Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты нефтяного месторождения на примере Кунгаксого месторождения. Группа 3Н2041
 Скачать 182.92 Kb.
|
 ). Абсолютная вязкость отсепарированной нефти изменяется от 17,13 до 21,90 мПа·с, таким образом, нефти относятся к средневязким.Газосодержание колеблется от 18,0 м3/т (пласт СVІ.2) до 24,88 м3/т (пласты СVІ.1+СVІ.2), в среднем по продуктивнымплстам ТТНК равно 23,2 м3/т. Значения плотности нефти в стандартных условиях по поверхностным пробам изменяется от 0,896 до 0,905 г/см3. Нефти пластов СІV0, СVІ.1, СVІ.2 (залежь 2), СVІ.3, СVІ.4, в которых содержание серы изменяется от 2,27 до 3,49  классифицируются как высокосернистые. Нефти в залежи 3 пласта СVІ.2 с содержанием серы менее 2 - как сернистые.Содержание парафина определено раздельно по пласту СVІ.2 и совместно по пластам СІV0+СVІ.2 и СVІ.1+СVІ.2 и изменяется от 1,7 до 2,09 . Таким образом, нефти Кунгакского месторождения являются парафинистыми.По содержанию силикагелевых смол (12,65-17,70 ) нефти относятся к мало смолистым. Сумма легких углеводородов в попутном газе (метан, этан, пропан, изобутан и нормальный бутан) изменяется от 63,5 (мол.) до 78,0 . Содержание углекислого газа колеблется в небольших пределах от 1,90 до 5,41 . Повышенное содержание азота 29,0 (мол.) наблюдается в пласте СVІ.2, по остальным пластам оно варьируется от 11,14 до 20,35 Пластовые воды тульского и бобриковского горизонтов по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация вод тульского горизонта составляет 269,74г/дм3, бобриковского практически на том же уровне – 261,17г/дм3. Метаморфизация вод средняя. Плотность пластовых вод увеличивается вниз по разрезу от 1,11 г/м3 в каширском горизонте до 1,184 г/дм3в бобриковском. В пластовых водах ТТНК наблюдается присутствие микрокомпонентов: брома, йода, окиси бора. Содержание брома превышает норму промышленной концентрации (250 мг/дм3) и лежит в пределах от 451,76 до 703,58 мг/дм3. Содержание йода только в одной скв. 208КНГ превышает кондиционную норму(18 мг/дм3), в остальных скважинах содержание йода ниже нормы и изменяется от 5,84 до 15,74 мг/дм3. 1.4 Текущее состояние разработки месторождения Динамика основных технологических показателей Кунгакского месторождения приведена в таблице 1. Таблица 1 – Динамика технологических показателей разработки Кунгакского месторождения
2 Расчетно-технический раздел 2.1 Технология проведения работ 2.1.1 Причины снижения производительности скважин Основные причины снижения дебита нефтяных скважин: -Связанные с бурением (некачественное вскрытие, неправильно подобранные буровые растворы, некачественная изоляция водоносных горизонтов, некачественная перфорация). -Снижение пластового давления. -Естественная кольматация пор и трещин призабойной зоны скважины асфальтенами и парафинами. -Прорыв закачиваемых вод, неравномерность продвижения фронта вытеснения; -Качество добываемой нефти (вязкость, содержание примесей и т. д.). В процессе эксплуатации нефтяных скважин приток нефти из пласта может снизиться по следующим причинам:вода или фильтрат глинистого раствора, проникая в ПЗП, оттесняют нефть от забоя скважины и изменяют поверхностное натяжение на границе "порода-нефть-вода" и связанные с ними величины капиллярных сил;вода или раствор, попадая в нефтяной пласт, образуют на границе "вода-нефть" твердые асфальтосмолистые пленки, которые ведут к образованию в поровом пространстве призабойной зоны стойких эмульсий типа "вода в нефти", закупоривающих поровое пространство пород. В плотных слабопроницаемых коллекторах приток жидкости и газа к скважинам часто очень мал, несмотря на большую депрессию давления. Нагнетательные скважины в таких коллекторах слабо поглощают воду даже при повышенных давлениях, что существенно затрудняет процесс их освоения и эксплуатации. В таких скважинах для облегчения притока или поглощения жидкости прибегают к искусственному воздействию на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Все отрицательные явления, перечисленные выше приводят к снижению дебитов скважин в процессе эксплуатации. Их анализ и правильная оценка необходимы для подбора технологии либо комплекса технологий, направленных на увеличение производительности скважины.Трудно дать точную количественную оценку малодебитного фонда скважин в России. Различные нефтегазовые компании применяют довольно широкий диапазон дебитов для выделения скважин в категорию малодебитных, от 1 до 20 м3/сут. 2.1.2 Методы воздействия на призабойную зону пласта По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы условно можно разделить на химические, механические, тепловые, физические и комплексные. Химические методы. В их основу положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Они дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислотная обработка. Механические методы. Они направлены на нарушение целостности горных пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия - гидравлический разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка. Тепловые методы. Они призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. Применяются на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся промывка горячей нефтью, закачка пара, электротепловая обработка. Физические методы. Предназначаются для удаления из призабойной зоны пласта остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород по нефти. Могут использоваться на любых месторождениях. Самым распространенным методом является обработка призабойной зоны ПАВ. Комплексные методы. Сочитают в себе элементы химического, механического, теплового и физического воздействий. Применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термокислотная обработка, внутрипластовая термохимическая обработка, термогазохимическое воздействие. Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового, материала по рассматриваемому объекту. 2.1.3 Виды кислотных обработок  1 – передвижная емкость для кислоты; 2 – стационарная емкость для кислоты;3 – ёмкость для нефти; 4 – цементировочный агрегат; 5 – установка насосная УНЦ-160Х 50 К (АзИНМАШ-30А); 6 – бункеры; 7 – основной насос; 8 – водяной насос; 9 – резервуар; 10 – насос; 11 – скважина Рисунок 1- Расстановка оборудования при соляно кислотных обработках На промыслах применяют следующие кислотные обработки: кислотные ванны, простые кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термокислотные обработки, кислотоструйные обработки, углекислотные обработки,глинонокислотные, импульсные, пенокислостные. Кислотные ванны -наиболее простые кислотные обработки и предназначены для очистки стенок скважины и забоя от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т. д. Такая очистка способствует увеличению зоны охвата пород раствором кислоты и предупреждает образование отложений в порах пород при последующих обработках.Кислотные ванны в основном устанавливают в скважинах, в которых продуктивный пласт не закреплен обсадной колонной, т. е. в скважинах с открытым стволом. Рекомендуемая концентрация соляной кислоты составляет 15-20%. Если кислотные ванны устанавливают в обсаженных скважинах, то концентрация кислоты не должна превышать 12%. Необходимое условие установления кислотной ванны- присутствие раствора кислоты в интервале обработки, для чего разработаны определенные технологические приемы закачивания и продавливания раствора кислоты в скважину. Простые кислотные обработки применяются наиболее часто для растворения привнесенных в пласт загрязняющих материалов, а также для увеличения размеров поровых каналов за счет растворения карбонатной породы. Простые кислотные обработки пластов песчаников и алевролитов предназначены для растворения продуктов коррозии. Простые кислотные обработки применяются также для растворения карбонатов в терригенной породе, когда их содержание составляет 25% и более. Простые кислотные обработки осуществляют задавкой раствора HCl в ПЗП. Исходная концентрация раствора ≈ 12 %. При наличии отложений в НКТ и на забое парафина и смол их удаляют промывкой керосином, пропан-бутановыми фракциями и др. нетоварными продуктами нефтехимии. Кислотные обработки под давлением предназначены в основном для воздействия на малопроницаемые интервалы пласта. Для этого предварительно ограничивают приемистость высокопроницаемых интервалов путем закачивания высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти». Нейтрализация этой кислоты происходит намного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты. Кислотные обработки под давлением увеличивают охват толщины продуктивного пласта воздействием раствора кислоты и применяются в нефтяных добывающих, водонагнетательных и газовых скважинах как с открытым забоем, так и обсаженных. Термокислотная обработка - процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при которой этот раствор нагревается, за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо вещество во второй фазе термокислотной обработки, следующей без подрыва за первой, производится обычная кислотная обработка. Кислотоструйная обработка - воздействие на забой и стенки ствола скважины струей раствора кислоты, выходящей с большой скоростью из конусной насадки. Приспособление, с помощью которого осуществляют кислотоструйную обработку, называется гидромонитором Термокислотные обработки заключается в обработке ПЗС горячим соляно-. кислотным раствором. Раствор нагревается с помощью теплового воздействия. Для проведения термокислотной обработки магний в виде прутков или стружки загружайся в специальный реакционный наконечник, который спускается на насосно-компрессорных трубах до забоя скважины. При кислотоструйной обработке сохраняется высокая активность раствора кислоты, так как его контакт с породой происходит только в узком месте удара струи и в течение короткого времени. Поэтому выбор объема и концентрации раствора кислоты зависит от того, с каким видом кислотной обработки совмещается подача раствора через насадки. Например, если ставится цель разрушить корку на стенках скважины струями раствора кислоты, а затем оставить его на забое для кислотной ванны, то объем раствора кислоты должен быть равен объему ствола скважины в обрабатываемом интервале. Углекислотные обработки применяют в скважинах, породы продуктивных пластов которых содержат карбонаты кальция и магния, а также в скважинах с асфальто-смолистыми отложениями. Углекислотные обработки применяют как в нефтяных добывающих, так и в водонагнетательных скважинах. Глинокислотная обработка может дать эффект, и весьма значительный, только в тех случаях, когда в результате ее применения получается сообщение призабойной зоны с более продуктивными зонами пласта. Если же вблизи скважины нет зон, имеющих большую продуктивность, то глинокислотная обработка только укрепит призабойную зону и может дать лишь незначительное увеличение дебита. Глинокислотная обработка производится в терригенных коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. Глинокислотные растворы могут быть использованы для проведения кислотных ванн, простых, массированных и направленных обработок пласта. Состав раствора выбирается после лабораторных опытов с образцами пород данного месторождения. При этом исследуется и возможность двухрастворной - солянокислотной и глинокислотной - обработки пласта. Глинокислотная обработка наиболее эффективна в коллекторах, состоящих из песчаника с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот. Импульсная обработка металлов представляет собой способ пластической деформации металлов, который возможен при прямом преобразовании электроэнергии в механическую в обрабатываемом изделии. Основой импульсной обработки являются электродинамические силы, возникающие в проводящем теле изделия, находящемся в переменном электромагнитном поле. Установки для импульсной обработки включают два основных узла: подготовительный (накопление энергии и формирование импульсного напряжения и тока) и технологический. К подготовительному узлу относятся генераторы импульсных токов, к технологическому - индукторы. Генераторы импульсных токов преобразуют переменный ток промышленной частоты в импульсы токов большой амплитуды. Главными элементами генератора являются зарядное устройство, батарея конденсаторов, коммутирующее и поджигающее устройства. Главными преимуществами установок импульсной обработки являются: отсутствие движущихся и трущихся частей; простота управления и регулирования мощности; компактность, простота обслуживания; высокая производительность; возможность механизации и автоматизации операций обработки. К недостаткам импульсной обработки следует отнести: невысокий КПД процесса; сложность обработки деталей с отверстиями или пазами, мешающими прохождению тока; недостаточную долговечность индукторов при работе в электрических полях высокой напряженности; сложность обработки деталей большой толщины. Пенокислотная обработка пласта осуществляется закачкой аэрированного или газированного кислотного раствора в пласт. Для стабилизации пенной системы кислотный раствор обрабатывается поверхностно-активным веществом. В отличие от кислотного раствора, который при контактировании с карбонатной породой в призабойной зоне пласта быстро входит в реакцию и полностью нейтрализуется, пенокислота нейтрализуется гораздо медленнее, что позволяет воздействовать на удаленные зоны. Существенным преимуществом пенокислоты по сравнению с кислотным раствором является ее способность кратно увеличить охват обрабатываемого пласта, за счет селективности проникновения пенокислоты в трещины с различной проницаемостью.Кроме того, высокая упругая энергия аэрированного раствора позволяет эффективно удалять продукты реакции из пласта. На многих нефтяных месторождениях для повышения производительности скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора, применяют ПКО по технологии, разработанной ВНИИ. Сущность этого способа заключается в том, что в ПЗП вводится не обычный раствор кислоты, а аэрированный (или газированный) раствор ПАВ в соляной кислоте, т.е. смесь кислоты, ПАВ и воздуха (или газа). Кислотной пеной можно обрабатывать продуктивные пласты, сложенные не только карбонатными породами, но и песчаниками с высоким содержанием карбонатного цемента. Применение кислотных пен имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с обычной кислотной обработкой. Процесс соляной кислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое. Скважину очищают от песка, грязи парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют кислотную ванну. При этом раствор кислоты падают на забой скважины и там выдерживают ее, не продавливая в пласт. Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. В случае закачки раствора самотеком опрессовку оборудования не производят. Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию. Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от бошмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшеюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью. Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможными скоростями, чтобы кислота проникла на большие расстояние от ствола скважины. После продавливания кислотного раствора в пласт скважины оставляют на некоторое время в покое для реогирования кислоты с породой, после чего пускают в эксплуатацию. При обработке слабопроницаемых пород часто удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае хорошие результаты дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2-Зм раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течение нескольких часов. После того как давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты 5-7 м Кислотную обработку газовой скважины проводят так же как и нефтяной. При этом глушение газового фонтана производится нагнетанием в скважину нефти, воды или глинистого раствора. Успешно применяется специальные кислотные обработки скважин через гидромониторные насадки - направленными струями кислоты высокого напора, которые способствуют быстрой и хорошей очистке ствола скважины. 2.2 Технологичная эффективность 2.2.1 Технологичная эффективность от проведения СКО При использовании большинства способов обработки пласта соляной кислотой соляная кислота поглощается дренированными зонами пласта, а не работающие участки так и остаются не обработанными. Этим объясняется низкая эффективность повторных соляно кислотных обработок Рекомендуется дальнейшее проведение СКО, из-за их простоты и дешевизны. Выбор метода СКО призабойной зоны скважин определяется пластовыми условиями, т.е. зависит от коллекторских характеристик пласта: проницаемость, пористость, карбонантность, глинистость. Также необходимо искать новые методы воздействия на пласт, комбинировать старые: механические методы с химическими. Например: ГРП+СКО т.е. перфорация химически активной жидкостью, что позволяет при тех же параметрах воздействия увеличить размеры получаемых каверн. 2.2.2 Расчет технологической эффективности от проведения СКО 2.3 Расчеты технологических процессов Таблица 2 - Определение технологической эффективности от применения СКО
Произведем расчет объем добычи при базовом дебите нефти | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||