Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Анализ эффективности применения реагента СНПХ–9633

Анализ эффективности применения реагента СНПХ–9633

Геолого-технологические условия разработки Михаиловского месторождения. Анализ выполнения проектных решений по объекту разработки, связанных с работой залежи и фондом скважин. Технологическая эффективность метода увеличения нефтеизвлечения пластов.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 15.04.2020
Размер файла 1,8 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРИМЕНЕНИЮ МЕТОДА ВОЗДЕЙСТВИЯ ПАВ НА ПЛАСТ

2. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ МИХАИЛОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Сведения о районе и характеристика Михаиловского месторождения

2.2 Анализ выработки запасов и эффективность системы разработки на Михаиловском месторождении

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Анализ выполнения проектных решений по объекту разработки, связанных с работой залежи и фондом скважин

3.2 Анализ технологической эффективности методов увеличения нефтеизвлечения пластов на рассматриваемом объекте

3.3 Характеристика метода увеличения нефтеизвлечения. Применяемая техника и технология

3.4 Анализ динамики работы участка до и после применения МУН

3.5 Корреляционный анализ влияния технологических параметров проведения технологии МУН на дополнительную добычу нефти

3.6 Расчет дополнительной добычи нефти предлагаемой технологии по методам ХВ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Нефть занимает основное место в топливноэнергетическом балансе нашей страны, а так же во всех промышленно развитых странах мира. Несмотря на высокий интерес к альтернативным источникам энергии она будет занимать ведущее место еще несколько десятков лет. Но основные крупные месторождения страны уже перешли в позднюю стадию разработки и характеризуются высокой степенью обводненности и низкими показателями добычи. На фоне данных событий, все большую актуальность приобретает вопрос повышения нефтеотдачи пластов. Есть уже множество способов увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН), например: тепловые: внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой. Данные методы основаны на искусственном увеличении температуры в стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые методы увеличения нефтеотдачи (МУН) в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. газовые: закачка воздуха в пласт, воздействие двуокисью углерода. Объектами применения этого метода являются однородные пласты, содержащие нефть вязкостью менее 15 мПа·с. физические: гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, электромагнитное воздействие и др. Еще их называют методами увеличения дебита скважин, так как они нашли свое применение для нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией. химические: микробиологическое воздействие, вытеснение нефти кислотами, растворами полимеров, щелочными растворами и водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) [3]. Химические методы увеличения нефтеотдачи применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Не на всех месторождениях могут применяться химические методы. Данные методы нашли свое применение преимущественно на залежах с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа·с), низкой проницаемостью коллекторов, а так же с низкой соленостью воды. До тех пор, пока не будет найден уникальный метод увеличения нефтеотдачи, следует применять комбинированные способы воздействия на нефтяные пласты, когда, начиная со стадии прогрессирующего обводнения продукции, основную роль играют технологии с применением поверхностно-активных веществ, позволяющие экономически оправданно повысить КИН на 2-15 % [4]. В связи с этим, изучение ПАВ в качестве реагента для увеличения нефтеотдачи пласта является актуальной темой, так как повышение КИН даже на 1% позволит качественно улучшить положение нашей страны в данной сфере (потенциальное увеличение добычи до 30 млн. тонн нефти в год).

Целью данной работы является анализ эффективности применения реагента СНПХ - 9633, а также расчет дополнительной добычи.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРИМЕНЕНИЮ МЕТОДА ВОЗДЕЙСТВИЯ ПАВ НА ПЛАСТ

Впервые применение ПАВ как добавки при заводнении нефтяных пластов были применены в США в 40-х годах 20 века. Неоспоримым преимуществом их применения является сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, и отсутствие отрицательного воздействия на процесс подготовки и транспортирования нефти.

Заводнение водными растворами ПАВ используется для уменьшения поверхностного натяжения на границе «нефть» - «вода», облегчения проходимости и подвижности нефти и увеличения ее вытеснения водой. Все поверхностно-активные вещества должны соответствовать определенным требованиям. Прежде всего, можно выделить два свойства: повышенная поверхностная активность на границе нефть-вода и масло-вода при совместимости с частично эффективными при вытеснении нефти из сильнообводненных пластов и, желательно, низкая адсорбция на поверхности породы пласта. Кроме данных требований важно учитывать минералогический и химический составы пород пласта, нагнетаемой воды, физические свойства пласта, а именно его температуру и степень истощения залежей.

Одним из современных химических методов увеличения коэффициента извлечения нефти является ASP технология (Alkaline Surfactunt Polymerflood- щелочь, ПАВ, полимер).

В основе данного метода лежит идея закачки в пласт смеси, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера. Технология АСП относится к разряду комбинированных методов повышения нефтеотдачи пластов. Основным в данной технологии является качество закачиваемого смешанного раствора. Используя методику, основанную на измерении размеров ассоциатов ПАВ в водных растворах с помощью лазерного анализатора был произведен поиск оптимальных составов реагентов для ASP технологии по исследованию фазовых состояний нефть-водные растворы ПАВ, что позволило подобрать аналог импортному реагенту [10]. В результате замены зарубежного ПАВ неиногенным Российского производства удалось снизить стоимость раствора для ASP-технологии, что немаловажно в сегодняшних нестабильных условиях на российском рынке.

В данный момент на практике используются чаще всего комбинации различных видов ПАВ друг с другом, либо их комбинации с полимерами, солями, кислотами для достижения требуемого воздействия на пласт. Свойства каждого поверхностно-активного вещества в отдельности уже достаточно хорошо изучены, чего нельзя сказать о смешанных растворах.

В связи с этим важной задачей сегодня является определение того, как смешанные растворы ПАВ повлияют на температуру, pH среды, вязкость и другие свойства системы. Так же в ходе исследований различных методов увеличения нефтеотдачи ученые сталкиваются с рядом проблем, среди которых не последнее место занимает ухудшение проницаемости пласта за счет биозаражения, которое зависит от видового состава, количества и размеров микроорганизмов. Для повышения нефтевытесняющих свойств растворов ПАВ с совмещением подавления биозаражения предлагается использование бактерицидов типа ЛПЭ-11 с добавкой неиногенных поверхностно-активных веществ (НПАВ).

После многочисленных испытаний и экспериментов, было установлено, что ЛПЭНОЛ (смесь бактерицида типа ЛПЭ-11 с неиногенным поверхностно-активным веществом, а именно оксиэтилированныйнонилфенол АФ9-12) является эффективным и технологичным нефтевытесняющим агентом, в пластовых условиях не подвергается биологической и химической деструкции; обладает низкой адсорбируемостью на породе. Кроме того, агент обладает биоцидными свойствами и восстанавливает приемистость скважин, проницаемость пласта-коллектора и увеличивает охват пласта заводнением за счет биообразований и закупорки, что приводит в целом к повышению нефтеотдачи. Как в нашей стране, так и зарубежом распространен метод увеличения нефтеотдачи с применением полимеров, но у данных растворов есть ряд недостатков, среди которых можно выделить высокую чувствительность к содержанию солей, которая приводит к резкому снижению вязкости. Данную проблему можно решить с помощью добавок в виде неиногенных поверхностно-активных веществ. При исследовании выбрали в качестве добавки к базовому полимеру (полиокс) дипроксамин (Д-157) и спирттриэтиленгликоль (ТЭГ). ПАВ в ходе эксперимента добавлялся в количестве от 5% до 20 % . В результате авторы пришли к выводу, что экономически целесообразным для процессов нефтевытеснения является применение полимерного раствора, состоящего из 80% раствора полиокса и 20% присадки, представляющего собой смесь высокомолекулярных спиртов и имеющую низкую стоимость, так как применение НПАВ в 5%-ом количестве не дал хороших результатов, а применение 20%-го раствора хоть и показало положительный эффект, но в промышленных масштабах использование его будет экономически невыгодным.

На сегодняшний день не существует уникального метода увеличения нефтеотдачи, который можно было бы применять на всех месторождениях, которые отличаются друг от друга коллекторскими, физико-химическими свойствами пласта, т.е. невозможно применять какой-либо один метод воздействия. Следовательно, для каждого месторождения необходимо индивидуально подбирать технологию воздействия для увеличения нефтедобычи. Большое внимание следует обратить на комбинированные методы увеличения нефтеотдачи с использованием поверхностноактивных веществ. Существует еще множество работ, в которых приведены положительные и отрицательные качества ПАВ, возможности их применения и внедрения в технологию повышения нефтеотдачи пласта. Но однозначно можно сделать вывод, что это перспективное направление, требующее качественного изучения как самих ПАВ, так и смешанных растворов с полимерами, солями, кислотами и другими компонентами, способными улучшить их свойства.

2. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ МИХАИЛОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Сведения о районе и характеристика Михаиловского месторождения

Михаиловское месторождение открыто в 1949 году, находится в юго-западной части Башкортостана на территории Шаранского района. Территория представляет холмистую равнину и оврагами.

Климат района месторождения, как и во всем Башкортостане умеренно-континентальный, с резкими сезонными колебаниями температур. Осадки в течение года выпадают неравномерно, среднегодовое их количество составляет 410-450 мм. Преобладающее направление ветров юго-западное, хотя по месяцам и временам года наблюдаются существенные отклонения от этого.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием.

На территории Михаиловского месторождения вскрыты породы кристаллического фундамента и отложения додевонского, девонского, каменноугольного и пермского возрастов.

Гнейсы, диориты и другие метаморфические и изверженные породы, которые представляют кристаллический фундамент Михаиловского месторождения вскрыты до глубины 4040 м.

Додевонские отложения представлены вендской серией и сложены аргиллитами, алевролитами, песчаниками. Толщина: 0 - 137 м.

Система девона состоит из средних и верхних отделов. Мощность отложений колеблется от 310 до 450 м.

В разрезе преобладающими являются карбонатные породы. Мощность терригенной части находится в пределах от 115 до 156 м.

Отложения каменноугольной системы подразделены на три отдела - нижний, средний, верхний. Разрез сложен карбонатными (доломиты, известняки), нижняя часть системы сложена терригенными породами (песчаники, алевролиты, аргиллиты). Толщина 12 - 30 м.

Разрез пермской системы отложений представляется верхним и нижним отделом. В целом состоит из карбонатных пород. Мощность колеблется от 1550 до 1800 м.

Общая характеристика продуктивных пластов

В настоящее время на Михаиловском месторождений в разработке находятся пласты DI, DII, DIII, DIV, песчаники бобриковского горизонта (C1bb), известняки верхнефаменского подъяруса (D3fm), турнейского яруса (C1t).

Ниже всего расположен песчаный пласт DIV. Размеры залежи на Александровской площади составляют 8,5Ч3,5 км, на Туймазинской площади - 1Ч2,5 км. Мощность песчаников горизонта составляет 4,6 - 14,6 м. Пласты данного горизонта имеют высокие коллекторские свойства: пористость составляет 19,0%, проницаемость до 0,553 мкм2, нефтенасыщенность - 0,8. Режим залежи - упруговодонапорный.

Выше расположен песчаный пласт DIII, залегающий в верхней части старооскольского горизонта. В пласте обнаружено пять небольших по размеру залежей, две из которых расположены на Александровской площади. На Михаиловской площади толщина коллектора колеблется от 0 до 10,5 м, на Александровской площади - менее 2 м. DIII состоит из двух песчаных слоев, разделенных аргиллитовыми породами. Пористость - 19,0%. Средняя нефтенасыщенность составляет 88%. Режим залежей - упруговодонапорный.

Продуктивный горизонт DII представляет основу муллинского горизонта. DII расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В основную пачку объ-

единены средняя и нижняя часть. Песчаники основной пачки распределены по площади, их мощность колеблется от 14 до 22 м. Пористость - 21,9%, проницаемость - 0,411 мкм2. Нефтенасыщенность составляет 0,9. Мощность верхней пачки варьируется от 1,0 до 3,6 м. Средняя пористость верхней пачки - 17%, проницаемость - 0,267 мкм2, процент нефтенасыщенности - 88%.

Основными объектами разработки Михаиловского месторождения являются песчаники пласта DI пашийского горизонта. DI подразделяется на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. В то же время пачки делятся на пласты: «а» и «б» для верхней пачки, «в» и «г» для средней, «д» для нижней. Показатель пористости - 20.4%, проницаемость - 0,268 мкм2. Глубина залегания пласта - 1600 м.

Разрабатываемые объекты Михаиловского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков.

Начальные и текущие запасы

Начальные балансовые запасы Михаиловского месторождения составляют 678,7 млн. тонн нефти, извлекаемые - 352,8 млн. тонн.

В пласте DI сосредоточены основные запасы и составляют они 68,3% запасов месторождения. Продуктивный объект DII составляет 18% от запасов, остальные 11% сосредоточены в терригенной толще нижнего карбона.

С момента начала разработки на Михаиловском месторождении добыто 324,569 млн. тонн нефти, что составляет 92,3% запасов от извлекаемых.

Остаточные извлекаемые запасы по месторождению составляют 38,04 млн. тонн.

Остаточные запасы по Михаиловскому месторождению представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам на 01.01.2013 года, млн. т.

Запасы нефти

Объект

DЙ

DЙЙ

Девон

C1t

C1bb

D3fm

Балансовые

166,03

60,81

229,98

43,11

73,04

6,58

Извлекаемые

10,32

3,72

14,62

1,13

6,47

1,78

Коэф. извлечения нефти, %

57,70

49,20

55,90

7,51

29,7

3,29

Исходя из таблицы видно, что на Михаиловском месторождении величина остаточных запасов значительна. В связи с этим на месторождении требуется провести мероприятия по совершенствованию системы разработки с целью доизвлечения остаточных запасов нефти. Бурение боковых стволов является одним из методов увеличения нефтеотдачи пластов на Туймазинском месторождении.

2.2 Анализ выработки запасов и эффективность системы разработки на Михаиловском месторождении

Пласт DI - оновной объект разработки Михаиловского месторождения. Продуктивный пласт DI содержит 68,3% начальных и 44,3% остаточных извлекаемых запасов.

Рассмотрим историю разработки продуктивных пластов Михаиловского месторождения.

Первую стадию разработки залежи пласта DI (1945 - 55 гг.) можно охарактеризовать интенсивным ростом добычи нефти - в этот период активно разбуривали залеж и осваивали систему законтурного заводнения. К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 40,1 млн. тонн, обводненность продукции не превышала 5%. Вторая, основная стадия (1956-67 гг.) - добыча нефти постепенно увеличивается и затем стабилизируется на 11,0-1,8 млн. тонн в год. Обусловлено это разбуриванием центральной части Михаиловской площади и мероприятиями по развитию системы внутриконтурного заводнения. К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 154,2 млн. тонн, обводненность продукции возросла до 59%.Третья, поздняя стадия (1968-75 гг.), характеризуется значительным снижением добычи нефти, интенсивным обводнением продукции и существенными изменениями показателей разработки во времени. К концу стадии из залежи было отобрано 201,7 млн. тонн нефти. Обводненность продукции достигла 90,3%, четвертая стадия характеризуется интенсификацией отбора жидкости в условиях прогрессирующего обводнения продукции. Максимальный отбор жидкости был достигнут в 1981 г. и составил 36,4 млн.т в целях повышения нефтеотдачи за счет увеличения охвата пластов заводнением выделились отдельные нагнетательные скважины на малопродуктивные пласты, которые не сливались с основным пластом.

Раздельное воздействие на пласты с различной коллекторской характеристикой, организация замкнутой системы заводнения и отбор продукции из зоны

стягивания позволило на конечной стадии повысить нефтеизвлечение.

До того, как залеж была разрезана на блоки, в ней преобладали фильтрационные потоки от периферии к центру. И в этот период часть запасов нефти периферийных блоков отбиралась скважинами центральных блоков.

Текущий КИН, определенный по суммарной добыче нефти, изменяется по блокам от 0,156 (блок X) до 0,783 (блок VII) при среднем значении 0,576.

Наибольшие значения текущего КИН наблюдаются по блокам центральной части залежи, составляя в среднем - 0,693. КИН составляет в среднем 0,595. Среднее значение КИН для периферийных блоков 0,319.

Разница текущего КИН для центральных и периферийных блоков обусловлена преобладающим направлением фильтрационных потоков от периферии залежи к ее центру, особенно в начальный период, в результате чего часть запасов нефти из периферийных блоков отобрана скважинами, расположенными в центральной части залежи.

Высокие значения текущего КИН для II, IV, VI, VII и IX, равные 0,725 - 0,783, обусловлены перетоками нефти из DII., так как в пределах и на границах этих блоков находятся зоны полного или частичного размыва глинораздела между пластами DI и DII. Текущий КИН по центру Михаиловской площади, равный 0,636, слишком высок из-за перетоков с DII.

В целом по сумме пластов DI и DII текущий КИН равный 0,556 является довольно высокой величиной. Результаты бурения скважин на поздней стадии разра-

ботки девонских залежей свидетельствует о том, что остаточные запасы нефти сосредоточены в прикровельной части продуктивных пластов.

Результат исследований эксплуатирующих скважин дистанционным дебитомером показал, что притока из самых верхних зон прикровельной части пластов не наблюдается. Бездействующие интервалы имеют мощность 0,2 - 3,6 м. Это говорит о том, что остаточная нефть сосредоточена в прикровельной части пластов.

В то время как основные пачки продуктивных пластов в новых скважинах охарактеризованы как нефте-водонасыщенные, в большей доле как полностью апромытые, то по верхним пачкам основная доля скважин вскрывается как нефтенасыщенная, это подтверждает сосредоточение остаточной нефти в верхних разрезах продуктивных пластов.

Таблица 2.2 - Выработка пластов горизонта DI

Балансовые запасы, тыс.м3

Пласт

На 01.01.2000

Текущий КИН,

Накопленная

Начальные

%

добыча, тыс. м3

DIа

43019

25236

-

-

DIб

70219

33704

52,0

44030

DIср

418030

162106

61,2

239994

DIниж

14815

10397

29,8

2572

С поддержанием пластового давления работают девять месторождений. Годовая закачка по всем месторождениям составила 6410,210 тыс. м3, в том числе по Михаиловскому месторождению - 5398,446 тыс. м3. Общая закачка уменьшилась по сравнению с 2011 годом на 378,210 тыс.м3.

Таблица 2.3- Суммарный отбор от балансовых и извлекаемых запасов

Суммарный отбор

Суммарный отбор

Объект

от балансовых

от извлекаемых

запасов, %

запасов, %

DІ

58,2

95,7

DІІ

49,2

94,1

Девонские отложения

55,9

95,2

С1bb

29,7

81,15

С1t

7,5

49,7

Прочие

3,3

11,2

Михаиловское

52,3

92,3

месторождение

На данном этапе Михаиловское месторождение находится на заключительной стадии разработки, которая характеризуется выработкой значительной части запасов, высоким показателем обводненности (90,1%), упадком годовой добычи нефти и воды, выводом скважин из эксплуатации.

За историю разработки месторождения были внедрены все технологические решения. Текущие значения коэффициентов нефтеотдачи приближаются к проектным. На этом этапе привычные традиционные методы поддержания уровня добычи и его наращивания за счет улучшения системы разработки себя исчерпали. Однако на месторождении имеются значительные запасы остаточной извлекаемой нефти. Одним из эффективных способов повышения нефтеотдачи за счет извлечения остаточных запасов нефти на Михаиловское месторождении является метод зарезки и бурения боковых стволов.

Михаиловское месторождение имеет значительное количество наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации скважин. Эти скважины при подтверждении наличия остаточных запасов на участке их расположения потенциально могут быть использованы для извлечения остаточных запасов нефти методом бурения боковых стволов, что в свою очередь позволит значительно сократить затраты на бурение, освоение и обустройство новых скважин.

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Анализ выполнения проектных решений по объекту разработки, связанных с работой залежи и фондом скважин

Анализ текущего состояния разработки. Эксплуатационными объектами разработки Михаиловском нефтяного месторождения на сегодняшний день являются песчаники бобриковского горизонта, карбонаты кизеловского и заволжского горизонтов, карбонаты фаменского яруса, песчаники пашийского горизонта и терригенные отложения ардатовского горизонта. месторождение скважина нефтеизвлечение пласт

Анализ текущего состояния разработки выполнен по месторождению в целом. Основные сводные технологические показатели разработки месторождения показаны в приложении А.

Рисунок 3.1 - Динамика разработки Михаиловского нефтяного месторождения

Как видим по динамике разработки Михаиловского месторождения добыча нефти началась с 1960 года, максимальная добыча нефти была достигнута в 1989 году и составляла - 177,1 тыс.т нефти, также можем отметить, что до 1998 году добыча нефти стабильно держалась на уровне 150 тыс.т, затем происходит резкое снижение добычи. Снижение добычи нефти, прежде всего, связано с уменьшением закачиваемой воды. Максимальный объем закачиваемой воды был в 1988 году - 593,3 тыс.м3, после объем закачки резко упал, в 1996 году до 185,1 тыс.м3. Добыча жидкости с начала разработки месторождения увеличивалась вплоть до 1990 года - 411 тыс.т, затем объем добычи жидкости незначительно пошел на спад. Обводненность месторождения с каждым годом возрастает, максимальная обводненность была в 2005 году - 78,2%.

На 2015 год добыча нефти составила 70,5 тыс.т, добыча жидкости - 304,6 тыс.т, а объем закачиваемой воды - 273 тыс.м3, обводненность Михаиловского месторождения - 77,3%.

Рисунок 3.2 - Динамика изменения среднего дебита нефти и жидкости скважин Михаиловского нефтяного месторождения

Судя по рисунку 2.1.2, отметим, что максимальный средний дебит нефти был в 1963 году - 11,8 т/сут. На 2015 год среднесуточный дебит нефти составляет 0,8 т/сут. Что касается дебита жидкости, то до 1992 года стабильно держался на уровне 9 т/сут, затем с каждым годом начал снижаться незначительно. На 2015 год среднесуточный дебит жидкости составляет 4,2 т/сут.

Рисунок 3.3 - Динамика изменения компенсации отбора закачкой и приемистости нагнетательных скважин Михаиловского нефтяного месторождения

С начала 1967 года приемистость нагнетательных скважин в несколько раз снизилась, максимальная приемистость была в 1967 году - 201,3 м3/сут, минимальная в 2010 году - 17,4 м3/сут, на 2015 год приемистость составляет 19,4 м3/сут. Компенсация отбора закачкой до 1990 года была свыше 100%, затем идет на спад. Максимальная компенсация отбора закачкой было в 1977 году - 176,6%, а минимальная в 1996 году - 52,3%, на 2015 год составляет 89,6%.

Рисунок 3.4 - Динамика изменения действующего фонда скважин Михаиловского нефтяного месторождения

Действующий добывающий фонд до 1980 года постепенно увеличивается, затем идет резкое увеличение скважин, максимальное количество было в 1992 году - 205 скважин, на 2015 год в эксплуатации 191 добывающая скважина. Фонд нагнетательных скважин незначительно увеличивается с каждым годом, лишь в 1988 году фонд скважин резко увеличился до уровня 38 скважин, на 2015 год в эксплуатации 42 нагнетательные скважины.

Проведем анализ фонда скважин Михаиловского месторождения по технологическим показателям разработки, таблицы с исходными данными представлены в приложении А.

Рисунок 3.5 - Анализ распределения дебита жидкости по скважинам Михаиловского месторождения

Отметим, что больше половины фонда (52,9% от всего действующего фонда) скважин Михаиловского месторождения имеют дебит жидкости от 2 до 5 т/сут, треть скважин(27,7% действующего фонда) имеют дебит жидкости менее 2 т/сут, меньше всего скважин(5,8% действующего фонда) - от 10 до 30 т/сут.

Отметим, что по динамике разработки Михаиловского месторождения максимальная добыча нефти была достигнута в 1989 году и составляла - 177,1 тыс.т нефти. Максимальный объем закачиваемой воды был в 1988 году - 593,3 тыс.м3. Обводненность месторождения с каждым годом возрастает, максимальная обводненность была в 2005 году - 78,2%.

Рисунок 3.6 - Анализ распределения дебита нефти по скважинам Михаиловского месторождения

На 2015 год добыча нефти составила 70,5 тыс.т, добыча жидкости - 304,6 тыс.т, а объем закачиваемой воды - 273 тыс.м3, обводненность Михаиловского месторождения - 77,3%.

На 2015 год среднесуточный дебит нефти составляет 0,8 т/сут, а дебит жидкости составляет 4,2 т/сут. Приемистость на 2015 год составляет 19,4 м3/сут. Компенсация отбора закачкой на 2015 год составляет 89,6%.

Действующий добывающий фонд составляет 191 скважина, что касается нагнетательных скважин в эксплуатации 42 ед.

Отметим, что больше половины фонда (52,9% от всего действующего фонда) скважин Михаиловского месторождения имеют дебит жидкости от 2 до 5 т/сут, большая часть добывающих скважин - 79,1 действующего фонда имеют дебит нефти менее 2 т/сут. Больше половины фонда скважин - 64,9% фонда скважин имеют обводненность продукции от 40 до 80%,

Половина добывающего фонда скважин - 49,2% эксплуатируются с длиной хода штанг 2-4 м, чуть менее половины фонда (41,9% фонда скважин) эксплуатируются с числом качаний штанг 2,5-4 кач/мин, половина фонда(49,7%) добывающих скважин Михаиловского месторождения имеют глубину спуска насоса менее 1000 метров. Треть добывающих скважин - 27,7% фонда скважин имеют тип насоса 20-150-ТНМ-11-4, четверть фонда добывающих скважин(25,7%) имеют коэффициент подачи насоса в диапазоне 0,3-0,5 д.ед.

Почти половина скважин(40,5% нагнетательного фонда) имеют устьевую арматуру типа АН 65-210, около половины нагнетательных скважин(45,2% действующего фонда) эксплуатируются с типоразмером НКТ - 60 мм, на большинстве скважин(57,1% действующего фонда) применяется пакер М1-Х. Почти половина нагнетательного фонда скважин(40,5%) имеют давление закачки 100-150 атм, 42,9% нагнетательных скважин Михаиловского месторождения имеют приемистость менее 30 м3.

3.2 Анализ технологической эффективности методов увеличения нефтеизвлечения пластов на рассматриваемом объекте

Закачка водоизолирующих составов основана на способности реагента при взаимодействии с минерализованной водой, обводняющей скважину, образовывать в промытых зонах водонепроницаемый экран (селективная изоляция).

Проведем анализ применяемых МУН на Михаиловском месторождении за период с 2012 по 2014 года, таблица 3.7.

Таблица 3.1 - Результаты применения МУН на Михаиловском месторождении

Техно-логия

Кол-во обработок,

скв.

Доп.до-быча,

т

Уд. дополни-тельная добыча нефти, т/скв.

Затраты на МУН,

тыс.руб.

Уд.затраты на МУН,

тыс.руб/скв

Продолжи-тельность эффекта, мес.

Успеш-ность, %

ГЭР

11

3281,3

298,3

4612,3

419,3

10

67,3

ГЭС-М

6

1011,6

168,6

2175

362,5

9

48,6

ПГК

10

2015

201,5

3084

308,4

11

70,5

ПДС

8

2194,4

274,3

2365,6

295,7

10

57,6

СПС

14

4417

315,5

5479,6

391,4

12

84,1

Выполним более детально анализ эффективности проведения методов увеличения нефтеотдачи на скважинах Михаиловского месторождения.

Рисунок 3.7 - Анализ распределения МУН применяемых на скважинах Михаиловского месторождения по количеству обработок

Больше всего применяли среди технологий МУН на скважинах Михаиловского месторождения сшитый полимерный состав (СПС) - 14 скважин, на 11 скважинах применили ГЭР, меньше всего была применена технология ГЭС-М - 6 скважин.

Рисунок 3.8 - Анализ распределения МУН применяемых на скважинах Михаиловского месторождения по дополнительной добыче нефти

Наибольшая технологическая эффективность была получена от закачки СПС - 4417 т нефти, также от применения технологии ГЭР - 3281,3 т, свыше 2000 т от закачки технологий ПГК и ПДС соответственно, а меньше всего от применения технологии ГЭС-М - 1011,6 т нефти.

Рисунок 3.9 - Анализ распределения МУН применяемых на скважинах Михаиловского месторождения по удельной эффективности

Удельная эффективность от закачки технологии полимерно-глинистая композиция(ПГК) составила 201,5 т/скв, максимальный эффект был получен от технологии СПС - 315,5 т/скв, от закачки ГЭР удельный эффект составил 298,3 т/скв, наименьшая уд.эффективность получена от ГЭС-М - 168,6 т/скв.

Рисунок 3.10 - Анализ распределения МУН применяемых на скважинах Михаиловского месторождения по затратам

Рисунок 3.11 - Анализ распределения МУН применяемых на скважинах Михаиловского месторождения по продолжительности эффекта

Судя по рисунку 3.11, отметим, что наибольшая продолжительность эффекта у технологии СПС - 12 месяцев, также у технологии ПГК - 11 мес., наименьшая продолжительность эффекта у технологии ГЭС-М - 9 мес.

Рисунок 3.12 - Анализ распределения МУН применяемых на скважинах Михаиловского месторождения по успешности

Наибольшая успешность среди проведенных МУН на скважинах Михаиловского месторождения показала технология сшитый полимерный состав(СПС) - 84,1 %, технология ПГК успешность составила - 70,5%, наименьшая успешность от закачки ГЭС-М - 48,6%.

По результатам анализа проводимых МУН на скважинах Михаиловского месторождения было установлено, что больше всего применяли технологию сшитый полимерный состав (СПС) - 14 скважин, а меньше всего была применена технология ГЭС-М - 6 скважин. Наибольшая технологическая эффективность была получена от закачки СПС - 4417 т нефти, а наименьшая от закачки ГЭС-М - 1011,6 т нефти. Максимальный удельный технологический эффект был получен от технологии СПС - 315,5 т/скв, наименьшая удельная эффективность получена от ГЭС-М - 168,6 т/скв. Наибольшие затраты среди примененных МУН у технологии сшитый полимерный состав(СПС) - 5479,6 тыс.руб., наименьшие затраты от технологии ГЭС-М - 2175 тыс.руб.

Самой дорогостоящей технологией среди примененных на скважинах Михаиловского месторождения является технология ГЭР - 419,3 тыс.руб/скв, наименьшие затраты на закачку технологии ПДС - 295,7 тыс.руб/скв. Наибольшая продолжительность эффекта у технологии СПС - 12 месяцев, наименьшая продолжительность эффекта у технологии ГЭС-М - 9 мес. Наибольшая успешность среди проведенных МУН показала технология сшитый полимерный состав(СПС) - 84,1 %, наименьшая успешность от закачки ГЭС-М - 48,6%.

3.3 Характеристика метода увеличения нефтеизвлечения. Применяемая техника и технология

Проблемы повышения нефтеотдачи пластов в условиях естественного снижения извлекаемых запасов нефти на длительно разрабатываемых месторождениях стало крайне актуальной. Изменение во времени продуктивности скважин - одна из причин нарушения режимов отбора, что приводит к неравномерному обводнению и образованию целиков нефти, резкому ухудшению технико-экономических показателей эксплуатации месторождения. Заданная характеристика призабойной зоны пласта плохо обеспечивается при своевременном воздействии на породу для изменения её параметров. Всё это обуславливается необходимостью широкого использования на низкоэффективных сильно обводнённых залежах разнообразных методов обработки призабойной зоны и методов увеличения нефтеотдачи.

В процессе эксплуатации продуктивных отложений залежей происходит обводнение продукции при низкой выработке запасов. Прогрессивное обводнение связано с подтягиванием подошвенной или прорывом нагнетательных вод. Технология предназначена для улучшения показателей работы добывающих скважин в залежах с неоднородными карбонатными или терригенными коллекторами при пластовых температурах 20-50 °С и различной минерализацией попутно добываемых вод.

При закачке реагента применяется следующая спецтехника:

? цементировочный агрегат ЦА-320;

? автоцистерны нефтепромысловые АЦ-6,6, АЦН-5,5, предназначенные для транспортировки ЛВЖ;

? автоцистерны нефтепромысловые типа АЦН 11-257, АЦ-10, предназначенные для транспортировки воды;

? установки насосные типа УНЦ 1-160Ч500 К (Азинмаш-30А), УНЦ 1-160Ч32 К, УНЦ 1-160Ч70 К;

? металлическая ёмкость для аварийного сброса жидкости объёмом не менее 30 м 3 (на базе цеха).

Технология проведения закачки реагента

До ремонта скважины определяем дебит, обводнённость продукции, плотность попутно добываемой воды, пластовое и забойное давление, источник обводнения, пластовую температуру, снимаем кривую восстановления давления.

Определяем приёмистость скважины на пластовой воде. При давлении нагнетания, превышающем давление гидроразрыва методами ОПЗ (кислотная ванна), снижаем давление приёмистости.

Заглушаем скважину пластовой водой.

Поднимаем подземное оборудование.

Промываем скважину с допуском пера до забоя.

Оборудуем скважину пакером.

Закачиваем расчётное количество реагента СНПХ-9633 при давлении, не превышающем давление раскрытия трещин (гидроразрыва) в карбонатных коллекторах, марка реагента выбирается исходя из минерализации извлекаемых вод.

Рекомендуемый объём реагента на одну скважино-обработку 4-6 м 3 на 1 м перфорированной толщины пласта (ПТП). В том случае, если перфорированная толщина составляет менее 5 м, то целесообразно определять расход реагента из величины 6 м 3 на 1 м ПТП, но не менее 10-12 м 3 на 1 скважино-обработку. Если ПТП 5-10 м, то количество определяется из расчёта 5 м 3 на 1 м ПТП, а если более 10 м, то 4 м 3 на 1 м ПТП соответственно.

Продавливаем реагент в пласт расчётным количеством пластовой девонской воды. Объём продавочной жидкости определяется из объёма закачиваемого реагента СНПХ-9633.

Объём продавочной жидкости не должен быть менее, чем внутренний объём НКТ плюс 2 м3 .

Промываем и закрываем скважину на реагирование на 24-48 часов.

Промываем скважину от продуктов реакции. Опускаем подземное оборудование и пускаем скважину в эксплуатацию.

После вывода скважины на режим определяем следующие параметры: дебит скважины, обводнённость продукции, плотность извлекаемой воды, коэффициент продуктивности, снимаем кривую восстановления давления и сравниваем с аналогичными характеристиками до обработки.

В случае повышения давления нагнетания (выше давления опрессовки эксплуатационной колонны) закачку реагентов прекратить, обратной промывкой нефтью вымыть реагенты из скважины и НКТ. После обработки пластов реагентом СНПХ-9633 при эксплуатации скважины минимальная депрессия не должна превышать 1 МПа.

Жидкости, извлекаемые из скважины, собрать в ёмкость.

Грунт, пропитанный реагентом при разливе, собрать и утилизировать в местах утилизации грунтов, облитых нефтью.

3.4 Анализ динамики работы участка до и после применения МУН

Рисунок 3.13 - Анализ участка ГС 2765Г и ВС 6608

Как видим по рисунку 3.13, что средний дебит жидкости по горизонтальной скважине выше на 1,5 т/сут наклонно-направленной скважины 6608, дебит нефти выше на 3,5 т/сут из-за того, что обводненность у горизонтальной скважины 2765Г составляет 11,5%, а у 6608 - 49,4%.

Рисунок 3.14 - Анализ участка ГС 2713Г и ВС 12624

Судя по рисунку 3.14, можем отметить, что среднесуточный дебит нефти у ГС выше на 1,9 т/сут, чем у окружающей ВС 12624, дебит жидкости выше на 4 т/сут, а обводненность на вертикальной скважине ниже на 21% и составляет - 9,6%, а у ГС - 30,6%.

Рисунок 3.15- Анализ участка ГС 2714Г и ВС 7408

Отметим по рисунку 3.15., что средний дебит жидкости на вертикальной скважине 7408 чуть выше ГС, на 0,3 т/сут, а дебит нефти на горизонтальной скважине выше на 2,8 т/сут, и составляет 5,8 т/сут, а на ВС - 2,9 т/сут. Это связано с высокой обводненностью вертикальной скважины - 54%, а на ГС 2714Г - 8,3 %.

Рисунок 3.16- Анализ участка ГС 2716Г и ВС 7526

Проанализировав рисунок 3.16 отметим, что средний дебит жидкости на вертикальной скважине 7526 выше ГС, на 7 т/сут, а дебит нефти на горизонтальной скважине выше на 1,8 т/сут, и составляет 4,16 т/сут, а на ВС - 1,75 т/сут. Это связано с высокой обводненностью вертикальной скважины - 84%, а на ГС 2714Г - 14,4 %.

Можем сказать, что на всех четырех анализируемых участках Михаиловского месторождения, среднесуточный дебит нефти выше, однако дебит жидкости практически не отличается, высокий дебит нефти связан с низкой обводненностью горизонтальных скважин.

3.5 Корреляционный анализ влияния технологических параметров проведения технологии МУН на дополнительную добычу нефти

Рассмотрим влияние зависимости технологических параметров на участке, где была пробурена горизонтальная скважина в зависимости от длины горизонтального ствола.

Рисунок 3.5.1 - Динамика дебита жидкости ГС в зависимости от длины ствола

Судя по рисунку 3.5.1, отметим, что наибольший дебит жидкости отмечается на скважине 2713Г, у которой длина ГС - 97 метров - более 10 т/сут, также на скважине 2716Г - 168 метров - 8 т/сут, на остальных скважинах дебит жидкости не превышает 6 т/сут, а длина горизонтального ствола в пределах 135-154 метра.

Выполним зависимость дебита нефти от длины ствола скважин Михаиловского месторождения.

Рисунок 3.2 - Динамика дебита нефти ГС в зависимости от длины горизонтального ствола

Проанализировав рисунок 3.2, отметим, что первые месяцы после бурения наибольший дебит нефти на скважине 2713Г с длиной ГС 97 метров - дебит 8 т/сут, наименьший дебит нефти отмечается на скважине 2716Г длина ГС 168 метров - дебит нефти 4 т/сут, на остальных скважинах дебит нефти варьирует 6-8 т/сут, а длина горизонтального ствола 135-154 метра.

Как видим по рисунку 3.3, что наибольшая обводненность отмечается на скважине 2713Г длина ГС 97 метров - более 20% сразу после бурения, на остальных скважинах обводненность в течении 7 месяцев не превышает 10%. После года эксплуатации обводненность на скважине 2765Г длина ГС 135 метров увеличилась до 20%, а затем стабилизировалась на уровне 12%, а на скважине 2716Г длина ГС 168 метров увеличилась до 20%, на скважине 2713Г резко увеличилась до уровня более 50%.

Рисунок 3.3 - Динамика обводненности ГС в зависимости от длины ствола

Отметим, что наибольший дебит жидкости отмечается на скважине 2713Г, у которой длина ГС - 97 метров - более 10 т/сут, также на скважине 2716Г - 168 метров - 8 т/сут, на остальных скважинах дебит жидкости не превышает 6 т/сут, а длина горизонтального ствола в пределах 135-154 метра.

Первые месяцы после бурения наибольший дебит нефти на скважине 2713Г с длиной ГС 97 метров - дебит 8 т/сут, наименьший дебит нефти отмечается на скважине 2716Г длина ГС 168 метров - дебит нефти 4 т/сут, на остальных скважинах дебит нефти варьирует 6-8 т/сут, а длина горизонтального ствола 135-154 метра.

Наибольшая обводненность отмечается на скважине 2713Г длина ГС 97 метров - более 20% сразу после бурения, на остальных скважинах обводненность в течении 7 месяцев не превышает 10%. После года эксплуатации обводненность на скважине 2765Г длина ГС 135 метров увеличилась до 20%, а затем стабилизировалась на уровне 12%, а на скважине 2716Г длина ГС 168 метров увеличилась до 20%, на скважине 2713Г резко увеличилась до уровня более 50%.

3.6 Расчет дополнительной добычи нефти предлагаемой технологии по методам ХВ

Чтобы рассчитать дополнительную добычу нефти после проведения мероприятия воспользуемся методом прямого счета, для этого необходим программный пакет Microsoft Office программой Excel. В приложении Б описан метод прямого счета.

Рассмотрим расчет технологической эффективности после бурения скважин на Михаиловском месторождении.

Таблица 3.1 - Исходные данные ГС №2765Г и окружающей ВС 6608

Дата

2765Г

6608

Qж, т/мес

Q н, т/мес

Q в, т/мес

Qж, т/мес

Q н, т/мес

Q в, т/мес

мар.13

180

117

63

231

150

81

апр.13

180

117

63

231

150

81

май.13

180

117

63

231

150

81

июн.13

180

117

63

231

150

81

июл.13

183

117

66

234

150

84

авг.13

183

117

66

234

150

84

сен.13

180

117

63

231

150

81

окт.13

180

117

63

231

150

81

ноя.13

180

117

63

231

150

81

дек.13

180

117

63

231

150

81

янв.14

185

91

94

237

117

120

фев.14

185

94

91

237

120

117

мар.14

185

94

91

250

219

31

апр.14

187

84

103

250

219

31

май.14

192

73

119

250

219

31

июн.14

192

73

119

250

219

31

июл.14

192

73

119

250

219

31

авг.14

192

73

119

250

219

31

сен.14

192

73

119

250

219

31

окт.14

192

73

119

250

219

31

ноя.14

192

73

119

250

219

31

дек.14

192

68

124

250

219

31

янв.15

192

68

124

250

219

31

фев.15

192

68

124

250

213

37

Таблица 3.2 - Накопленные показатели ГС №2765Г и окружающей ВС 6608

Дата

2765Г

6608

Q в нак, т

Q н нак, т

Q ж нак, т

Q в нак, т

Q н нак, т

Q ж нак, т

1

2

3

4

5

6

7

мар.13

63

117

180

81

150

231

апр.13

126

234

360

162

300

462

май.13

190

351

541

243

450

693

июн.13

253

468

721

324

600

924

июл.13

318

585

903

408

750

1158

авг.13

384

702

1086

492

900

1392

сен.13

447

819

1266

573

1050

1623

окт.13

510

936

1446

654

1200

1854

ноя.13

573

1053

1626

735

1350

2085

дек.13

636

1170

1806

816

1500

2316

янв.14

730

1261

1991

936

1617

2553

фев.14

821

1355

2176

1053

1737

2790

мар.14

913

1448

2361

1084

1956

3040

апр.14

1016

1533

2548

1115

2176

3291

май.14

1135

1605

2740

1146

2395

3541

июн.14

1254

1678

2932

1177

2615

3792

июл.14

1374

1750

3124

1208

2834

4042

авг.14

1493

1823

3316

1239

3054

4293

сен.14

1612

1895

3508

1270

3273

4543

окт.14

1732

1968

3700

1301

3492

4794

ноя.14

1851

2040

3891

1332

3712

5044

дек.14

1975

2108

4083

1364

3931

5295

янв.15

2099

2176

4275

1395

4151

5545

фев.15

2223

2244

4467

1432

4364

5796

Рассмотрим результаты расчета технологической эффективности по методикам Сазонова, Камбарова, Максимова, постоянное нефтесодержание и Пирвердяна.

Рисунок 3.1 - Результаты расчета доп.добычи по методике Сазонова

Таблица 3.3 - Результаты расчета по методикам ХВ

LnQж

1/ Qж

LnQв

Qж

1/ Qж-1/2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ВС

ГС

ВС

ГС

ВС

ГС

ВС

ГС

ВС

ГС

5,19

5,44

0,0056

0,0043

4,15

4,39

180

231

0,074

0,066

5,89

6,14

0,0028

0,0022

4,84

5,09

360

462

0,053

0,047

6,29

6,54

0,0019

0,0014

5,24

5,49

541

693

0,043

0,038

6,58

6,83

0,0014

0,0011

5,53

5,78

721

924

0,037

0,033

6,81

7,05

0,0011

0,0009

5,76

6,01

903

1158

0,033

0,029

6,99

7,24

0,000...


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