается осуществлять на естественном упруговодонапорном режиме дренирования существующими скважинами. После прекращения фонтанирования скважины будут переведены на ШГН. Прогнозный дебит по жидкости составляет 9,8-46,5 т/сут. Плотность сетки 22,5 га/скв.

Вариант 2. Предусматривает дальнейшую разработку залежи существующим фондом скважин. В 2006 г. проведено НВСП (непродольное вертикальное сейсмопрофилирование) в скв.41; по результатам НВСП предусмотрено бурение эксплуатационной скв.51 глубиной 2650 м и ввод ее в середине декабря 2007 г. Прогнозный дебит по жидкости скв.51 составляет - 31,4 т/сут . Плотность сетки 19,7 га/скв.

Вариант 3. Предусматривает дальнейшую разработку залежи существующим фондом скважин. В 2006 г. проведено НВСП (непродольное вертикальное сейсмопрофилирование) в скв.41; по результатам НВСП предусмотрено бурение эксплуатационной скв.51 глубиной 2650 м и ввод ее в середине декабря 2007 г.; с начальным прогнозным дебитом по нефти 33,1 т/сут. Бурение в 2008 г. скв.52 и 55 и ввод их соответственно в сентябре 2008 г. и в марте 2009 г. Прогнозные дебиты по жидкости составляют соответственно 31,4- 35,0 т/сут . Плотность сетки 15,8 га/скв.

Разработка месторождения по варианту 1будет завершена в 2100 г. накопленная добыча нефти составит 1590,3 тыс.т, коэффициент нефтеизвлечения 0,485, Квыт. 0,685, Кохв.- 0,708;

Разработка месторождения по варианту 2 будет завершена в 2067 г. накопленная добыча нефти составит 1625,6 тыс.т, коэффициент нефтеизвлечения 0,496, Квыт. 0,685, Кохв-0,724;

Разработка месторождения по варианту 3 будет завершена в 2042 г. накопленная добыча нефти составит 1629,7 тыс.т, коэффициент нефтеизвлечения 0,497, Квыт. 0,685, Кохв-0,726. Утвержденный КИН - 0,4.

Сопоставление технологических показателей вариантов разработки позволило сделать следующий вывод: в вариантах 2 и 3 отмечено технологическое преимущество по сравнению с вариантом 1 (выше коэффициент нефтеизвлечения). По технологическим характеристикам варианты 2 и 3 оказались почти равными. Экономические расчеты позволят выбрать для реализации вариант с лучшими экономическими показателями

2.4 Сопоставление фактических и проектных показателей

В проектном документе «Дополнение к технологической схеме разработки Демьяновского нефтяного месторождения» составленному в 2002 г., по рекомендуемому варианту предусматривалось бурение наклонного ствола из скв.41.

За период после составления проектного документа бурение наклонного ствола не состоялось, поэтому разработка залежи продолжается тем же фондом добывающих скважин, которые были пробурены на месторождении первоначально (скв. 2, 5, 11, 13, 36, 40, 41).

В дополнении к технологической схеме разработки рекомендован перевод прекративших фонтанирование скважин на периодическую эксплуатацию, а затем на глубиннонасосную добычу нефти. Для уменьшения водопритока к забою скважин рекомендовалось отсечение обводнившейся части пласта и ограничение дебитов жидкости обводняющихся фонтанных скважин.

Фактически, за истекший период после составления дополнения к технологической схеме, изоляционные работы проведены не были.

По всем добывающим скважинам, по мере появления воды в их продукции, производилось ограничение дебита жидкости, вынос воды прекращался.

Перевод скважин на глубинно-насосный способ добычи не производился.

Извлекаемые запасы нефти при проектировании принимались равными 1312тыс.т.

Месторождение разрабатывается по «Проекту разработки», составленной в 2006 году НПЦ ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть .

По второму варианту предусмотрено бурение эксплуатационной скв.51 глубиной 2650 м и ввод ее в середине декабря 2007 г.

Проектная добыча нефти в 2008 г. составляет 35 тыс.т, жидкости - 50 тыс.т, обводненность продукции 31% (табл. 2.2).

Сравнение проектных и фактических показателей разработки евлановско-ливенского

Таблица 2.2

Показатели

2004

2005

2006

2007

2008

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

Добыча нефти всего, тыс.т

44,2

38,2

41,6

42,8

39,0

46,8

36,0

44,9

35,0

44,5

новых скважин

13,5

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0

0

Ввод новых добывающих скважин, всего, шт.

1бок. ств.

0

0

0

0

0

0

0

0

0

В т.ч. из эксплуатац. бурения

1

0

0

0

0

0

1

0

0

0

Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут

37,7

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

31,0

0,0

0

0

Действующий фонд добыв.скважин на конец года, шт

7

7

7

7

7

7

8

7

8

7

Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут

19,5

14,9

19,5

16,8

19,6

19,7

22,0

18,5

20,5

17,4

Средняя обводненность продукции действующего

фонда скважин, %

9,5

0,0

14,7

0,0

20,5

0,0

28

0,0

31

0

Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут

17,7

14,9

16,6

16,8

15,6

19,7

14,6

18,5

12

17,4

Добыча жидкости, всего, тыс.т

48,9

38,2

48,8

42,8

49,0

46,8

50

46,8

51

44,5

Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т

868,8

873,1

917,6

915,9

966,6

962,7

966,6

1009,5

1017,6

1054,0

Добыча нефти с начала разработки, тыс.т

862,0

857,3

903,6

900,2

942,6

946,9

942,6

946,9

977,6

1036,4

Фактически в 2008 г. добыча безводной нефти и составила 44,5 тыс.т, что на 27 % выше проектной величины при действующем добывающем фонде равном семи скважинам и не соответствующем проектному -8.

В 2007г было предусмотрено бурение эксплуатационной скв.51 глубиной 2650 м и ввод ее в середине декабря 2007 г.; с начальным прогнозным дебитом по нефти 33,1 т/сут. Скважина введена не была из-за аварии при бурении.

Скважины (декабрь 2008 г.) продолжают работать с безводным дебитом нефти от 9,78 т/сут (скв.41) до 49,29 т/сут (скв.13), что свидетельствует о более высоких добывных возможностях залежи.

2.5 Анализ результатов исследований скважин, характеристика режимов эксплуатации и динамики продуктивности скважин

На Демьяновском месторождении по всем добывающим скважинам один раз в год проводились гидродинамические исследования. Основное количество исследований выполнено работниками ЦНИПР ТПП «Котовонефтегаз», а также сотрудниками института ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

Гидродинамические исследования проводились на 2, 3 и более режимах со снятием индикаторной диаграммы и реже кривой восстановления давления.

В основном индикаторная линия прямолинейная, но в некоторых случаях она имела выпуклую к оси дебитов форму. Это указывает на снижение продуктивности залежи с увеличением депрессии, что предположительно можно объяснить ухудшением трещинной проницаемости коллектора при снижении давления в залежи.

Результаты обработки исследований по каждой скважине методом установившихся отборов и методом восстановления давления приведены на рис.2.1.

Рис.2.1

Как видно на русунке 2.1, коэффициенты продуктивности и проницаемости по каждой скважине Демьяновского месторождения в процессе разработки изменялись. Это связано с очисткой фильтрационных каналов в призабойной зоне пласта от бурового раствора, реагированием породы на изменение пластового давления, поступлением в призабойную зону и в ствол скважины пластовой воды, образованием водонефтяной эмульсии, выпадением осадков, образованием пробок на забое.

Коэффициенты продуктивности и проницаемости, определенные методом установившихся отборов, отличаются от этих параметров, определенных методом восстановления давления. В скв.2,5,11,13,36, и 41 коэффициенты продуктивности и проницаемости при стационарном режиме выше, чем при нестационарном, т.е. фильтрационные свойства призабойной зоны лучше, чем в удаленной части пласта, а в скв.40 фильтрационные параметры удаленной зоны выше, чем в призабойной.

В среднем по месторождению значение коэффициента продуктивности на 01.01.08 г. составляет 20,1 т/сутМПа, проницаемости 0,012 мкм2 (, рис.3.2).

На Демьяновском месторождении регулярно проводились замеры пластового давления. Среднее значение пластового давления по месторождению, приведенного к ВНК (абс. отм. минус 2478,5 м), на 01.01.09 г. равно 24,01 МПа (рис.2.1).

По коэффициенту продуктивности и текущему дебиту жидкости были рассчитаны депрессии и забойные давления по каждой скважине и в среднем по месторождению (табл.2.3).

Динамика пластового давления, накопленной добычи и средних значений коэффициента продуктивности, дебита скважин и депрессии на пласт

Таблица 2.3

Дата замера

Рпл к ВНК, МПа

Qж нак, тыс.т

Кпрод, т/сутМПа

qж, т/сут

ДP, МПа

Рзаб к ВНК, МПа

03.04.1990

29,89

0,0

27.06.1990

27,84

0,9

79,8

16,4

0,21

27,64

17.09.1990

27,41

3,1

72,6

41,2

0,57

26,84

05.11.1990

27,16

4,7

72,6

28,5

0,39

26,76

09.12.1991

27,78

11,8

38,2

24,1

0,63

27,15

26.11.1992

27,14

18,2

67,1

18,1

0,14

26,99

29.04.1993

27,06

20,8

63,9

20,7

0,66

26,42

20.12.1993

26,99

41,0

146,2

26,1

0,48

26,42

07.02.1994

26,67

52,6

96,8

40,2

0,43

26,25

24.10.1994

26,85

133,7

196,4

61,2

0,39

26,46

31.05.1995

26,64

240,1

263,1

71,4

0,33

26,31

22.09.1995

26,09

293,6

248,5

66,6

0,35

25,74

09.12.1996

25,53

440,7

198,3

59,4

0,46

25,07

23.06.1997

25,53

495,2

194,0

43,5

0,50

25,03

30.12.1997

25,10

538,2

101,2

32,7

0,46

24,64

20.03.1998

25,18

554,1

56,3

32,4

0,61

24,57

02.11.1998

24,38

594,2

120,4

24,5

0,31

24,08

15.07.1999

24,31

644,5

112,8

18,3

0,25

24,07

25.11.1999

24,32

652,1

82,8

18,3

0,22

24,09

26.05.2000

24,12

676,8

79,4

20,4

0,25

23,87

21.11.2000

24,11

698,6

133,9

12,9

0,09

24,02

24.08.2001

23,92

756,0

116,3

16,5

0,25

23,67

01.07.2002

24,01

763,6

51,0

15,5

0,42

23,59

01.12.2003

24,05

819,1

33,6

14,5

0,43

23,62

01.12.2004

23,97

857,3

20,8

15,0

0,72

23,25

01.12.2005

24,26

900,2

31,6

16,8

0,53

23,73

01.12.2006

24,11

946,9

20,1

19,7

0,82

23,19

01.12.2007

24,01

991,9

19,4

18,48

0,92

23,09

01.12.2008

24.01

1036,4

19,0

17,4

0,91

23,08

Значение депрессии и забойного давления на Демьяновском месторождении на 01.01.09 г. составляют соответственно 0,74 МПа; 23,29 МПа (табл.2.4)

Основные показатели эксплуатации скважин Демьяновского месторождения по состоянию на 01.01.08

Таблица 2.4

№ скв.

Рпл, МПа

Рзаб, МПа

Рб, МПа

Ршл, МПа

qн, т/сут

qж, м3/сут

В, %

Кпрод, м3/сутМПа

Кпрод, т/сутМПа

ДP=Рпл-Рзаб, МПа

2

24,50

23,60

7,7

3,4

11,3

14,1

0

15,7

12,6

0,90

5

24,00

23,50

7,7

3,3

10,9

13,6

0

27,2

21,8

0,50

11

23,50

23,20

7,4

3,4

20,1

25,1

0

83,5

67,0

0,30

13

23,70

22,90

7,7

3,4

49,3

61,5

0

76,8

61,6

0,80

36

24,70

23,70

7,6

3,3

18,7

23,3

0

23,3

18,7

1,00

40

24,30

23,70

7,2

3,2

9,8

12,2

0

20,4

16,3

0,60

41

23,50

22,40

5,8

3,5

10,9

13,6

0

12,4

9,9

1,10

Ср

24,03

23,29

7,3

3,4

18,7

23,3

0

37,0

25,2

0,74

В скв.2,5,11,13 в период с 1990 по 1993 гг. проводились поствольные замеры давления. Полученные данные позволили определить плотность жидкости в стволе скважины.

Плотность нефти на Демьяновском месторождении в пластовых условиях составляет 684 кг/м3. В скв.2 плотность жидкости на глубине 2200 м (абс.отм. минус 2002,5 м) (от кровли 436 м) изменяется в пределах 693-780 кг/м3 (табл.2.5).

Таблица 25

Изменение плотности жидкости по стволу скважины

(на основе замеров давления по стволу)

№ скв.

Глубина кровли продуктивного пласта, м

Дата замера

Глубина замера,м

с, кг/м3

ист. глуб.

абс. отм.

ист. глуб.

абс. отм.

2

2636,1

-2438,6

26.11.1992

Qжм3/сут=

24

0

750

-552,5

640

449

1250

-1052,5

632

328

1750

-1552,5

665

563

2200

-2002,5

548

780

09.09.1993

Qж,м3/сут=

23,8

750

-552,5

673

1250

-1052,5

630

1750

-1552,5

663

2200

-2002,5

693

5

2631

-2429,7

2629.05.92

Qж,м3/сут=

27

19,2

14

0

250

-48,66

265

353

581

353

750

-548,66

373

536

591

683

1250

-1048,66

499

579

587

669

1750

-1548,66

599

646

683

646

2250

-2048,66

612

630

608

650

2565

-2363,66

619

659

910

1498

11

2532,6

-2319,1

0611.01.93

Qж,м3/сут=

249,6

219

174,4

105,8

0

250

-36,5

661

642

622

587

524

750

-536,5

681

659

644

650

667

1250

-1036,5

707

689

701

667

677

1750

-1536,5

722

712

701

693

659

2200

-1986,5

721

703

691

683

680

2460

-2246,5

722

697

663

663

799

0617.08.93

Qжм3/сут=

27

0

250

-36,5

624

595

750

-536,5

677

712

1250

-1036,5

740

599

1750

-1536,5

471

705

2260

-2046,5

706

702

13

2573,7

-2363,4

26-8.09.93

Qжм3/сут=

94,8

53,9

0

250

-39,7

555

544

379

750

-539,7

687

691

593

1250

-1039,7

687

661

924

1750

-1539,7

683

689

679

2150

-1939,7

676

690

700

2430

-2219,7

690

659

706

В скв.5 на глубине 2565 м (-2363,7 м) (от кровли 66 м) плотность жидкости равна 910-1498 кг/м3. В скв.11 на глубине 2460 м (-2246,5 м) (от кровли 73 м) плотность пластового флюида изменяется в пределах 697-799 кг/м3; на глубине 2260 м (-2046,5 м) (от кровли 273 м) 705-706 кг/м3. В скв.13 на глубине 2430 м (-2219,7 м) (от кровли 144 м) плотность жидкости 690-706 кг/м3 (табл.2.6).

Причиной повышения плотности жидкости в прикровельной части пласта является присутствие там воды - пластовой или технической, а также эмульсии; кроме того, в эмульсии возможно наличие осадка (шлама).

2.6 Расчет подъема плоскости водонефтяного контакта.

Расчет подъема плоскости водонефтяного контакта произведен с учетом зависимостей:

Qн.н.пл.усл = m . Sн . К . Vобв . + Vо . . (Ро - Рт) = Qнн . b/сн (2.1)

h= f (V) (2.2)

Qн.н.пл.усл. - накопленный отбор нефти в пластовых условиях, тыс.м3;

m - пористость;

V - объем залежи между плоскостью начального ВНК и горизонтальной плоскостью на высоте h от начального ВНК;

Vобв. - текущий объем обводненной части нефтенасыщенного пласта;

K -коэффициент нефтеизвлечения;

Sн - нефтенасыщенность;

Qнн -накопленный отбор нефти на 01.01.2009 г;

b - объемный коэффициент;

сн - плотность нефти в стандартных условиях;

- коэффициент упругости нефтенасыщенной породы;

Vо - начальный нефтенасыщенный объем залежи;

Ро и Рт - начальное и текущее пластовое давление.

Из (2.1) находим

Qнн . b/ сн - Vо . . (Ро - Рт)

Vобв = ________________________________ (2.3)

m . Sн . К

В расчете принято:

m=0.0744; b=1.49; сн =0,802 г/см3; К=0,4; Qнн=1036,4*103т; Vо=98818*103; =0,3*10-3 1/МПа; Ро=27,7 МПа, Рт=24,01 МПа.

После подстановки исходных данных в формулу (3.3) получили объем обводненной части нефтенасыщенного пласта, который равен 66,8*106 м3.

По графику h=f(V) (рис 3.4) определен подъем ВНК: величине V=66,8*106 м3 соответствует h=72,5 м. Таким образом, на 01.01.08 г. ВНК поднялся в среднем на 72,5 м и находится на абсолютной отметке минус 2406,0 м. Отношение обводнившегося объема залежи к начальному составляет 0,670.

Рис.2.2

2.7 Литературный обзор

2.7.1 Комплексная технология химическоговоздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин

В период эксплуатации скважин происходит изменение термодинамических параметров нефтяного пласта, что приводит к снижению продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин (в основном из-за уменьшения радиуса поровых каналов).

Главные причины:

Изменение температуры и, как следствие, отложения асфальтосмолопарафиновых отложений.

Увеличение толщины граничных слоев.

Образование осадков неорганических соединений.

Образование гидрозатворов в результате попадания в пористую среду фильтрата бурового раствора, пластовой, подтоварной, пресной вод или водных растворов химреагентов.

Для повышения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин применяют химические, тепловые, импульсные и другие методы воздействия на призабойную зону пласта.

Как показала практика, их внедрение в различных регионах России, наиболее эффективными являются комплексные технологии воздействия, которые могут привести к полному восстановлению проницаемости призабойных зон и значительному увеличению коэффициентов продуктивности скважин.

Одним из самых эффективных методов воздействия на пористую среду, для восстановления первоначальных параметров призабойной зоны пласта, является применение растворителей. Лабораторные исследования, проведенные М.Д.Розенбергом, П.И.Забродиным, Н.А.Раковским, подтвердили, что в обводненной пористой среде применяя нефтерастворимые растворители, можно довести коэффициент вытеснения нефти до 85 %. Этот метод экономически эффективен для пластов с проницаемостью менее 0,2 мкм2, при отсутствии неоднородности пористой среды.

В процессе вытеснения нефти различными агентами образуется система граничных слоев. Толщина граничного слоя в ряде случаев приводит к значительному сопротивлению, а иногда и к полному затуханию (при низких проницаемостях) фильтрации в пористых средах.

Было установлено, что вязкость в граничных слоях выше, чем в объеме жидкости, в 10-15 раз, причем первый слой упруго вязкий, второй - с повышенной вязкостью, т.е. осуществляется постепенный переход от жидкости в граничном слое к жидкости в объеме.

Присутствие пленки нефти на поверхности в низко проницаемых пористых средах резко снижает фазовую проницаемость для воды, что затрудняет, а то и делает невозможной ее закачку. Наоборот, присутствие пленки воды на твердой поверхности затрудняет фильтрацию нефти к эксплуатационным скважинам.

Для восстановления первоначальной проницаемости и увеличения продуктивности необходимо вытеснить из призабойной зоны пласта попавшую воду (пластовую, подтоварную, пресную) или водные растворы химреагентов, растворить образовавшиеся осадки, разрушить образовавшиеся асфальтосмолопарафинистые соединения. Из призабойной зоны нагнетательных скважин отмыть углеводороды и образовавшиеся остатки.

Для этого рекомендуется последовательная закачка в призабойную зону пласта водорастворимых, нефтерастворимых растворителей с последующим вытеснением оторочек растворителей водой (для нагнетательных скважин), что позволяет образовать в пласте вокруг скважины зону, очищенную от нефти. Вследствие этого увеличивается фазовая проницаемость коллектора для воды и приемистость нагнетательных скважин в 1,4-1,6 раза, в пластах с проницаемостью 0,005-0,05 мкм2 и вязкостью нефти 0,5-15 Мпа*с. С увеличением вязкости нефти эффективность очистки возрастает.

Для доказательства эффективности отмыва нефти с помощью последовательной закачки водо-, нефте- и водорастворимых растворителей был проведен ряд экспериментов. Из нефтенасыщенной модели со связанной водой вытесняли нефть пресной водой. Когда после прокачки нескольких объемов воды в продукции отсутствовала нефть, на выходе из модели жидкости измеряли уставившийся дебит воды Q1 при постоянном перепаде давления. Далее модель промывали водорастворимым растворителем (этиловый спирт) до прекращения выноса нефти из модели. После промывки модели спиртом снова переходили на прокачку пресной воды и фиксировали уставившийся дебит Q2 при том же давлении, что и Q1. Отношение Q2/Q1 характеризует эффективность промывки модели.

По той же методике провели эксперименты с нефтерастворимым растворителем, а также последовательно закачанными водо-, нефте- и водорастворимыми растворителями. В качестве нефтерастворимого растворителя использовали изооктан.

Характеристика модели: длина 480 мм, диаметр 28 мм, проницаемость составила 0,02-0,025 мкм, пористость 12-14 %, начальная нефтенасыщенность 73-75 %, вязкость нефти 20 Мпа*с. Пресной воды прокачивали 5,0 объемов пор. Сумма последовательно закаченных растворителей составила 0,5 объема пор. Коэффициент вытеснения нефти различными жидкостями составил: пресной водой 58-60 %; водорастворимыи растворителем 73-75 %; нефтерастворимым растворителем 83-86 %; последовательно закачанными растворителями - 100 %.

Как видно из вышеприведенных результатов, нефтерастворимый растворитель не смешивается с водой, поэтому он не полностью вытесняется из модели. При последовательном вытеснении нефти водо-, нефте- и водорастворимыми растворителями из пористой среды полостью вытесняется как нефть, так и растворители. Следовательно, проницаемость пористой среды при последовательном вытеснении нефти водо-, нефте- и водорастворимыми растворителями восстанавливается до первоначального значения. Первоначальный расход жидкости в модели при прокачке пластовой воды составил 120 см3/час.

Влияние промывки естественных образцов растворителями с остаточной нефтенасыщенностью на дебит воды :

Таблица 2.6

№

Водорастворимый растворитель

Нефтерастворимый растворитель

Последовательно: водо-, нефте-, водорастворимый растворитель

Дебит до промывки Q1, см3/ч

Дебит после промывки Q2, см3/ч

Q2/ Q1

Дебит до промывки Q1, см3/ч

Дебит после промывки Q2, см3/ч

Q2/ Q1

Дебит до промывки Q1, см3/ч

Дебит после промывки Q2, см3/ч

Q2/ Q1

1

3

15

5

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены