Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке
 Скачать 1.14 Mb.
|
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВОбщие сведения о проведенных мероприятияхПрименение ГТМ, в соответствии с принятым проектным документом были запланированы начиная с 2007 года, включая бурение горизонтальных скважин. Всего на 1.01.15 г. проведено 66 мероприятий по интенсификации добычи нефти (рисунок 3.1)[9].  Рисунок 3.1 – Объемы работ по интенсификации добычи нефти с 2007 по 2014 гг. Анализ бурения горизонтальных скважинФактически на 01.01.2015 г. пробурена 41 горизонтальная скважина. В 2014 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[10]. Анализ эффективности ГРПЗа период 2013-2014 гг. на месторождении проведена 22 скважино- операции ГРП (в том числе 2 - многостадийные ГРП в горизонтальных скважинах)[11]. Согласно проведенному анализу (таблица 3.1, рисунок 3.2 и 3.3) дебит нефти и жидкости после ГРП существенно увеличился по некоторым скважинам, что говорит о высокой эффективности данного ГТМ в условиях Ярактинского месторождения. Таблица 3.1 - Входные дебиты нефтяных скважин до и после ГРП
 Рисунок 3.2 – Изменение дебита жидкости после ГРП  Рисунок 3.3 – Изменение дебита нефти после ГРП Рекомендации по восстановлению продуктивности скважинДля частичного восстановления первоначальной продуктивности скважин могут быть применены хорошо зарекомендовавшие себя методы[12]: 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. Технология очистки обсадной колонны и НКТ от органических осадков предусматривает заполнение скважины растворителем (конденсатом) в объеме колонны, в интервале которой наблюдается образование осадков. Обычно этот объем составляет около 10 м3. После выдерживания на реагировании в течение 4-8 часов скважина переводится на циркуляцию растворителем (2-3 цикла) через затрубное пространство и НКТ. Удаление отработанного раствора производится в специально приготовленную емкость или в выкидную линию скважины. При обработке призабойной зоны пласта объем конденсата планируется из расчета 0,8 – 1,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта. Закачка растворителя осуществляется по колонне НКТ, нижний конец которых устанавливается на уровне нижней отметки интервала перфорации. Другие геолого-технические мероприятия, включающие применение изолирующих, потокоотклоняющих композиций предусмотрено, начиная с 2009 года и за рассматриваемый период, не проводились. Прогноз применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти приведены в таблице 3.2. Таблица 3.2 - Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения
Содержание газового конденсата составляет 196,2 г/м3, при этом давление начала конденсации равно 22,8 МПа, при начальном пластовом – 25,4 МПа. Другими словами, при снижении пластового давления ниже 22,8 МПа в пласте начинает выпадать газовый конденсат. Чтобы предотвратить выпадение газового конденсата в пласте и образование конденсатных залежей необходимо поддерживать пластовое давление в газовой шапке Ярактинского месторождения не ниже давления начала выпадения конденсата. Для поддержания пластового давления в газонасыщенной части пласта и для увеличения коэффициента конденсатоотдачи в проекте предусмотрена реализация сайклинг-процесса (вытеснение жирного пластового газа нагнетаемым сухим газом). В нагнетательных газовых скважинах предусмотрено проведение ГРП для увеличения их приемистости. Мероприятия по предупреждению и борьбе с гидратамиЛегкие компоненты добываемой нефти и прорывной газ газовой шапки (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, азот, сероводород) при взаимодействии с закачиваемой водой могут образовывать газовые гидраты, которые представляют собой твёрдые кристаллические вещества. В зависимости от термобарических условий гидраты могут образовываться в ПЗС, стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь в ПЗС, на стенках труб, гидраты резко уменьшают продуктивность скважин и пропускную способность труб[13]. Область стабильных гидратов для условий Ярактинского месторождения определена при следующих значениях давления и температуры: Р=10-11 МПа и Т=17-18 °С. Рабочие значения Р и Т в скважинах на глубине от 300 до 600м (в зависимости от дебита жидкости) и в нефтегазосборных трубопроводах от устья до УКПГ соответствуют области гидратообразования. Наибольший риск образования гидратов наблюдается при запуске и остановках скважин и трубопроводов, так как падает как давление, так и температура трубопроводов до температуры окружающей среды. Для борьбы с гидратами на промыслах используют различные ингибиторы (метанол, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), которые смещают линию гидратообразования в область более низких температур и высоких давлений, что позволяет работать системе скважина – газопровод в безгидратном режиме в течение нескольких месяцев[14]. Для очистки насосно-компрессорных труб фонтанирующих скважин и скважин, эксплуатируемых методом постоянного газлифта от гидратов, используется плунжер, который снимает, как гидраты, так и парафиновые отложения со стенок трубы во время своего движения. Рабочее давление – до 16 МПа и без ограничения на температуру. Особенностью Ярактинского месторождения является высокоминерализованная пластовая вода, представляющая собой среднекоррозийнную среду. Основной защитой против коррозии оборудования скважин, выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов является эффективное ингибирование, заключающееся в периодической или непрерывной подаче пленкообразующего ингибитора коррозии. Для периодической очистки внутренней поверхности нефтепроводов от водных скоплений и продуктов коррозии могут использоваться узлы запуска и приема скребка в начале и конце участка. В качестве скребка используют эластичные и/или гелевые разделители на основе полимеров, путем совмещения пропуска разделителей и пропусков порций ингибитора. ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА «ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ» Студенту:
 Задание выдал консультант:
Задание принял к исполнению студент:
ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕВ данной главе проводиться расчет экономической эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на 29 скважинах Ярактинского месторождения[15]. Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показателиИсходные данные для расчета эффективности проведения инновационного мероприятия представлены в таблице 4.1. Таблица 4.1 – Исходные данные для расчета
Проведение инновационного мероприятия приведёт к увеличению добычи нефти, которое можно определить по формуле: Q(q) q Т Kэ N, (4.1) где Δq– прирост среднесуточного дебита, т/сут.; Т– время работы скважины в течение года, сут.; N– количество скважин с на которых проводится инновационное мероприятие, ед.; Кэ– коэффициент эксплуатации скважин, ед. Подставляя в соотношение (4.1) значения, приняв время работы скважины 347 сут., получаем Q(q) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||