Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных большеобъемных соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта. Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных бо. Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных большеобъемных солянокислотных обработок призабойной зоны пласта в горизонтальных стволах скважин Карсовайского месторождения
 Скачать 3.75 Mb.
|
2.3.Выбор и обоснование проведения поинтервальных большеобъемных соляно-кислотных обработок в горизонтальных стволах для интенсификации добычи нефтиПерспективным направлением повышения эффективности разработки месторождения с учетом накопленного опыта на месторождениях УР следует считать более широкое применение методов увеличения нефтеотдачи, которые применимы для геолого-физических условий Карсовайского месторождения. Основные из них: проведение комплекса обработок призабойной зоны скважин (ОПЗ/БОПЗ), в т.ч. кислотных обработок призабойных зон скважин различных модификаций (СКО/БСКО); одновременно раздельная добыча жидкости (ОРД); одновременно-раздельная закачка жидкости в пласт (ОРЗ); гидроразрыв пласта (ГРП) щелевая перфорация, дострелы; форсирование отбора жидкости путем оптимизации работы ГНО; ввод боковых стволов (БС); переход скважины на другой горизонт (ПСДГ); ремонтно-изоляционные работы (РИР); ремонтно-изоляционные работы по отключению выработанных обводненных пластов традиционными и новыми методами. В настоящей работе предлагается рассмотреть возможность и рассчитать экономический эффект от изменения конструкции двух новых (проектных) скважин на Башкирском ярусе Карсовайского месторождения с наклонно-направленных скважин на горизонтальные скважины с дальнейшим разобщением набухающими пакерами продуктивных интервалов пласта и последующим освоением при помощи поинтервального БОПЗ (БСКО) с целью повышения эффективности разработки месторождения. Так как, в масштабах ОАО «НК «Роснефть», отсутствует опыт проведения поинтервальных БОПЗ (БСКО) в горизонтальных стволах, далее будет проведен анализ эффективности проведения БОПЗ и отдельно анализ эффективности применения ГС на месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Горизонтальные скважины Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения полноты извлечения её из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработанных, нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом показывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы, позволяют: повышать нефтеизвлечение из недр за счёт увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и газа из залежи, а также за счёт повышения эффективности процессов воздействия на пласт; значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважинами за счёт увеличения площади фильтрации; продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин; восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки; в бездействующих и малодебитных скважинах, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным (при вводе месторождений в разработку), дебит нефти; снижать объёмы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений4 снижать объёмы капитальных вложений, особенно в заболоченных и залесённых местах. В работе авторов Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Шайхутдинов Р.Т., Тимеркаев М.М., Голубев Г.Р. [6, С.47] показано, что применение ГС и БГС позволяет: существенно повысить рентабельность капитальных вложений добывающих предприятий; значительно увеличить период «незаводнённой» эксплуатации, снизить депрессию на пласт; сократить простаивающий фонд скважин, ввести в эффективную промышленную эксплуатацию забалансовые запасы; вести разведку и эксплуатацию месторождений в природоохранных зонах; не допустить израсходования ранее разведанных запасов; ввести в эффективную промышленную эксплуатацию трудноизвлекаемые запасы. Отечественная и мировая практика показала, что применение этих методов позволяет увеличить дебиты скважин в 3-8 раз и вывести простаивающий фонд скважин на рентабельный уровень добычи. Средний дебит ГС по ОАО «Удмуртнефть» превышает 7 т/сут, при этом дебит скважин до бурения ГС не превышал 0,2 – 0,5 т/сут. Максимальная добыча нефти из ГС получена из турнейской залежи Мишкинского месторождения – 671,2 тыс.т, что составляет около 70 % общей добычи из ГС. Объект характеризуется наибольшим технологическим эффектом, средний дебит скважин 14,4 т/сут. При этом есть скважины 60 т/сут. Высокой эффективностью характеризуется эксплуатация ГС на Ончугинском месторождении. Средний дебит нефти за весь период эксплуатации составляет 13,7 т/сут, накопленная добыча нефти 51,5 тыс.т. В результате эксплуатации восьми горизонтальных скважин на Южно-Киенгопском месторождении добыто 113 тыс.т нефти (12% общей добычи из ГС). Средний дебит скважин составил 10,1 т/сут. Несколько ниже эффекты по Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского и Гремихинскому месторождениям. Продуктивность скважин изменяется от 6 до 8,6 т/сут. Из боковых горизонтальных стволов добыча нефти за весь период эксплуатации составила 738 тыс.т. Средний дебит ГС превышает 7 т/сут, при этом дебит скважин до бурения ГС не превышал 0,2 – 0,5 т/сут. Основные объемы добычи приходятся на скважины Мишкинского (368 тыс.т), Чутырско-Киенгопского (127 тыс.т), Гремихинского (72 тыс.т) и Ельниковского (51 тыс.т) месторождений. Большеобъемные СКО В период с 2007-2011гг. на объектах компании ОАО «Удмуртнефть» было проведено 30 скважин/мероприятий БСКО. Эффективность и выбор наиболее оптимального метода воздействия были ранжированы по следующим критериям: дебит нефти (Qн, т/сут), дебит жидкости (Qж, м3/сут), обводнённость (W, %) - до проведения ГТМ, дебит нефти (Qн, т/сут), дебит жидкости (Qж, м3/сут), обводнённость (W, %) - после проведения ГТМ, средний прирост дебита нефти (Qн, т/сут), коэффициент успешности проведённого мероприятия (Кусп, %), причины недостижения планируемых показателей, средняя удельная добыча нефти на одну скважину, за период равный одному году, динамика тепа падения дебита нефти по объектам разработки В таблице 16 представлена информация о проведённых мероприятиях, текущих и планируемых показателях, а так же об объектах, на которых проводили обработку. Исходя из этого при проведении БСКО были рассчитаны следующие параметры: средний Qн – 12 т/сут, обводнённость снизилась на 8%, редний прирост дебита нефти – 5,9 т/сут. Успешность проведения БСКО – 73%. Основными причинами недостижения планируемых показателей – рост обводнённости. Средняя удельная добыча нефти на 1 скважину – 4326 т. На сегодняшний день в ОАО «Удмуртнефть» наибольшее количество запасов сосредоточенно в верейских и башкирских залежах. На рис 19 представлена динамика прироста дебита нефти поле проведения БСКО по объектам разработки. Данные результаты были получены на основе ранее проведённого анализа за 2008-2010 года.  Рис.19. Динамика прироста дебита нефти после БСКО по объектам.  Рис.20. Продолжительность эффекта после проведеиня БСКО. Таблица 16 Основные показатели работы скважин после проведения БСКО.
Выводы Оценив эффективность эксплуатации ГС и проведение БСКО на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», для достижения максимального эффекта, очевидным техническим решением является совмещение описанных технологий интенсификации добычи нефти. В отношении Карсовайского нефтяного месторождения бурение ГС и проведение в них ПБОПЗ позволит решить следующие задачи: 1. Повысить рентабельность капитальных вложений. 2. Увеличить период «не заводненной» эксплуатации за счет снижения депрессии на пласт. 3. Вовлечь в разработку целики нефти, увеличивая тем самым КИН. 4. Повысить удельную эффективность в сравнении с вертикальными скважинами за счёт увеличения площади фильтрации; 5. Повысить нефтеизвлечение из недр за счёт увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти из залежи, а также за счёт повышения эффективности процессов воздействия на пласт; 6. Снизить объёмы бурения скважин при вводе в разработку Карсовайского месторожденияю Анализ научных публикаций, отобранных по теме дипломного проекта Горизонтальные стволы При подготовке данного проекта мною рассмотрены следующие научные публикации и запатентованные научные разработки, касающиеся темы дипломного проекта: – В.А. Савельев, Н.А. Струкова, А.Р. Берлин. Отчет «Эффективность горизонтального бурения на месторождениях УР», 2003[16]. Институтом «УдмуртНИПИнефть» в 2000 году выполнено «Технико-экономическое обоснование разработки низко продуктивных залежей ОАО «Удмуртнефть», не вовлеченных в разработку. Порядка 70 млн.т извлекаемых запасов эксплуатируются единичными скважинами возвратного фонда из-за низкой их продуктивности и отсутствия эффективных технологий их разработки. К таким объектам относятся залежи каширо-подольских отложений, турнейских отложений с небольшой толщиной и высокой вязкостью нефти, нефтяные оторочки верейских залежей (Чутырско-Киенгопское, Красногорское, Есенейское, Лудошурское и др. месторождения, в целом запасы по Ломовскому месторождению, Ново-Глазовскому поднятию Лозолюкско-Зуринского месторождения). В рамках этой работы выполнены научные исследования по возможности вовлечения этих объектов в разработку с применением горизонтального бурения на льготных условиях налогообложения. Рассмотрен 21 объект, из которых на 8 объектах (верейская оторочка на Чутырско-Киенгопском, турнейский Ельниковского, верейско-подоло-каширский Кырыкмасского, верейский и яснополянский Ломовского, верейский Есенейского, верейский Ижевского, верейский Южно-Киенгопского месторождений) научно обоснована разработка с применением ГС и ГС. По двум объектам (верейские на Ижевском и Южно-Киенгопском месторождениях) проектные решения с применением горизонтальной технологии бурения уже утверждены. По остальным объектам рассмотрены варианты разработки с применением горизонтальных скважин, которые оказались экономически и технологически привлекательными при их реализации в льготных условиях налогообложения. – Учеными и специалистами ОАО «Удмуртнефть» был предложен, разработан, запатентован и внедрен метод бурения ГС (патент РФ №2097536 от 27.11.1997, авторы В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, Р.Т. Шайхутдинов, М.И. Дацик). В предложном авторами способе бурения решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счёт более полного охвата пластов вытеснением за счёт бурения ГС из обводненных скважин. Большеобъемные ОПЗ ОАО «Урал-Дизайн-ПНП» разработало технологический регламент проведения БОПЗ составами КСПЭО (КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н)). С повышением скорости движения и давления закачки кислотного раствора происходит расширение существующих каналов и образование новых, в призабойной и удаленной зонах пласта. Это, в свою очередь, приводит к увеличению эффективности радиуса скважины и повышению дебита. Повышение скорости движения и давления закачки кислотного раствора КСПЭО достигается двумя способами: Увеличением производительности закачки (массового расхода закачки агента) за счет применения при ОПЗ, 4-х насосных агрегатов типа АН-700 (СИН-31). Промежуточной закачкой специально подготовленной жидкости повышенной вязкости - гель или товарная нефть (со свойствами сходными по составу пластовым флюидам разрабатываемого участка месторождения). Данные жидкости так же являются потокоотклонителями для кислотных составов. Данная технология позволяет: существенно снизить влияние отрицательных факторов, имеющих место на ПЗП, пластовый флюид и т.д., имеющих место при проведении простых СКО, - за счет применения модифицированных кислотных составов; повысить скорость закачки кислотных составов КСПЭО, за счет увеличения производительности насосных агрегатов, соответственно - увеличить глубину проникновения активной кислоты; распределить кислотный состав по всей мощности пласта при наличии дифференцированности по проницаемости. В «ТатНИПИнефти» разработан способ поинтервальной кислотной обработки горизонтального ствола (патент РФ №2082880). Суть способа заключается в том, что горизонтальный участок ствола заполняется высоковязким составом, нейтральным к соляной кислоте, а по плотности равным плотности соляной кислоты. Этот вязкоупругий состав выполняет функцию жидкого пакера. Обработка горизонтального ствола осуществляется поинтервально. Длина обрабатываемого участка составляет 20-25 м. Обработка может производиться избирательно в любом интервале ствола. При обработке всей длины горизонтального ствола операция начинается с наиболее удаленного участка и поочередно перемещается к началу горизонтального участка. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||