Курсовая Ярактинское месторождение. курсовая. Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения
 Скачать 4.23 Mb.
|
|
Комбинированные методы Встречаются наиболее часто. Как правило при повышении нефтеотдачи используются в сочетании гидродинамические и тепловые методы, гидродинамические и физико-химические методы, тепловые наряду с физико-химическими методами и т.д. Увеличение дебита скважин Данную процедуру не совсем можно отнести к методам увеличения нефтеотдачи по той причине, что в результате применения всех существующих методов, направленных на повышение нефтеотдачи, увеличивается потенциал вытесняющего агента, а в данном случае происходит реализация потенциала вытесняющего нефть агента путем применения естественной энергии пласта. Также физические методы увеличения дебита скважины зачастую не приводят к увеличению конечной нефтеотдачи пласта, а только являются причиной временного повышения нефтедобычи, т.е. повышают нефтеотдачу пласта в конкретный момент времени. Физические методы Этими методами флюиды, находящиеся в низкопроницаемых зонах, фильтруются посредством смягчения кольматирующего материала, глинисты вкраплений, очистки поровых каналов коллектора. Кроме этого, физические методы позволяют избавиться блокирующее влияние остаточных фаз газа, нефти и воды. В ходе использования физических методов пласт поддают: - волновому воздействию; - электромагнитному воздействию; Кроме этого, к физическим методам также относятся горизонтальные скважины и гидроразрыв пласта. Что касается последнего, то гидравлическим разрывом пласта воздействуют на пласты, которые характеризуются низкой проницаемостью. Данный физический метод является уникальным среди всех остальных в силу того, что он позволяет изменить в корне фильтрационные зоны пласта на значительных расстояниях от ствола скважины, а не только в призабойной зоне пласта. Это приводит к увеличению дренируемого участка, в результате чего производительность скважины в разы увеличивается. Стоит отметить, что гидроразрыв пласта признан одним из наиболее эффективных среди всех остальных физических методов. Стоит сказать, что эффективность методов, способных повышать нефтеотдачу, изучалась на протяжении долгого времени. В результате этого, было выяснено, что при использовании перечисленных выше методов количество извлекаемой нефти увеличивается до 70%, в то время, как при первичных способах разработки месторождений, количество добываемой нефти составляет всего порядка 20-25%. Таким образом, если говорить о мировой добыче нефти, то использование методов повышения нефтеотдачи позволяет извлечь нефти в 1,4 раза больше, чем обычно, т.е. порядка 65 млрд. тонн. Таким образом, опираясь на мировой опыт, стоит сказать, что с каждым годом необходимость в современных методах повышения нефтеотдачи пластов возрастает, поскольку они играют значительную роль в мировой добыче нефти. Это обусловлено также и тем фактором, что применение современных методов, направленных на увеличение добычи нефти, снижает себестоимость нефти, которая становится сопоставимой с себестоимостью нефти, которая была добыта традиционными промышленными способами. 3.2 Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на Ярактинском нефтяном месторождении Применение ГТМ, в соответствии с принятым проектным документом были запланированы начиная с 2011 года, включая бурение горизонтальных скважин. Всего на 1.01.2022 г. проведено 66 мероприятий по интенсификации добычи нефти (Рис. 5).  Рис.5 Объемы работ по интенсификации добычи нефти с 2014 по 2021 гг. Бурение горизонтальных скважин Фактически на 01.01.2022 г. пробурена 41 горизонтальная скважина. В 2021 году средний дебит горизонтальных скважин по нефти составил 177,9 т/сут., по жидкости – 194,7 т/сут., обводненность 8,6%. Дебиты нефти изменяются от 21,9 (скв. № 292) до 444,9 т/сут (скв. № 296), что свидетельствует о высокой эффективности данной технологии в условиях месторождения. Проектом разработки месторождения предусмотрено бурение горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 450 м. Учитывая значительную неоднородность пластов Ярактинского месторождения, бурение горизонтальных скважин требует более обоснованного принятия решения по выбору направления горизонтальных стволов по каждой проектной скважине. Анализ эффективности проведения гидроразрыва пласта За период 2019-2021 гг. на месторождении проведена 22 скважино-операции ГРП (в том числе 2 - многостадийные ГРП в горизонтальных скважинах). Анализ проведенных мероприятий представлены в (таблица 6), (Рис.5 и 6). Таблица 6 Входные дебиты нефтяных скважин до и после ГРП
 Рис. 5 Изменение дебита жидкости после ГРП  Рис.6 Изменение дебита нефти после ГРП Согласно проведенному анализу дебит нефти и жидкости после ГРП существенно увеличился по некоторым скважинам, что говорит о высокой эффективности данного ГТМ в условиях Ярактинского месторождения. 3.3 Рекомендации по восстановлению продуктивности скважин Для частичного восстановления первоначальной продуктивности скважин могут быть применены хорошо зарекомендовавшие себя методы: − соляно-кислотные и глино-кислотные обработки; − промывки растворами ПАВ; − применение органических растворителей; − депрессионные методы. Для предотвращения прорывов воды по наиболее проницаемым слоям необходимо применение полимерных и гелевых систем. В настоящее время в добывающих нефтяных скважинах проводятся многократные обработки ПЗС с применением закачки горячего конденсата, который добывается вместе с газом газовой шапки скважинами №№ 15, 18, 19 с целью восстановления продуктивности скважин при выпадении парафина. Заключение Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1969 году, а ведено в эксплуатацию в 1998 г. Запасы нефти по месторождению, категории С1 составляют 98 647/47 563 тыс. т, категории С2 – 12 667/6 105 тыс. т; извлекаемые запасы растворенного газа категории С1 составляют 8 118 млн.м3, категории С2 – 1 061 млн.м3. По состоянию на 01.01.2022 г. на Ярактинском месторождении добыто 10782,7 тыс.т нефти, 11698,4 тыс.т жидкости, 1803,3 млн.м3 растворенного газа. Из газовой шапки добыто 2935,6 млн.м3 свободного газа, 565,3 тыс.т конденсата. Среднегодовые дебиты скважин по нефти и жидкости равны 128,3 т/сут и 142,1 т/сут, соответственно. Среднегодовой дебит скважин по газу равен 205,5 тыс.м3/сут. Темп отбора нефти от НИЗ – 7,2 %. В результате проведенной работы было выявлено, что основными продуктивными горизонтами Ярактинского месторождения являются верхнетирский и ярактинские горизонты. Ярактинский горизонт литологически почти во всех скважинах месторождения представлен двумя пластами песчаников, разделенных между собой алеврито-аргиллитовой перемычкой мощностью до 7 м. Продуктивные пласты Ярактинского месторождения имеют обширные зоны замещения коллектора непроницаемыми породами, что в свою очередь вызывает сложность разработки месторождения. В результате проведенного анализа разработки месторождения можно сказать, что на месторождении реализуются основные проектные решения. Месторождение разбуривается в соответствии с проектом, решения по реализации фонда скважин выполнены на 44,1%. Добывающий фонд в основном высокодебитный, добыча нефти ведется механизированным и фонтанным способом. Основными причинами остановки добывающих скважин являются технические причины (46,7%) и их низкая продуктивность (46,7%). Для увеличения извлечения остаточных запасов нефти и газа рекомендуется проведение таких мероприятий как ГРП и бурение горизонтальных скважин. Для восстановления продуктивности призабойной зоны скважины рекомендуется проводить соляно-кислотные обработки, а также обработки органическими растворителями и ПАВ. Список использованной литературы 1. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. 2. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия. 3. ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин. Соотношение размерностей величин, используемых в нефтепромысловой практике, в общепринятой системе и системе СИ. 4. РД-08-71-94 - Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. 5. РД 07-203-98 - Инструкция о порядке списания запасов полезных ископаемых с учета предприятий по добыче полезных ископаемых. 6. РД 153-39-007-96 - Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. 7. РД 153-39.1-004-96 - Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. 8. РД 153-39.0-110-01 - Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. 9. РД 39-0147035-214-86-Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. 10. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 11. Технологическая схема разработки месторождения на базе геолого-технологической модели 12. Подсчет запасов и ТЭО КИН Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2008 г. 13. Дополнение к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2008 г. 14. Авторский надзор за реализацией дополнения к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2009. 15. Дополнение к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2011 г. 16. Дополнение к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2012 г. 17. Дополнение к технологической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол Центральной нефтегазовой секции ЦКР РОСНЕДР по УВС №5871 от 25.12.2013 г. 18. Проект пробной эксплуатации верхнетирского горизонта Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол Центральной нефтегазовой секции ЦКР РОСНЕДР по УВС №6109 от 16.12.2014 г.) 19. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений.– М.:Феникс, 2015. 20. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М.: Ин-Фолио, 2016. 21. https://tegaz.ru/company/press/407/ Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта 22. http://news-mining.ru/analitika/21303_povyshenie-nefteotdachi/ Методы повышения нефтеотдачи 23. https://neftegaz.ru/tech-library/tekhnologii/141812-gidravlicheskiy-razryv-plasta-grp/ Технология гидроразрыва пласта 24. https://neftok.ru/dobycha-razvedka/intensifikatsiya-dobychi-nefti.html Основные методы интенсификации добычи нефти 25.https://studwood.net/1592066/tovarovedenie/oborudovanie Оборудование для интенсификации добычи нефти | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||