Интенсификация добычи нефти с помощью соляно-кислотных обработок

- выполнение комплекса геолого-технических мероприятий (ОПЗ, перфорационные работы, оптимизация работы ГНО, РИР).

Вариант 2А предполагает:

- бурение скважин в неразбуренной северо-западной части залежей;

- применение тепловых методов на северном участке залежей, где сосредоточены наибольшие остаточные извлекаемые запасы;

- дальнейшее освоение пластов верейского горизонта только путем дострела верейских пластов в скважинах, выработавших запасы всех пачек башкирского яруса;

- возврат на башкирский ярус добывающих скважин, эксплуатирующих пласты верейского горизонта и не выработавших запасы башкирского яруса;

- выполнение комплекса геолого-технических мероприятий (ОПЗ, перфорационные работы). скважина нефть интенсификации экономический

Визейский объект

Перспективы развития системы разработки объекта связаны с доразбуриванием центральной части и разбуриванием южной части залежи.

Дальнейшее разбуривание объекта предлагается продолжить системой наклонно-направленных скважин с учетом уточненнных структурных планов продуктивных пластов, их характеристик и контуров залежей в подсчете запасов 2012 года. Вовлечение в разработку слабодренируемых и неохваченных вытеснением (застойных) участков залежей путем увеличения охвата перфорацией (пласт С-VI).

По объекту предлагаются следующие варианты.

Вариант 1 предусматриваетдальнейшее разбуривание объекта продолжить системой наклонно-направленных скважинс избирательным их размещением согласно утвержденного варианта дополнения к технологической схеме разработки (2011года)в условиях уточненной геологической модели.

В разбуренной части залежи (район скв. 121Р):

- бурение одной добывающей скважины с освоением по технологии ГРП (скв. 9012);

Разбуривание неосвоенных частей визейской залежи:

- бурение четырех добывающих наклонно-направленных скважин в районе скв.120Р (скв. 9001, 9006, 9008и 9009), три из которых с освоением по технологии ГРП;

- бурение двух добывающих наклонно-направленных скважин в районе скв.366Р (скв. 9003 и 9007);

- бурение одного бокового горизонтального ствола (из скв. 386 верейского объекта);

Вариант предусматривает проведение ГТМ (перфорационные работы, оптимизация работы ГНО).

Вариант 2 предусматривает избирательное размещение скважин.

В разбуренной части залежи (р-н скв. 121Р):

- в зонах с недренируемыми запасами бурение одного бокового наклонно-направленного стволаиз собственной скважины (скв. 1600) и бурение одного бокового горизонтального стволаиз скважины верейского объекта (из скв. 112А).

Разбуривание неосвоенных частей визейской залежи:

- в районе скв.120Рбурение трех добывающих наклонно-направленных скважин (скв. 9006, 9009 и 9008), причем скв. 9008 - зависимая от результатов бурения скв. 9006;

- бурение одного бокового горизонтального ствола (из скв. 386 верейского объекта);

- бурение двух БГС (из скв. 9006 и 9009) на поздней стадии разработки,длина горизонтальной части ствола в добывающих скважинах 140 м;

- в южной части залежи (р-н скв. 108Р) перевод скважины 108Р (при условии получения лицензии в 2015 году) и бурение одной добывающей наклонно-направленной скважины (скв. 9010);

-в районе скв.366Рперевод одной скважины с верейского объекта (скв. 1549).

Вариант предусматривает проведение ГТМ (перфорационные работы, оптимизация работы ГНО).

Турнейский объект

Вариант 1 предусматривает реализацию утвержденного варианта дополнения к технологической схеме разработки (2011г) в условиях уточненной геологической модели - разработку объекта с использованием выполнивших проектное назначение скважин вышележащих объектов, пробуренных до турнейского объекта):

-переводвосьми скважин,в т.ч. семи с визейскогообъекта (скв. 1511,1512,1526, 1565, 8, 1522, 1549) и одной с верейского объекта(скв. 549).

Вариант 2в дополнение к первому варианту дополнительно предусматривает бурение бокового горизонтального ствола из скважины верейского объекта:

- перевод семи скважин, в т.ч. шести с визейского объекта (скв. 1511,1512,1526, 8, 1522, 1549) и одной с верейского объекта (скв. 549);

- бурение одного БГС (из скв. 588 верейского объекта);

3. Методы повышения извлечения и интенсификации добычи нефти

3.1 Обработка призабойной зоны пласта

Рациональная разработка нефтяных месторождений включает применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта, направленных на максимально эффективное и экономически рентабельное извлечение нефти и бесперебойную работу подземного оборудования.Призабойная зона скважины (ПЗС) подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта, при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе эксплуатации скважины проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС.Под воздействием на призабойную зону пластов предполагается комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины.

Ежегодно на месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий (ГТМ) для регулирования разработки. За период с 01.01.2008 г. по 01.01.2013 г. на месторождении было проведено 1107 мероприятий на добывающем фонде и494 мероприятия на нагнетательных скважинах. Дополнительная добыча нефти за счет ГТМ (без учета переходящего эффекта от ГТМ прошлых лет) составила 614,3 тыс. т или 17,7 % от суммарной добычи за последние пять лет. Кроме того, за счет переходящего эффекта от ГТМ, проведенных в анализируемый период, дополнительная добыча составила 1199,7 тыс. т нефти. Динамика и структура добычи нефти в целом по месторождению за последние пять лет, с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ, графически отображена на рисунках 7.1 и 7.2.

Рисунок 7.1 - Динамика добычи нефти и количества ГТМ в целом по месторождению

Рисунок 7.2 - Структура добычи нефти

Из графиков видно, что при падающей базовой добыче дополнительно добытая за счет ГТМ нефть (с учетом переходящего эффекта) в 2009-2011 годах позволяет стабилизировать годовую добычу, обеспечивая выполнение показателей разработки. В 2012 году дополнительно добытая нефть уже не способствует поддержанию общей добычи, а фактическая добыча ниже проектной.

3.2 Расчёт соляно-кислотной обработки

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых час т смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЭС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия - соляно-кислотная обработка пород ПЗС.

Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.

Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т.д.

Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах осуществляют бригады по текущему и капитальному ремонту скважин.

3.3 Расчёт экономической эффективности СКО

Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой на гремихенском месторождении ( скважина № 201 ) :

Исходные данные :

Глубина Н = 1211 м

Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h = 15 м

Ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной 12 м

Внутренний диаметр скважины D = 0,127 м

Диаметр НКТ d = 0,048 м

Определение необходимого количества химикатов.

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 8%. При средней норме расхода этой кислоты 1,2 м3на 1 м интервала обработки общий объем соляной кислоты составит 1,2 • 15 = 18 м3 .

Для приготовления 18 м3 18%-ого раствора соляной кислоты требуется 6 м3 24%-ого раствора соляной кислоты .

--Против выпадения на солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве :

Где b-процент добавки уксусной кислоты к объёму раствора , V-объём раствора соляной кислоты , С- концентрация уксусного раствора .

Q=1000*1,5*18/80=337.5 л = 0.338 м3

--Для изоляции зумпфа применяем раствор хлористого кальция плотностью 1,2 :

Объем 1 м ствола скважины с внутренним диаметром DB = 0,127 м составляет 0,013 м3 , а для 12 м составляет 0,156 м3 .

Для получения 1 м3 хлористого кальция относительной плотностью 1,2 требуется 540 кг СаС12 и 0,66 м3 воды , а для приготовления 0,156 м3 раствора потребуется 540*0,156 = 84,24 кг и 0,66*0,156=0,103м3 .

3.4 Расчет экономического эффекта от проведения СКО

Соляно-кислотная обработка была проведена в скважине №201 - и вследствие чего мы получили дополнительно добытую нефть в количестве 401 тонну.

--Стоимостная оценка дополнительно добытой нефти рассчитывается: РТ =C1Т *Q

где С1Т - стоимость одной тонны нефти, которая составляет 17400руб.; AQ - дополнительно добытая нефть ;

РТ =17400*401 = 6977,4 тыс руб .

-- Эксплуатационные расходы на дополнительно добытую нефть :

33=P1Т*Q

где Р1Т - эксплуатационные расходы на добычу одной тонны нефти, которые составляют 870 руб

ЗЗ = 870 * 401 = 348,87 тыс. руб.

-- Калькуляция на провидение капитального ремонта скважины :

Статья расходов сумма, руб.

Основная и дополнительная зарплата 25,893.7

Отчисления на социальные нужды 7,250.24

Основные и вспомогательные материалы 34580

Амортизация основных фондов 1029.6

Транспортные расходы 17820

Всего прямых затрат 86,572

Цеховые расходы 24,960

Всего стоимость одной СКО 111,532

Стоимость одного часа работы 1,262

Экономический эффект :

Экономический эффект - представляет собой превышение стоимостной оценки результатов от внедрения СКО над стоимостной оценкой затрат.

Экономический эффект от внедрения СКО определяем по формуле:

Э = РТ - ЗСКО

где Э - экономический эффект от проведения СКО;

РТ - стоимостная оценка результатов проведения СКО, руб.; ЗСКО - общие затраты на проведение СКО, руб.

Э=6977400-460402=6516998руб

Вывод

В ходе курсовой работы была рассмотрена тема итенсификации добычи нефти с помощью обработки призабойной зоны скважины (ОПЗ) соляной кислотой , а также рассчитана экономическая эффективность обработки призабойной зоны пласта с помощью раствора 8%-ой соляной кислоты .

Результаты ОПЗ :

Прирост нефти составил 401 тонну за год . Экономическая эффективность обработки составила 6,516,998 рублей .

Из вышесказанного можно сделать вывод что мероприятия по итенсификации притока нефти являются эффективной , и на сегодняшний день неотъемлемой частью в разработке месторождения , а именно обработка соляной кислотой различной концентрации . Но эффективность наблюдается лишь в случае грамотно продуманного мероприятия по воздействию на призабойную зону .

Список литературы

1. Сучков Б.М. « добыча нефти из карбонатных коллекторов» 2005 г

2. Нефтегазовое обозрение, зима 2008-2009, том 20, №4. Copyright © 2011 Schlumberger.

3. Аширов К.Б., Выжигин Г.Б. Оценка эффективности солянокислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах, Нефтяное хозяйство, 1992 -№7.-С. 28.

4. Викторин В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, прирученных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. - 202 с.

Размещено на Allbest.ru