Обработка ПЗП на Манчарском месторождении. Курсовая v 2.0. Изм. Лист докум. Подпись Дата
 Скачать 0.93 Mb.
|
|
+2 7. Средний дебит нефти одной сква- жины, тонн/сут. 2,8 2,6 -0,2 8. Средний дебит жидкости одной скважины, тонн/сут. 62,7 36,4 -16,3 На первое января 2013 года на Манчаровском месторождение количество пробуренных скважин равно 1190. Характеристика пробуренного фонда скважин по Манчаровскому месторождению дана в таблице 1.2 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 16 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Таблица 1.3 - Характеристика пробуренного фонда скважин по Манчаровскому месторождению. Показатели Количество скважин 1. Фонд добывающих скважин Всего пребывавших в эксплуатации, скважин Всего действующих скважин, скважин Скважины фонтанирующие, скважин Скважины эксплуатируемые УЭЦН, скважин Скважины эксплуатируемые ШГНУ, скважин Скважины эксплуатируемые УЭДН, скважин Скважины находящиеся в освоении , скважин Скважины находящиеся в ликвидации, скважин Скважины находящиеся в бездействии, скважин Скважины находящиеся в консервации, скважин 574 566 - 240 306 20 - 131 8 181 2. Фонд нагнетательных скважин Всего пребывавших в эксплуатации, скважин Всего действующих скважин, скважин Скважины находящиеся в освоении , скважин Скважины находящиеся в ликвидации, скважин Скважины находящиеся в бездействии, скважин Скважины находящиеся в консервации, скважин 184 98 - 19 86 12 3. Специальные скважины Всего, скважин Контрольные и пьезометрические скважины, скв. Поглощающие скважины, скважин Водозаборные скважины, скважин Гидрогеологические скважины, скважин 89 70 9 10 - 4. Всего пробурено скважин 1190 Основные исходные характеристики разработки терригенной толщи нижнего карбона Манчаровского месторождения показаны в виде таблицы 1.3 и результаты исследований скважин и пластов приведены в приложении Б. В 2013 на месторождение добыто 572,054 тыс. тонн нефти, годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,8 %, от текущих 9,1 %. Сначала разработки добыто 64886,657 тыс. тонн, или 90,2 % от извлекаемых запасов. Отбор жидкости за отчетный период составил 11565,193 тыс. тонн и уменьшился по сравнению с 2012 годом на 669,397 тыс. тонн. Весовая обводненность продукции за год составила 92,8 % и уменьшилась за год на 2,2 %. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 17 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Таблица 1.4 - Исходные характеристики разработки терригенной толщи нижнего карбона Манчаровского месторождения Характеристика Терригенная толща нижнего карбона Верхняя пачка Нижняя пачка 1. Режим разработки Водонапорный Водонапорный 2. Система размещения скважин неравномерная тре- угольная неравномерная тре- угольная 3. Расстояние между скважинами, метр 400500 400500 Продолжение таблицы 1.4 4. Плотность сетки, 10 4 м 2 /скв 20-13,8 15,7-13,5 5. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2,6/2,4 3,0/4,5 6. Режим работы добывающей скважины, т/сут 135-260 60-65 7. Режим работы нагнетающей скважины, м 3 /сут 240-260 180-220 8. Коэффициент использования: добывающей скважины нагнетающей скважины 0,95 0,90 0,95 0,90 9. Коэффициент эксплуатации: добывающей скважины нагнетающей скважины 0,96 0,90 0,96 0,90 10. Предельная обводненность, % 98-99 98-99 11. Забойное давление добываю- щей скважины, МПа 5,5-6 5,5-6 12. Устьевое давление нагнетатель- ной скважины, МПа 10-13 10-13 13. Коэффициент компенсации за- качкой отбора, % 106-110 105-110 За отчетный период в пласты закачено 9183,880 тыс. м 3 воды или 78,9 % от отбора жидкости. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки составила по месторождению в целом 86,7 % и 157,3 % по турнейскому ярусу. В течении отчетного года введены под закачку 3 скважины, с суточной закачкой 340 м 3 /с. Манчаровское нефтяное месторождение НГДУ “Чекмагушнефть” разрабатывается с 1957 года. Промышленная нефтеносность установлена в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона и девона, а также в Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 18 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ карбонатных коллекторах турнейского яруса и каширского горизонта. Самые высокие начальные балансовые запасы нефти сосредоточены в нижней пачке терригенной толщи нижнего карбона - 88,897 миллионов тонн. Отборы нефти и жидкости в 2013 году составили соответственно 572,054 тыс. тонн и 11565,193 тыс. тонн. Действующий фонд скважин составляет 664, из них 566 добывающих и 98 нагнетательных. Сначала разработки добыто 64886,657 тыс. тонн, или 90,2% от извлекаемых запасов. Отбор жидкости за отчетный период составил 11565,193 тыс. тонн и уменьшился по сравнению с 2012 годом на 669,397 тыс. тонн . Весовая обводненность продукции за год составила 92,8 % и уменьшилась за год на 2,2 %. За отчетный период в пласты закачено 9183,880 тыс. м 3 воды или 78,9 % от отбора жидкости. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки составила по месторождению в целом 86,7 % и 157,3 % по турнейскому ярусу. Несмотря на значительные запасы нефти, Манчаровское месторождение вступило в позднюю завершающую стадию разработки, обводненность превышает 90 %, большинство остаточных запасов являются трудноизвлекаемыми. Анализ результатов разработки Манчаровского месторождения показывает, что при обычном заводнении конечный коэффициент извлечения нефти не превысит 44 %. В указанных условиях для данного месторождения актуальной проблемой является повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды, снижение обводненности добываемой продукции. 1.6 Конструкция скважин Выбранная конструкция скважин и их забоев должна обеспечивать: - доведение скважины до проектной глубины; - осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов; Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 19 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ - предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологии в процессе ее эксплуатации; - минимум затрат на строительство скважин; - выполнение всех требований охраны недр и окружающей среды как при строительстве, так и при эксплуатации. С учетом вышеуказанных требований, глубин залегания водоносных горизонтов, минеральных вод ниже 260 метров в соответствии с решением совместного геолого-технического совета ПГО “Башкиргеология” и АНК “Башнефть” по вопросу определения глубины спуска кондукторв при бурении скважин от 31.07.89 года и протокола геолого-технического совета АНК “Башнефть” по вопросу просмотра проектов натстроительство скважин от 11.03.90 года, согласованного с ПГО “Башкиргеология”, применяется следующая конструкция скважин. - направление 324 мм спускается на глубину 50 м с целью перекрытия верхних неустойчивых пород и зон поглощений четвертичных и третичных отложений, разобщения верхних подземных пресных вод. Башмак кондуктора устанавливается в плотных глинах третичных отложений; - кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 310 метров с целью перекрытия зон водопроявления, поглощения промывочной жидкости в третичных отложениях и уфимском ярусе. Башмак кондуктора устанавливается в плотных ангидритах кунгурского яруса. Эксплуатационную колонну 146 мм с учетом максимальной производительности скважина весь период разработки и применяемого насосного оборудования спускать до забоя на глубину 1450 метров на турнейский горизонт и 1950 метров на девон. Подъем цементного раствора за всеми колоннами, кроме эксплуатационной, до устья. Высота цемента за эксплуатационной колонной на 100 метров выше башмака кондуктора. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 20 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ 2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Методы воздействия на призабойную зону пласта С целью повышения нефтеотдачи на сегодняшний день существуют раз- личные методы воздействия на пласт. Среди них: • тепловой; • газовый; • химический; • гидродинамический; • физический. Методы искусственного воздействия на пласт применяются следующим этапом после использования его естественной энергии при добыче нефти. Каж- дая из этих методик оказывает воздействие на одну или две причины, которые влияют на состояние остаточного запаса сырья. Тепловые методы воздействия на пласт Тепловые методы воздействия на пласт заключаются в искусственном по- вышении температуры в стволе буровой и в призабойной зоне. Этим способом пользуются, добывая высоковязкую парафинистую или смолистую нефть. Суть процесса в том, что при нагревании разжижается энергоресурс, который оседает на стенках буровых и в призабойной зоне. Этот метод имеет некую классификацию: • паротепловой; • внутрипластвое горение; • пароциклическая обработка скважины. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 21 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Рисунок 2.1 Паротепловой метод Паротепловые методики чаще всего применяются для вытеснения высоко- вязкого сырья. Это один из самых распространенных способов в представленной категории. Пласты, имеющие низкую температуру и содержащие нефть высокой вязкости, с помощью паронагревательных скважин заполняются паром. Благодаря хорошей теплоемкости пар распространяет внутри большое ко- личество тепла, которое содействует нагреванию пласта, за счет чего снижается относительная проницаемость и вязкость. При этом процессе происходит ди- стилляция топливного сырья, понижение вязкости и расширение всех компонен- тов данного пласта: нефти, газа и воды. Тепловые методы повышения нефтеотдачи, которые основываются на спо- собности энергоресурса, вступая с кислородом в окислительную реакцию, выде- лять большое количество тепловой энергии, называются внутрипластовым горе- нием. Основным положительным моментом этого способа является возможность образования теплоты непосредственно в самом пласте, а не на поверхности. Из- начально тепло, которое нужно для горения, получают, используя забойный электронагреватель, газовую горелку или окислительные реакции. Газовые методы воздействия на пласт Методы повышения нефтеотдачи, основанные на закачивании воздуха в пласт, относятся к газовым. Преимуществом такого способа является экономич Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 22 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ ность метода, для которого используется воздух и природная повышенная тем- пература самого пласта. Рисунок 2.2 Внутрипластовое давление Еще одна газовая методика – это влияние на пласт с помощью двуокиси водорода, которая растворяется в воде намного лучше, чем углеводородные газы. Этот процесс увеличивается при высоком давлении, а при повышении темпера- туры он уменьшается. В топливном ресурсе двуокись водорода растворяется намного лучше, чем в водном растворе. Поэтому возможен ее переход из воды в нефть. В итоге этого перемещения вытеснение почти становится смешивающимся за счет снижения межфазного натяжения между ними. При расщеплении в энергоресурсе углекислого газа объем нефти возрас- тает. Эта технология особенно эффективна, если речь идет о пластах, которые содержат маловязкое сырье. Существует метод воздействия на пласт при помощи азота, дымовых газов и др. В его основе лежит горение твердого пороха в жидкости без применения герметичной камеры либо защитной оболочки. Этот способ сочетает в себе ис- пользование теплого влияния с механическим или химическим. Гидродинамические методы воздействия на пласт Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов делятся на: • использование интегрированных технологий; Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 23 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ • барьерное заводнение на газонефтяных месторождениях; • нестационарное заводнение; • добычу сырья с помощью форсированного отбора жидкости. Рисунок 2.3 Вибрационное воздействие на пласт Эта серия методов позволяет увеличить объемы нефтедобычи, а количе- ство воды, которое прокачивается при этом через пласт, сократить. Физические методы воздействия на призабойную зону пласта отличаются от остальных тем, что в процессе их применения используется естественная энергия слоя. Данный способ увеличивает только временную добычу нефти, а не оказывает влияние на объем конечной нефтеотдачи пласта. Химические методы воздействия на пласт Химические методы воздействия на призабойную зону пласта используют для того, чтобы дополнительно извлечь нефть из совсем истощенных, заводнен- ных участков. Способ применяется по отношению к залежам нефти с низкой вяз- костью и невысоким содержанием соли в воде. Один из таких способов представляет собой вытеснение энергоресурса растворами поверхностно-активных веществ. Эта методика рассчитана на увели- чение подвижности сырья и улучшение его вытеснения водным раствором. Химические методы повышения нефтеотдачи пластов включают в себя вы- теснение сырья с помощью растворов полимеров. При этом способе в воде Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 24 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ растворяют поли акриламид, который значительно увеличивает вязкость, сни- жает подвижность воды и, как следствие, повышает охват пластов. Основным преимуществом данного раствора является способность сгущать воду. В итоге уменьшается соотношение вязкости энергоресурса и воды в пласте и сокращаются условия прорыва воды. Рисунок 2.4 Пароциклическая обработка скважины Нефть вытесняют также щелочными растворами. В такой ситуации щелочь взаимодействует с сырьем и породой пласта. Происходит образование поверх- ностно-активных веществ и увеличение смачивания породы водой. К химическим относится метод вытеснения нефти с использованием хими- ческих реагентов. В основном для этого способа применяются мицеллярные рас- творы. При низком межфазном натяжении между применяемым раствором и со- держимым пласта первый вытесняет сырье и воду. Методы повышения нефтеотдачи пластов относят к себе также микробио- логическое воздействие. Этот способ основан на использовании биологических процессов, в которых принимают участие микроорганизмы. Микробы, попадаю- щие в пласт неприродным путем, выделяют всевозможные продукты жизнедея- тельности: спирты, растворители, биополимеры, газы и т.д. Все искусственные методы воздействия на нефтяные пласты обеспечивают максимальные объемы получения данного сырья. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 25 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ 2.2 Область применения химических методов увеличения дебитов скважин. Виды кислотных обработок Призабойной зоной пласта (ПЗП) называется область пласта вокруг ствола скважины, Эта область подвержена наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процесс ее разработки. Через ПЗП проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давление и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗП существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы условно можно разделить на химические, механические, тепловые, физические и комплексные. В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих призабойной зоны пласта и поровое пространство, а также для увеличения диаметров поровых каналов. Они дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. На промыслах применяют следующие виды кислотных обработок: -кислотные ванны, -простые кислотные обработки, -кислотные обработки под давлением, -термокислотные и термогазохимические обработки, -пенокислотные и термопенокислотные обработки, Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 26 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ -гидроимпульсные кислотные обработки, -кислотоструйные обработки, -обработки глинокислотой, -углекислотные обработки, обработки сульфаминовой кислотой. При всех видах кислотных обработок скважин соляная кислота является основным химическим материалом, от качества которого во многом зависит успех проводимых работ. 2.3 Выбор вида обработки в зависимости от геолого-физических параметров пласта Основными загрязнителями призабойной зоны терригенного коллектора являются силикатные минералы (кварц, полевые шпаты, глины и т.д.), которые были вынесены в результате фильтрации пластового флюида. Для удаления таких загрязнений и увеличения проницаемости призабойной зоны пласта на практике наиболее широко применяют обработки грязевой кислотой, которая представляет собой смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот различной концентрации. Обычно эти концентрации не превышают 12% массы для HCl и 3% массы для HF. Плавиковая кислота способна растворять силикатные породообразующие минералы. Однако ее особенностью является способность образовывать многочисленные продукты реакции, которые по мере нейтрализации кислоты (повышения pH) могут выпадать в качестве нерастворимых или малорастворимых осадков, кольматируя поры пласта. Применение соляной кислоты в смеси с фтористоводородной кислотой помогает поддерживать pH в нужном интервале. Реакция фтористоводородной кислоты с кварцем описывается уравнением (1.1). SiO2 + 4HF = SiF4 + H2O (1.1) Образовавшийся тетрафторид кремния SiF4 может также реагировать с HF, бесполезно расходуя кислоту, с образованием гексафторкремниевой |