Процесс увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта с помощью закачки полиакриламида

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Для повышения эффективности базового метода воздействия на пластовую систему -- нагнетание воды -- используют различные физико-химические способы. Это - закачка слабоконцентрированных растворов полимеров, поверхностно-активных веществ, щелочей и других химических реагентов в виде оторочек; нагнетание веществ, вступающих в химическое взаимодействие с элементами пластовой системы и т.д.

В качестве химических реагентов, совершенствующих способы заводнения, используют следующие вещества и классы веществ: полимеры, поверхностно-активные вещества (ПАВ), щелочи, кислоты, тринатрийфосфат, сернокислый алюминий и др.

Полимеры в нефтепромысловой практике в основном применяют для повышения нефтеотдачи, регулирования гидравлических характеристик таких элементов транспортных систем, как трубопроводы, насосы, приготовления буровых и изолирующих жидкостей (реагенты изоляции).Полимеры используются для формирования водных, обычно слабоконцентрированных растворов, которые закачиваются в нагнетательные скважины. При этом улучшение метода заводнения и системы разработки в целом выражается, главным образом, в повышении коэффициента нефтеотдачи. Если учесть, что, за исключением тепловых методов, возможностей для изменения фильтрационных характеристик пластовой системы практически не имеется, "загущение" закачиваемой воды является наиболее вероятным средством увеличения коэффициента охвата пласта при заводнении.

В данном дипломном проекте рассматривается процесс увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта с помощью закачки полиакриламида (ПАА), рассматривается физика процесса, реология полимерных растворов, схемы закачки полиакриламида в пласт, рассматриваются задачи, возникаемые при закачке ПАА в пласт, решается задача подбора насоса для закачки ПАА, обеспечивающего требуемый темп закачки при заданном процентном содержании реагента, подсчитывается экономический эффект от увеличения дебита нефти.

1. ОБОСНОВАНИЕ ТЕМЫ ПРОЕКТА

1.1 Общие сведение о месторождении

Совместное предприятие ТОО «Жаикмунай» учреждено 20 марта 1997 г., зарегистрировано в Министерстве юстиции Республики Казахстан 11.09.97 г. и внесено в государственный реестр под № 2345-1900-ТОО (ИУ). Учредителями ТОО «Жаикмунай» являлись АО «Конденсат» (Республика Казахстан) и Компания «First International Oil Corporation» - FIOC (США). В настоящее время FIOC вышел из состава учредителей, в состав учредителей вошла Компания Альбатрос (Республика Казахстан).

В соответствии с Лицензией серии МГ № 253 Д (нефть) от 26 мая 1997 г., Правительством Республики Казахстан предоставлено исключительное право пользования недрами на лицензионной территории, включающей, но не ограничивающейся, месторождением Чинаревское, для доразведки и добычи углеводородного сырья, проведения указанных в Лицензии нефтяных операций.

Контракт с Компетентным органом Республики Казахстан в лице Государственного Комитета Республики Казахстан по инвестициям заключен 31 октября 1997 года (регистрационный № 81).

Условиями Лицензии и Контракта ТОО «Жаикмунай» дано право на разведку и добычу углеводородного сырья на контрактной территории сроком на 30 лет, включая период разведки и период разработки.

Период разведки состоит из 5 последовательных лет и может быть продлен дважды. Каждый период продления может составлять 2 года:

I этап разведки - 2 года (основной контракт) + 2 года (продление до октября 2001г.);

II этап разведки - 3 года (основной контракт) + 2 года.

В настоящее время ТОО «Жаикнефть» прорабатывает вопрос о внесении изменений и дополнений в Контракт о продлении срока разведки II этапа на 2 года (с октября 2003 г.). При получении положительного решения разведочные работы могут быть продолжены до октября 2006 г. Период разработки составляет 25 последовательных лет после периода разведки, включая этап обустройства.

В случае обнаружения запасов углеводородов, Подрядчик имеет право на продление общего срока Лицензии на период, необходимый для оценки коммерческого обнаружения, и соответственно, на продление срока действия Контракта.

Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) выявлено в 1991 году ПГО “Уральскнефтегазгеология”. Оно расположено в 80 км к северо-востоку от г. Уральска. На месторождении установлено три залежи: две газоконденсатные (бийская и афонинская) в отложениях среднего девона и одна газонефтяная в отложениях турнейского яруса нижнего карбона.

Месторождение занимает выгодное географическое положение, располагаясь в регионе с развитой добычей нефти и газа . В 75 км юго-восточнее его расположено ближайшее разрабатываемое уникальное по запасам нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак, с развивающейся добывной, перерабатывающей и транспортной инфраструктурой. В 130 км восточнее в России расположено другое уникальное по запасам газовое месторождение - Оренбургское, которое разрабатывается с конца 60-х годов.

В 50 км северо-западнее в России разрабатывается Зайкинско-Росташинская группа нефтяных месторождений с высоким газовым фактором.

Общая сумма обязательств по инвестициям - около 500 миллионов долларов. Контрактом определен пятилетний доразведочный этап с правом его продления на 4 года.

После завершения доразведочного этапа начнется промышленная эксплуатация месторождения.

Программой буровых работ предусмотрена бурение 43 эксплуатационных скважин. На реализацию этой части рабочей программы согласно контракту необходимо финансирование в размере 442 миллиона долларов.

По геологической квалификации Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение относится к разряду крупных месторождений, запасы которого оценивается на уровне 140 млн. тонн в пересчете на условное топливо.

На Чинаревском месторождении, выявленном еще советскими геологами, было пробурено до проектной глубины 3 скважины, из которых две оказались продуктивные (скважина №4, №10).

Надо сказать, что месторождение достаточно сложное, с относительно большими глубинами залегания продуктивных отложений (4,5-5,2 км) их блоковым строением и сложным характером коллекторов.

В скважинах 10 Чинаревская в интервале перфорации 4356-4395 м были отобраны 4 глубинные пробы с глубины 4300 м и 6 поверхностных проб . Анализы проводилось в аналитическом центре Нижневолжского научно-исследовательского института геологии и геофизики (НВНИГГ), г.Саратов.

Оценка промышленного значения нефти для технологических процессов переработки проведена на основе изучения товарной характеристики нефти, выполненной НВНИИГГ, ИПХГ АН РБ и ООО “ВолгоУралНИПИгаз”. Нефть Чинаревского месторождения характеризуется как малосернистая (0,32%), малосмолистая (2,7%), парафиновая (5,6%). Массовое содержание меркаптановой серы - 0,03 .

Площадь месторождения в течение ряда лет (1974, 1985, 1989гг.) покрывалась площадной сейсморазведкой 2Д (МОГТ).

Результаты интерпретации и переинтерпретации данных сейсморазведки использовались для заложения глубоких скважин. Общей чертой выбора местоположения скважин было заложение их в сводовой части выявляемых поднятий в нижней части осадочного чехла (горизонты П3, Д2).

Так скважина горизонтом П-9 была заложена в сводовой части поднятия по отражающему горизонту П3 (Алексеев,1978), но, подтвердив структурные построения, оказалась что структурный план горизонта П3 не контролирует положение залежей в отложениях девона.

Две другие из числа успешно завершенных бурением скважин 4 и 10, были заложены на приразломные поднятия по горизонту Д2. Скважиной 4 была выявлена залежь УВ в отложениях бийского горизонта. В скважине 10 была подтверждена продуктивность бийских и получены фонтанные притоки из афонинских и турнейских отложений. В настоящее время скважина 10 находится в пробной эксплуатации.

Ряд глубоких скважин (горизонты П-1, П-2, 5, 7) из-за сложных горно-геологических условий, в первую очередь наличия горизонтов пластичных солей до проектного горизонта доведены не были. Две скважины (12 и 13) были остановлены бурением в низах нижнепермского карбонатного комплекса из-за отсутствия финансирования.

В 1998г вся площадь месторождения была покрыта сейсморазведкой горизонта 3Д. После обработки данных в АО «Геотекс» их интерпретация была проведена канадской фирмой «Текника». Полученные результаты включают структурные карты по кровле основных отражающих горизонтов и результаты использования сейсморазведки 3D для прямых поисков. Выявлено два крупных поднятия в районе скважины 10 и к югу от скв. П-9 площадью 15-20 км2.

Кроме того выделяется ряд более мелких поднятий, площадью в несколько км2. В соответствии с амплитудным анализом по отрицательному отражению в кровле турнейского яруса компанией «Текника» сделан прогноз развития коллекторов в его отложениях.

Из этих данных следовало, что скважины 12 и 13 оказались заложены не только за пределами локального поднятия, но и за пределами зоны развития коллекторов. С целью изучения развития коллекторов в периферийной части турнейской залежи, характера экранирования залежи и роли в нем литологического замещения в 2001 году скважина 13 была углублена бурением наклонно-направленного ствола с глубины 4301 м с отклонением от вертикали на уровне турнейского горизонта на 500 м по магнитному азимуту 2900.

На 01.01.2005 г. фонд добывающих скважин, пробуренных на меловые отложения, составляет 5 скважин, в т.ч. 4 скважины (№№16-М, 21-М, 79-М, 90-М) находятся в опробовании, 1 скважина (№80-М) - в консервации.

С начала разработки юрского эксплуатационного объекта на 01.01.05г. накопленная добыча составила 629,9 тыс.т нефти и 1026,5 тыс.т жидкости. От начальных извлекаемых запасов нефти категории С1 отобрано 34,6%. Коэффициент нефтеизвлечения достиг 14%. Среднесуточный дебит нефти составляет 11,4 т/сут, жидкости - 24,3 т/сут. Текущая обводненность продукции достигла 52,5%.

Для юрского эксплуатационного объекта можно считать, что начинается стадия разработки, характеризующаяся снижением уровня годовых отборов нефти и нарастанием обводненности продукции.

Оценка энергетического состояния осуществлена с использованием всех замеров пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах по состоянию на 01.01.05 г. Давления получены как по прямым замерам пластового давления, так и расчётный путем по замерам КВУ. Для замеров пластового давления были использованы манометры «Микон».

Эксплуатация скважин, в основном, ведется при забойном давлении выше давления насыщения нефти газом. Разрыв между значением давления насыщения и текущим пластовым давлением составил 4,87 МПа. Учитывая, что скважины горизонтаработают с депрессией 1,8-2,2 МПа, этой разницы достаточно для предотвращения разгазирования в пласте и на забое. Тем не менее, во избежание дальнейшего снижения пластового давления, необходима компенсация отбора закачкой.

Для поддержания пластового давления в июне 2003 г. под нагнетание была переведена добывающая скважина №72. В начале мая 2004 г. под нагнетание была переведена добывающая скважина №66. После перевода этих скважин под нагнетание пластовое давление в центральной части залежи постепенно стабилизируется. Таким образом, на юрском эксплуатационном объекте создается внутриконтурная система заводнения в сочетании с приконтурным заводнением восточной части залежи.

Отмечается снижение пластового давления в центральной части залежи, которое постепенно выравнивается с переводом под нагнетание скважины №66. Падение пластового давления в центральной части залежи объясняется тем, что ППД проводилось всего по двум скважинам, расположенным в приконтурной зоне месторождения.

В первый год разработки месторождения планировалось ввести в эксплуатацию 4 скважины, из них 2 (скважины №№2 и 15) из разведочного бурения. Фактически было введено из эксплуатационного бурения 14 добывающих скважин. Действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 7 единиц. По Проекту в расчёте добычи нефти было принято, что новые скважины будут работать в первом году 180 дней с начальным дебитом 20 т/сут. Фактический среднесуточный дебит нефти одной добывающей скважины равен 14,1 т/сут против проектного 20 т/сут. Коэффициент эксплуатации скважин фонтанным способом фактически составил 0,33 доли ед. вместо проектного 0,96 доли ед. Небольшое число дней работы новых скважин было связано с отсутствием системы сбора и подготовки нефти, периодическими ограничениями в приеме нефти «КазТрансОйл».

По Проекту в последующие годы (1998-2000 г.г.) в эксплуатацию должны были вступать по 8 скважин из бурения. Предусматривалось в течение четырёх лет разработки ввести в эксплуатацию 26 скважин из эксплуатационного бурения и 2 скважины (№№2 и 15) из разведочного бурения предыдущих лет. Фонд добывающих скважин по Проекту - 22, нагнетательных - 6 единиц.

Фактически в 1998 году из эксплуатационного бурения введено 5 добывающих скважин. Фонд добывающих скважин на конец года составил 19 единиц, из них действующих 15 скважин.

Проектный уровень добычи нефти составляет 166,3 тыс.т/год, фактически максимальная проектная добыча нефти не достигнута. Фактическая добыча нефти за 1998г. составила 42,1 тыс.т., за 1999г. - 80,3 тыс.т, за 2000г. - 102,9 тыс.т., за 2001г. - 102,3 тыс.т., за 2002г. - 105,3 тыс.т. По состоянию на 01.06.03г. добыча нефти составила 40,7 тыс.т., расчётная ожидаемая добыча нефти на 2003 г. составляет 97,6 тыс.т. нефти.

Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по категории С1 фактически составил за 1998г. 2,3 % против проектного 3%, за 1999г. - 4,3% против проектного 6%, за 2000г. - 5,5% против проектного 8%, за 2001г. - 5,5% против проектного 9%, за 2002г. - 5,7% против проектного 8%.

За 2003г. ожидаемый темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по расчёту предполагается 5,2% против проектного 7%. Фактический уровень добычи нефтяного газа в основном соответствует проектной добыче.

В 1997 году фактически добыто 0,2 млн.м3 нефтяного газа при газовом факторе 20,4 м3/т против проектного значения 0,3 млн.м3 при газовом факторе 20,8 м3/т. Фактическая добыча нефтяного газа за 1998г. составила 0,8 млн.м3 при газовом факторе 19 м3/т, против проектного 1 млн.м3 при газовом факторе 17,8 м3/т. Соответственно за 1999г. - 1,71 млн.м3 газа при газовом факторе 21,3 м3/т против проектного 1,9 млн.м3 при газовом факторе 17,6 м3/т., за 2000г. - 2,51 млн.м3 при газовом факторе 24,4 м3/т против проектного 2,8 млн.м3 при газовом факторе 18,2 м3/т.

За 2003г. добыча нефтяного газа ожидается 2,3 млн.м3 при газовом факторе 23,6 м3/т., по Проекту - 2,4 млн.м3 при газовом факторе 18,1 м3/т.

Обводнение действующего фонда скважин по Проекту было предусмотрено уже с начала разработки (7%), фактически в 1997г. скважины работали безводной нефтью. За 1998г. среднегодовая обводнённость фактически составила 2 % против проектного 14,3%, соответственно за 1999г. - 17,5% против проектного 23,3%, за 2000г. - 28,3% против проектного 32,1%, за 2001г. - 35,1% против проектного 42,6%, за 2002г. - 41,6% против проектного 53,8%. Ожидаемое обводнение скважин в 2003г. составляет 49,7% против проектного 61,6%.

В 1999 и 2000 г.г. было предусмотрено ввести по 3 нагнетательных скважины. Фактически введена в 1998 г. одна нагнетательная скважина, в 2001 г. - вторая, в 2003 г. ожидается ввод ещё двух нагнетательных скважин.

Закачка рабочего агента предусматривалась в 1999 году объёмом 178 тыс.м3, фактически закачка рабочего агента началась в 1998г. объемом 0,8 тыс.м3, в 1999г. объём закачки составил 15,3 тыс.м3. В последующие годы фактический объем закачки воды не соответствует проектному.

Систематизируя данные по замерам пластовых давлений можно констатировать следующее:

Фактически среднее пластовое давление изменяется от 8,93 МПа (1997г.) до 7 МПа (2003 г.).

Происходит естественное снижение пластового давления за рассматриваемый период разработки, при этом отмечается неравномерное снижение пластового давления на отдельных участках залежи. Интенсивное падение пластового давления отмечается в центральной части залежи. Для поддержания пластового давления в июле 2003 г. предусмотрен перевод добывающей скважины №72 в нагнетательный фонд. Фонд действующих добывающих скважин на конец 2003 г. составит 19 единиц, фонд действующих нагнетательных скважин - 4 единицы.

По Проекту среднесуточный дебит нефти добывающей скважины предусмотрен в первые два года равным 20 т/сут, но фактически среднесуточный дебит нефти составил в 1997г. -14,1 т/сут, в 1998г. - 17,6 т/сут. Среднесуточный дебит новых скважин по Проекту предусматривался равным 20 т/сут, но фактически оказался ниже проектного.

Основными причинами расхождений проектных и фактических показателей разработки явилось следующее:

1. Несоответствие фактического фонда эксплуатационных скважин проектному фонду.

По мере разбуривания месторождения получены новые геолого-промысловые данные по режимам работы скважин, расположенных в приконтурной зоне месторождения, в непосредственной близости от подошвенных вод (низкие дебиты, значительная обводнённость), что и предопределило необходимость бурения меньшего количества

эксплуатационных скважин. Часть проектных скважин (№№ 51,57, 58, 63, 69, 73), расположенных в приконтурных зонах, в районе поисково-разведочных скважин №13, 3 при испытании которых были получены притоки пластовой воды, пробурены не были. Не была пробурена так же проектная скважина №76.

При этом по фонду фактически действующих добывающих скважин отмечается их соответствие с проектными показателями.

2. Фактический среднесуточный дебит нефти и жидкости ниже по сравнению с проектным среднесуточным дебитом. Так, проектный средний дебит по нефти взят из расчёта 20 т/сут в первые два года разработки, в последующие годы 21-22 т/сут. Фактически же в первый год разработки средний дебит по нефти составил 14,1 т/сут, в последующие годы он изменялся от 17,6 до 14,1 т/сут.

3. Эксплуатационные скважины работали на «щадящем» режиме - предпринимаемые попытки по увеличению среднесуточного дебита увеличением депрессии до проектного по некоторым скважинам приводили к резкому росту обводнённости (скважины №№67, 70, 71).

4. Для гидродинамических расчётов в «Технологической схеме…» принималось условие, что законтурная вода неактивная, и часть скважин после отработки на нефть будет переведена под закачку воды. Поддержание пластового давления в центральной части залежи предусматривалось переводом скважин №№53, 55, 65, после завершения фонтанного периода, под нагнетание воды.

Дебиты скважин по жидкости замеряются на групповых замерных установках типа «Спутник АМ40-14-400П» за определённый (установленный в часах) период времени. Для определения дебита скважин по нефти производится отбор проб с последующим анализом в химической лаборатории промысла на содержание воды, и по результатам обводнённости определяется дебит скважины по нефти и воде в объёмном выражении. Определяются плотность нефти, содержание в ней хлористых солей, механических примесей и расчётным путём вычисляется дебит нефти в тоннах за сутки. Исходя из периодов замеров ведётся учёт суммарной добычи нефти по каждой скважине за месяц и далее нарастающим итогом за год.

Дебиты скважин по газу замеряются на групповых замерных установках типа "СПУТНИК" АМ40-14-400П, поочередным переключением их на замерной блок установки.

Попутный газ, выделившийся на первой и второй ступенях сепарации, проходит дополнительную осушку в газосепараторах и используется в качестве топлива на УПН в печах нагрева нефти и воды и котлах промысловой котельной.

Учёт газа ведётся ежесуточно по счётчикам газа «АГАТ», смонтированным на газовых трубопроводах, на одном из которых фиксируется общий объём добычи газа, на другом - объём его потребления на собственные нужды.

При разработке месторождения с нефтью извлекаются и пластовые попутные воды. Пластовая вода, отделившаяся в отстойнике и электродегидраторе, поступает в отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000, где происходит её подготовка до требуемых норм и далее через накопительные ёмкости закачивается в нагнетательные скважины по напорным водоводам через блочные водораспределительные гребёнки БГ. Защита от коррозии коммуникаций ППД осуществляется дозированием ингибитора коррозии KW-2068 фирмы «Бейкер Петролайт» блочной установкой БР-2,5. Контроль объёма и параметров закачиваемого агента ежедневно фиксируется водомерными счётчиками фирмы «WEC». На нагнетательных скважинах и на насосе установлены манометры, фиксирующие давление закачки. Фактически отбор проб закачиваемой воды производится ежедневно и отправляется в лабораторию промысла на содержание механических примесей и нефти. Заведены журналы учёта закачки, где фиксируются показания манометров, продолжительность и объём закачанной жидкости. Таким образом, контроль объёма закачки и отбор проб производится согласно Проекту.

Фактически с начала разработки месторождения по всему фонду проводятся нижеследующие гидродинамические исследования скважин и промыслово-геофизические исследования по контролю за разработкой:

с целью контроля за производительностью скважин - определение дебита по жидкости - не менее 6 раз в месяц, обводнённости продукции не менее 6-8 анализов в месяц по каждой скважине (по проекту: определение дебита по жидкости - 1 раз в неделю, определение обводнённости - 1 раз в неделю);

замеры динамических уровней - 3-5 раз в месяц с целью определения режима работы глубинных насосов по каждой скважине (по проекту: определение динамических уровней - 1 раз в квартал);

отбор и лабораторный анализ поверхностных проб флюида по каждой скважине - один раз в месяц;

замер устьевых давлений манометрами: трубного, затрубного и давления на выкидных линиях - ежедневно;

исследования методом установившихся отборов с целью снятия кривой восстановления давления и определения продуктивности скважин -16 исследований. Исследования проводились специализированным гидродинамическим отрядом ЦНИЛ АО "Эмбамунайгаз", специальным отрядом ГИС по контролю за разработкой, а с приобретением глубинного скважинного манометра "Микон -107" собственными силами персонала промысла;

с целью контроля пластового и забойного давления проводятся постоянные замеры статических и динамических уровней - динамических не менее 3-5 раз ежемесячно по всему фонду скважин, статических - при смене внутрискважинного оборудования, проведении каких - либо геолого-технических мероприятий;

по 15 скважинам проведены специальные исследования ГИС по контролю за разработкой с целью определения работающих интервалов (профиля притока), дебита отдельных прослоев, состава флюида по стволу скважины, выделения обводнившихся интервалов и заколонных перетоков.

Исследования проводятся как в статическом, так и динамическом режимах с записью методов: термометрии, барометрии, термодебитометрии, влагометрии, плотности, магнитного локатора муфт, ГК. По шести скважинам проведены исследования методом ИННК по определению текущей нефтенасыщенности и выделению обводнившихся интервалов.

Полученные данные проведённых гидродинамических и геофизических исследований в скважинах достаточно информативны и используются при разработке месторождения. В большинстве случаев по результатам исследований компанией проводятся различные геолого-технические мероприятия: определяется и /или уточняется оптимальный режим работы скважин, проводятся работы по изоляции обводнившихся интервалов путём установки пакеров и проведения селективных цементировок на углеводородной основе. Так, по данным ГИС по контролю за разработкой в скважинах №№65, 71, 72, 2-А проведены геолого-промысловые мероприятия

по снижению обводнённости с получением реальной эффективности по добыче нефти.

В процессе эксплуатации скважин происходит кольматация призабойных зон парафино-смолистыми отложениями и для восстановления и очистки призабойных зон проводились обработки их горячей нефтью и нестабильным бензином с ПАВ. По некоторым скважинам с целью интенсификации притоков привлекались научно-производственные фирмы, такие как Московская «Сервон», Тюменьская «Гелий», для проведения более сложных работ по обработке пластов многокомпонентными химическими растворами.

С целью интенсификации притоков нефти на промысле проводятся работы по ограничению притока пластовых вод. В результате прорыва пластовой воды по отдельным пропласткам или по пласту резко снижается приток нефти. Восстановления дебита скважин по нефти удаётся достичь путём отсечки пакерами обводнившихся пропластков или изоляции пластовых вод цементными растворами на углеводородной основе. Стабилизация добычи нефти поддерживается путём проведения различных геолого-технических мероприятий.

1.2 Воздействие на продуктивные пласты с целью увеличения производительности добывающих скважин

Паротепловые обработки скважин (ПТОС)

Высокая вязкость нефти в пластовых условиях и небольшая глубина залегания нефтяных залежей позволяют рассмотреть вариант разработки I объекта месторождения при термических методах воздействия на пласт.

В данном проекте рекомендуется применить на опытном участке паротепловые циклические обработки призабойных зон добывающих скважин (ПТОС). ПТОС проводятся периодически, их основной целью является определение возможного эффекта интенсификации добычи нефти в результате снижения вязкости пластовой нефти в призабойной зоне в зависимости от температуры нагнетаемого пара, его массы и продолжительности нагнетания.

Скважина должна запускаться плавно во избежание образования песчаных пробок.

Средний период эксплуатации скважины после ПТОС 67 дней. Рекомендуется провести до 1-4 циклов ПТОС добывающих скважин в год во время ОПР.

Существующие методы подготовки воды для парогенераторов в промышленных масштабах предусматривают необходимость использования в качестве источника светлой пресной воды. Для водоснабжения могут служить пресные воды подземных горизонтов, речные воды, или привозная вода. В случае применения эффект от ПТОС по аналогии с месторождениями Северные Бузачи и Молдабек Восточный может составить 20-40%.

Паротепловое воздействие (ПТВ)

При получении положительных результатов от ПТОС рекомендуется предусмотреть метод паротеплового воздействия.

ПТВ всегда рассматривалось как технически приемлемый вариант для месторождений со средними и крупными запасами. Для условий месторождения Чинарево ПТВ будет методом, требующим значительных рискованных капвложений, учитывая высокие пескопроявления при обычной разработке залежей. Тем не менее, ПТВ наиболее часто используемая технология при разработке высоковязких нефтей. Основное преимущество метода - более высокая нефтеотдача по сравнению с разработкой на естественном режиме и остальными методами.

Техническая неопределенность и недостатки:

- Недостаточное снижение пластового давления до начала нагнетания пара;

- Сложность при высоких пескопроявлениях;

- Неопределенность по объему нефтедобычи;

- Очень высокие капитальные вложения и эксплуатационные затраты;

- Необходимость большого количества пресной воды для производства пара;

- Требуется сброс избыточной попутно-добываемой воды;

- Требуются сборные пункты или существенные компоненты обустройства, не предусмотренные ранее.

Технология «CHOPS» («холодная» добыча с песком)

Высокая вязкость нефти в пластовых условиях, слабая сцементированность коллектора и отсутствие подошвенных вод позволяют рассмотреть вариант разработки I объекта месторождения по технологии «холодной» добычи с высокими отборами песка. На данной стадии изученности возможностей технологии по созданию «червоточин», какой именно будет динамика обводнения непосредственно в условиях меловой залежи М-I месторождения Чинарево не определено. К настоящему времени никаких опытных работ по осуществлению технологии «червоточин» на месторождении не проводилось. Поэтому в качестве альтернативы тепловым методам проектом предусмотрена апробация в период ОПР данной технологии. Термин «холодная» добыча подразумевает технологию разработки и режим работы насосного оборудования, при которой происходит форсированная эксплуатация залежи тяжелой нефти без ППД. Реализация технологии связана с добычей большого количества песка из слабосцементированного коллектора, что в свою очередь приводит к существенному увеличению объема добычи нефти. Если в обычном режиме дебит нефти составляет 1,5-2,0 т/сут, то за счет применения метода эта цифра может увеличиться до 7,5 т/сут. Напротив, обычные методы первичного извлечения нефти (низкий дебит жидкости, высокий динамический уровень и установка насоса выше интервала перфорации) не вызывают высокого извлечения песка и поддерживают эксплуатационные затраты на небольшом уровне, хотя в то же время не позволяют многим скважинам работать с максимально возможными для них дебитами.

По результатам опытных работ будет рассчитана технолого-экономическая эффективность апробируемых методов и принято решение о целесообразности широкомасштабного применения данных технологий в дальнейшем на всей залежи.

1.3 Обоснование рабочих агентов для воздействия на пласт

По существующей системе обустройства разработка месторождения ведется с закачкой воды для ППД. В качестве рабочего агента используется попутная вода, добываемая с нефтью, предварительно подготовленная до требуемого качества.

На месторождении коллекторы характеризуются высоким содержанием глинисто-карбонатного цемента, и являются водочувствительными, при заводнении наблюдается набухание глинистых частиц породы. В связи с чем, в рамках Программы работ компании «БИГ» по Договору с ВНИГНИ (Россия) в лаборатории повышения нефтеотдачи ВНИГНИ были выполнены экспериментальные исследования по обоснованию параметров воды для нагнетания в юрские горизонты южного крыла месторождения Чинарево с целью интенсификации добычи, повышения КИН и влияния набухаемости глинистых пород.

Эксперименты по определению набухаемости дезинтегрированных глиносодержащих пород 2-го и 3-го литотипов (раздел 2) показали, что набухаемость в данной постановке исследования практически отсутствует.

При фильтрации через образцы глиносодержащих пород 2-го и 3-го литотипов смеси 50% среднеюрской и 50% альб-сеноманской вод изменение проницаемости незначительное. При этом благодаря высоким ФЕС пород снижение проницаемости по воде играет лишь положительную роль, приводя к увеличению коэффициента вытеснения. При планируемом на объект внутриконтурном заводнении закачка воды будет производиться в бывшую ЧНЗ, в пласте могут образоваться гидрофобизованные участки, где процесс вытеснения приводит к увеличению КИН.

Для обеспечения стабильной приемистости нагнетательных скважин рекомендуется применение либо стабилизирующей композиции в нагнетаемую воду (0,02% об. ГФМ-20 плюс 0,1-0,2% об. KCl), либо создание так называемого «солевого шока», как это было сделано при проведении ОПР на участке месторождения Арыскум РК [Гидрофобизатор НЕФТЕНОЛ ГФ, авторы Мартос В.Н., Бадоев Т.И., Мурсалимов С.Д., Шахабаев Р.С.].

Наиболее кардинальным методом, значительно увеличивающим извлечение нефти из недр, является разработка залежей высоковязкой нефти закачкой пара в пласт. Небольшая глубина залегания продуктивного горизонта весьма благоприятна для применения этого метода.

1.4 Система поддержания пластового давления

Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды используемой для заводнения

Анализ накопленных к настоящему времени материалов показал, что с целью дальнейшей оптимальной разработки залежей следует реализовать программу поддержания пластового давления.

Меловые отложения

На опытно-промышленном участке меловых горизонтов для ППД рекомендуется проектная нагнетательная скважина №1-Н, находящаяся в районе проектных опережающих добывающих скважин №№91-М, 92-М, 94-М и 95-М.

Ввиду высокой вязкости нефти меловых горизонтов, модели заводнения пластов отражают низкий коэффициент извлечения. Таким образом, несмотря на то, что водонагнетательная скважина будет пробурена, вначале планируется вести лишь добычу нефти, закачка воды или же пара будет начата после отработки на нефть и получения дополнительных данных. Объём закачки зависит от объёма добычи жидкости четырёх реагирующих скважин.

Юрский эксплуатационный объект

Из проведенного анализа технологических показателей эксплуатации скважин и разработки юрских залежей рекомендуется перевести под нагнетание добывающие скважины №№15-А, 52, 55, 68. В нагнетательном фонде находятся скважины №№2-Г, 15-Г, 72 и 66.

Разработка юрских горизонтов месторождения ведется с поддержанием пластового давления путем закачки холодной воды через нагнетательные скважины. Для ППД используются сточные воды. С ростом обводненности их доля снижается и использование сточных вод становится преимущественным. Кроме того, использование сточных вод при организации оборотного водоснабжения отвечает требованиям охраны окружающей среды от загрязнения.

Сточные воды - это смесь пластовой воды, добываемой с нефтью (примерно 85%) и пресной воды, расходуемой на обессоливание нефти, приготовление эмульгаторов и т. п. (в объеме примерно составляют 10-13%), а также атмосферные (ливневые) воды (1-2%). В сточных водах могут содержаться капельки нефти, гидрозакись Fe(OH)2 и гидроокись железа Fe(OH)3, а также большое количество солей (до 300 г/л).

При подготовке и использовании сточных вод нобходимо учитывать такие важные факторы, как:

· геолого - физические свойства коллекторов нефтяных пластов;

· химическая и биологическая совместимость закачиваемой воды с пластовыми флюидами и породами;

· химическая стабильность и коррозионная активность.

Закачку воды необходимо проводить по закрытой системе. При этом необходимо предусмотреть блочные установки очистки сточных пластовых вод, дозировочные насосы, дозировочные установки.

Скважина должна иметь счетчик для индивидуального замера расхода воды и манометр для контроля давления нагнетания. Для контроля общего объема закачки воды предлагается установка счетчиков на общей напорной линии. В целях предотвращения солеотложений в системе заводнения необходимо использовать воду совместимую с подтоварной водой месторождения.

1.5 Существующая система ППД

Сбор и подготовка попутной пластовой воды, расположение водораспределительных пунктов (ВРП), напорных водопроводов, насосной ППД и марки насосов приняты и построены по проекту .На момент выполнения данного проекта на месторождении сложилась следующая система ППД.

Воздействие на пласт осуществляется закачкой пластовой воды через три нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности месторождения. Нагнетательные скважины оборудованы НКТ 73Ч5,5 мм, спущенными на 5-8 метров выше верхних дыр перфорации и на устье - фонтанными арматурами, ранее использованными при фонтанном способе добычи нефти. На площадке УПН расположена насосная ППД. Вода транспортируется от насосной ППД по высоконапорным водоводам из нефтепроводных труб 159Ч5мм до водораспределительных пунктов (ВРП) - блочных распределительных гребёнок, расположенных в районе скважины №62 и на площадке групповой замерной установке (ГЗУ-1). Далее вода поступает к скважинам по нагнетательным линиям из нефтепроводных труб 89*5мм.

Касательно нагнетательных скважин проект не был реализован, в основном, по причине несоответствия поведения залежи принятому в технологической схеме разработки месторождения. В технологической схеме отмечена вероятность не активности законтурной зоны. Поэтому в первую очередь были подключены под закачку воды приконтурные разведочные скважины №№ 15-Г и 2-Г, которые по первоначальной версии технологической схемы должны быть использованы как добывающие. Бурение дублеров 15-А и 2-А позволило использовать №№ 15-Г и 2-Г в качестве нагнетательных уже в первоначальный период разработки месторождения. К этим скважинам от ВРП, расположенного вблизи от скважины №62, были построены нагнетательные линии из 86Ч5мм нефтепроводных бесшовных труб по трассам ВРП - скважина №15-Г и далее через узел переключения скважина №15-Г - скважина №2-Г. В процессе закачки воды в указанные скважины, несмотря на неоднократные гидропродувки, обработки водными растворами ПАВ, свабирование, кислотные обработки, дополнительные перфорации и др. воздействия на призабойную зону не помогли снизить давление закачки воды. К этому же времени на устье нагнетательной скважины давления нагнетания воды периодами повышалось и достигало предельного давления насоса ЦНС60 - 330, то есть 30 - 33 атм., и для восстановления приемистости проводились перечисленные выше мероприятия. В процессе разработки месторождения в приконтурной зоне отмечалось довольно активное влияние законтурной воды и, в то же время, заметное падение пластового давления в центральной части залежи. Поэтому, было принято решение перевести обводнявшуюся скважину №72 в нагнетательный фонд, взамен скважины №68. При переводе добывающей скважины №72 под нагнетание с первоначальной приемистостью 7м3/час при давлении 45 атм., вынуждены были смонтировать по временной схеме насос НБ-125, так как проектный насос ЦНС60 - 330 не обеспечивал закачку по давлению. Таким образом, на три нагнетательные скважины сложилась двухнасосная система нагнетания, которая действует и в настоящее время.

Подготовка пластовой воды для ППД происходит следующим образом:

На УПН после подогревателей, нефтяная эмульсия при температуре 85-90 0С направляется в горизонтальный отстойник ОГ-200П. Здесь происходит отделение пластовой воды от нефти (до содержания воды в нефти до 0,5%) и далее, отделившаяся вода поступает в отстойник воды с патронным фильтром ОПФ - 3000, где происходит её подготовка до нормативных требований.

Подготовленная вода собирается в две горизонтальные буферные ёмкости по 80 м3, и далее, насосами НБ-125 через замерной узел на ВРП, закачивается в нагнетательные скважины. Перед ОПФ-3000 производится дозирование ингибитора коррозии CRW-82068 фирмы «Бейкерт-Петролайт» блочной установкой БР-2,5, из расчёта 20-25 г/м3 воды по результатам испытания и рекомендациям фирмы для защиты от коррозии оборудования и нагнетательных трубопроводов.

Для резерва воды пробурены три водозаборные скважины, одна из которых наблюдательная. В продуктивные горизонты закачивается вся пластовая вода, добываемая на месторождении в объёме 400-420 м3/сут.

Давление на устьях нагнетательных скважин 30 - 50 кгс/см2.

Смонтированные первоначально насосные агрегаты ЦНС-60-330 производительностью 60 м3/час и напором 330 м.в.ст. (33 кгс/см2) не обеспечили процесс закачки и были заменены на НБ-125, обеспечивающие на данный момент закачку всей пластовой воды.

Контроль за качеством закачиваемой воды осуществляется отбором проб из буферных ёмкостей и на устье нагнетательных скважин с последующим их анализом в промысловой химической лаборатории на содержание нефти и механических примесей. Исходя из опыта процесса закачки, приемистость нагнетательных скважин колеблется в пределах 100-200 м3/сут при давлениях 30-55 кгс/см2, при этом периодически происходит кольматация призабойной зоны скважин и снижение приемистости.

Имеется достаточно данных по определению приемистости добывающих скважин перед проведением в них изоляционных работ (при текущем пластовом давлении на 20-25% ниже первоначального). Результаты их свидетельствуют о том, что репрессия возникает на небольшом расстоянии от скважин, что подтверждается не только кратковременным их испытанием, но и самим «глушением» скважины в процессе ремонта и дальнейшим проведением операции. Как правило, при «глушении» скважины водой плотностью 1,06 г/см3 наблюдается большое поглощение воды скважиной (до 60 м3), и при дальнейших спуско-подъемных операциях - частичное поглощение с доливом в скважину воды. Дальнейшее поведение скважин спокойное, уровни при спуско-подъемных операциях остаются на устье. В отдельных скважинах при дальнейшей закачке в них воды при испытании давление нагнетания достигает 50-60 кгс/см2 при приемистости 100-150м3/сут. Это обстоятельство создаёт определённые трудности прогнозирования выбора режима нагнетания воды по давлению и объёмам закачки воды в скважины.

1.6 Сбор и подготовка скважинной продукции

Концепция системы добычи продукции соответствует общим принципам обустройства:

охрана труда и окружающей среды;

обеспечение проектных дебитов скважин;

минимизация трудозатрат и создание максимально возможных комфортных условий работы обслуживающего персонала непосредственно на скважинах;

минимизация затрат на строительство и функционирование системы.

Рекомендации и расчеты по применению оборудования базируются на показателях разработки на период 20-25 лет, исходя из тех соображений, что за этот срок существующая техника амортизируется и будет заменена более прогрессивной.

При этом необходимо отметить, что на нефтяном месторождении Чинарево имеются два объекта для разработки, находящиеся на разных стадиях:

В I объект входят все меловые продуктивные горизонты М-I, М-II, М-III, М-IV, М-V и М-VI, находящиеся на стадии пробной эксплуатации.

На втором объекте эксплуатируются юрские продуктивные горизонты распространенные на южном крыле структуры Ю-I, Ю-II и Ю-III и находящиеся на промышленной стадии разработки.

Учитывая различия физико-химического состава пластовых флюидов и глубин залегания продуктивных нефтенасыщенных пластов рекомендации по технике и технологии добычи нефти будут рассматриваться отдельно для меловых и юрских отложений.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Принципиальная схема сбора, подготовки скважинной продукции и закачки воды

Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов, которые представлены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1. Схема сбора и подготовки продукции на промысле

1 -- продуктивный пласт; 2 -- насос; 3 -- НКТ; 4 -- обсадная колонна;

5 -- устье добывающей скважины; 6 -- ГЗУ; 7 -- КНС; 8 -- УПСВ; 9 -- ДНС; 10 -- газосборная сеть; 11 -- нефтесборный коллектор; 12 -- УКПН; 13 -- узел подготовки воды; 14 -- нагнетательный трубопровод; 15 -- обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 -- НКТ; 17 -- пакер; 18 -- пласт

Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

Элемент 3. ДНС -- газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.

Элемент 4. ДНС -- УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

Элемент 5. ДНС -- установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

Элемент 6. УПСВ - КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

Элемент 7. УКПН -- установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая - для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

Элемент 8. Установка подготовки воды -- КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

Элемент 9. КНС -- нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

2.2 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

В соответствии с РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды» на месторождении применена лучевая герметизированная напорная система сбора продукции скважин.

Меловые отложения

В период испытания трёх действующих скважин мелового горизонта, одна скважина (№90-М) работала на ёмкость, смонтированную вблизи устья. По мере накопления продукции в ёмкости, периодически автоцистерной продукция вывозится на установку подготовки нефти (УПН), где совместно с нефтью юрского эксплуатационного объекта подготавливается до товарной кондиции.

Две другие скважины (№№16-М, 21-М) были включены в промысловую систему сбора и подготовки нефти юрских горизонтов.

В районе скважины №21-М оборудована бетонная площадка, на которой смонтированы сборная ёмкость объёмом 28 м3, замерная ёмкость объёмом 5 м3, насос НБ-32, батарея задвижек замерного блока. Скважины №№16-М, 21-М выкидными линиями соединены с площадкой и через батарею задвижек могут быть переключены на замерную ёмкость, на сборную ёмкость или непосредственно в нефтесборный коллектор, соединяющий площадку с групповой замерной установкой №1 (ГЗУ №1). Наружный диаметр и толщина стенки нефтепроводных труб выкидной линии равен 89х5 мм с протяженностью 450м (скважина №16-М) и 50 м (скважина №21-М), заложенных на глубину 1 метр. Наружный диаметр и толщина стенки нефтепроводных труб нефтесборного коллектора равен 89х3,5 мм протяженностью 820 м, заложенных на 1 метр глубины.

Насос НБ-32 обвязан трубопроводами с замерной и сборной (аварийной) ёмкостями и нефтесборным коллектором и выполняет функции откачки жидкости из замерной и сборной (аварийной) ёмкостей на ГЗУ и налива её в автоцистерны непосредственно на площадке.

В ГЗУ №1 продукция скважин меловых горизонтов, смешавшись с продукцией юрского эксплуатационного объекта, направляется по общему нефтесборному коллектору на площадку установки подготовки нефти.

В процессе работ по испытанию скважин определился недостаток принятой схемы, связанный с возникновением в системе больших давлений в зимний период, из-за высокой вязкости эмульсии и значительной длины выкидной линии скважины №16-М и нефтесборного коллектора от площадки до ГЗУ. При откачке нефтяной эмульсии насосом создавались повышенные давления на ГЗУ (по-видимому, создавались пробки из вязкой нефти ) и соответственно повышались давления на устье юрских скважин, работающих на данную ГЗУ. А при работе скважин непосредственно в систему сбора создавались высокие давления на устьях скважин. В зимний период нефтяная эмульсия постоянно вывозилась на УПН автоцистернами.

Юрский эксплуатационный объект

Технология внутрипромыслового сбора и транспорта нефти, газа и воды действующей системы следующая: поток газожидкостной смеси от устья скважин по выкидным линиям из труб 89х3,5мм, заложенных на глубину 1 м под давлением 1,0 МПа поступает на две АГЗУ типа «Спутник АМ40-14-400П». На ГЗУ проводятся замеры дебита скважин по жидкости и газу, с поочерёдными переключениями их на замерной блок установки.

От ГЗУ по сточным линиям из нефтепроводных труб 159х4,5мм продукция скважин поступает на площадку УПН для её сепарации от газа и подготовки до нормативных требований с целью дальнейшей транспортировки нефти в систему магистральных нефтепроводов, а воды в систему ППД.

Подготовка нефти осуществляется термохимическим методом на установке подготовки нефти (УПН). Продукция скважин от ГЗУ «Спутник АМ40-14-400П», на которых производится дозирование деэмульгатора «RP-6319» фирмы «Бейкер- Петролайт» блочными установками БР-10 (БР-2,5), поступает на нефтегазосепаратор первой ступени НГС1-1,6-1600-1-ГП, где происходит отделение жидкости от газа.

Жидкость (нефть, вода) под давлением сепарации направляется на печи подогрева ПТ-16/150, где нагревается до температуры 80-90 °С, после чего поступает в отстойник ОГ - 200П, в котором в динамическом режиме происходит отделение нефти от воды.

Обезвоженная нефть направляется в электродегидратор ЭГ-160/10, где также в динамическом режиме происходит её более глубокое обессоливание за счёт электрополя и подачи на вход аппарата нагретой на печах ППТ-0,2 пресной воды. После электродегидратора и второй ступени сепарации на нефтегазосепараторе НГС2-0,6-1600 нефть поступает в технологический резервуар РВС-1000 где, проходя через распределитель потока и слоя пресной воды, окончательно обессоливается до содержания хлористых солей менее 100 мг/л. Затем нефть накапливается поочерёдно в 2-х товарных резервуарах РВС-1000 и РВС-3000 и насосами внешней перекачки НБ-125 по нефтепроводу диаметром 219 мм и длиной 41 км откачивается на пункт приёма-сдачи НПС-3, принадлежащий «КазТрансОйл». Вся нефть подготавливается и сдается по первой группе качества.

Попутный газ, выделившийся на первой и второй ступенях сепарации, проходит дополнительную осушку в газосепараторах и используется в качестве топлива на УПН в печах подогрева нефти и воды и котлах промысловой и бытовой котельной. Часть газа сжигается на факелах. Учёт газа осуществляется двумя газовыми счётчиками типа «АГАТ», один из которых фиксирует общий объём газа, второй - расход газа на вышеуказанные нужды.

Пластовая вода, отделившаяся в отстойнике и электродегидраторе, поступает в отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000, где происходит её подготовка до требуемых норм и далее через накопительные ёмкости закачивается в нагнетательные скважины по напорным водоводам через блочные водораспределительные «гребёнки» БГ.

Защита от коррозии коммуникаций системы ППД осуществляется дозированием ингибитора коррозии CRW-82068 фирмы «Бейкер Петролайт» блочной установкой БР-2,5. Для технического водоснабжения нефтепромысла используются подземные воды, добываемые из водозаборных скважин в разрешённом объёме. Объем извлеченных подземных вод из водозаборных скважин в 2001 г. составил 3701 м3, в 2002 г. - 4100 м3, 2003 г. - 5130 м3. Учет извлекаемой воды ведется объемным способом счётчиками типа «WORTEX».

...