Курсовая. Курсовая 46 (1). Методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения производительности скважин нефтяного месторождения
 Скачать 2.54 Mb.
|
2.5 Анализ и обоснование методов повышения нефтеотдачи, и эффективности их применения.Эффективность МУН определяется основным критерием - приростом конечного КНО за счет реализации метода по сравнению с базовой (проектной) системой разработки объекта. Предварительная оценка проводится по динамике текущей добычи нефти, воды.Оценка успешности промыслового эксперимента новых МУН может проводится следующими способами:1) сравнение базовой нефтеотдачи пласта (без применения МУН) с фактической (после проведенного МУН);2) сравнение нефтеотдачи пласта опытных и контрольных участков;3) определение остаточного нефтенасыщенияПроведен анализ результатов применяемых МУН и МИДН на Орьебашском месторождении за период с 2005 по 2016 гг. Расчет дополнительной добычи нефти проводился по динамике показателей разработки, выбранный базовый период – период стабильной эксплуатации скважины до начала воздействия продолжительностью до одного года (таблица 10). Таблица 10 Результаты применения МУН и МИДН на Орьебашском месторождении за период с 2005 по 2016 гг.
На Орьебашском месторождении за период с 2005 по 2016 г. проводились физические, химические, волновые методы нефтеотдачи с целью выравнивания фронта нефтевытеснения, интенсификации притока нефти в скважинах, селективной изоляции обводненных участков пласта и увеличения приемистости в нагнетательных скважинах. На нагнетательных скважинах терригенных и карбонатных коллекторов Орьебашского месторождения проводились потокоотклоняющие технологии с целью выравнивания профиля приемистости. На карбонатных коллекторах башкирского и верейского горизонтов проводилась закачка осадкогелеобразующей технологии КОГОР (на основе жидкого стекла и глинистого раствора) в 2006 г. и в 2007 г. Технология основана на образовании в водопроводящих каналах пласта гелеобразного осадка, в результате чего снижается проницаемость водопромытых зон пласта и в работу вовлекаются слабопроницаемые участки. [18] Всего было проведено 7 скважино-обработок, получено 1,27 тыс.т дополнительной нефти. Удельная эффективность по технологии составила 182 т на скважино-обработку (рисунок 5). На терригенных коллекторах нижнего карбона проводилось внедрение осадкогелеобразующей технологии ПЖСГС, закачка неопластика, раствора алюмосиликатов. Сущность технологии ПЖСГС заключается в образовании неорганических осадков в водопромытых каналах пласта при взаимодействии щелочных растворов с ионами металлов минерализованной воды. [17] Осадки стабилизируются глинистым раствором и полимером. За период с 2011 по 2012 гг. проведено 2 скважино-обработки, получено 1,01 тыс. т дополнительной нефти.  Рис. 5 Результаты применения потокоотклоняющих технологий на Орьебашском месторождении Сущность технологии с применением реагента «Неопластик» заключается в последовательном закачивании в обводненный нефтяной пласт через нагнетательную скважину водной суспензии - вещества из микроскопически малых коллоидных частиц, имеющих размеры намного меньше размера пор и слипаемых в вязкие структуры в пластовых условиях. Технология позволяет эффективно регулировать проницаемость неоднородного нефтяного пласта за счет одновременного снижения проницаемости высокопроницаемых зон водонасыщенного коллектора и увеличения вытесняющих свойств закачиваемой композиции. За период с 2011 по 2013 гг. проведено 4 скважино-обработки, получено 1,33 тыс.т дополнительной нефти. Гелеобразующая технология на основе алюмосиликатов (цеолит) и раствора соляной кислоты применяется с целью перераспределения и выравнивания фронта вытеснения за счет создания в пласте гелевых блоков на путях фильтрации воды. Гелеобразование происходит в пласте по истечении некоторого времени в результате контакта закачиваемых компонентов – алюмосиликатов и водного раствора соляной кислоты. [11] За период с 2013 по 2014 гг. было обработаны три нагнетательные скважины – получено 1,71 тыс.т дополнительной нефти. Наибольшая удельная эффективность получена в результате применения в терригенных коллекторах осадкогелеобразующей технологии ПЖСГС (622 т на одну скважино-обработку) и растворов алюмосиликатов (658 т на одну скважино-обработку). В карбонатных коллекторах удельная эффективность в результате применения технологии КОГОР ниже и составляет 182 т на одну скважино-обработку. К волновым технологиям, применяемым на Орьебашском месторождении относятся: виброволновое воздействие (ВВВ), вибродепрессионно-химическое воздействие (ВДХВ), дилатационно-волновое воздействие (ДВВ). Волновые методы внедрялись в период с 2006 по 2014 гг. на добывающих и нагнетательных скважинах карбонатных и терригенных коллекторов. Проведено 39 скважино-обработок, получено 10,17 тыс.т дополнительной нефти. Средняя удельная эффективность по волновым методам составляет 261 т нефти на одну скважино-обработку. Максимальная удельная эффективность (406 т нефти на одну скважино-обработку) получена в результате дилатационно-волнового воздействия на добывающих скважинах. Сущность метода ДВВ заключается в создании зоны дилатации (разуплотнения) пород вокруг скважины в интервале перфорации за счет веса колонны НКТ при ее опоре на породы в зумпфе через специальный хвостовик. В породах пласта возбуждаются упругие колебания, создаваемые в хвостовике и через него передаваемые на породы столбом откачиваемой жидкости при работе штангового насоса. [9] К физическим методам, применяемым на Орьебашском месторождении, относятся депрессионная перфорация (ДП), гидромеханическая щелевая перфорация (ГМЩП), локальное воздействие ЗГРП, термоимплозионного воздействие, электропрогрев призабойной зоны. Всего за период с 2005 по 2015 гг. проведено 39 скважиных-обработок, получено 29,21 тыс.т дополнительной нефти. Высокая удельная эффективность (1779 т нефти на скважиную-обработку) получена за счет применения термоимплозионного воздействия, проводимого в 2005 г. на трех скважинах ТТНК. С целью селективной изоляции обводненных интервалов ПЗП в добывающих скважинах ТТНК успешно применялись водоизолирующие технологии химического воздействия – закачка гидрофобизирующей композиции на основе серы молотой непылящей (4 скважино-обработки, удельная эффективность – 593 т дополнительной нефти на скважино-обработку), раствора алюмосиликатов (4 скважино-обработки, удельная эффективность – 1270 т на скважино-обработку), полимера (1 скважино-обработка, удельная эффективность – 682 т на скважино-обработку), полисила (1 скважино-обработка, удельная эффективность – 1107 т на скважиную-обработку). Всего проведено 10 скважиных-обработок , получено 9,24 тыс.т дополнительной нефти. Все проведенные работы показали высокую эффективность. Максимальная удельная эффективность получена в результате применения раствора алюмосиликатов. В качестве примера на рисунке 6 приведена динамика показателей разработки по добывающей скв. 254 до и после закачки раствора алюмосиликатов в сентябре 2014г.  Рис. 6 Динамика показателей разработки по скв. 254 до и после закачки раствора алюмохлорида В результате применения технологии дебит нефти увеличился в среднем от 5,0 до 15 т/сут, обводненность снизилась на 23 % – с 95 до 72 %. Продолжительность эффекта составила 10 месяцев. За этот период дополнительно добыто 2408 т нефти. Полученные положительные результаты предопределяют необходимость проведения водоизоляционных работ в обводненных добывающих скважинах. С целью интенсификации добычи нефти на добывающих скважинах карбонатной толщи среднего карбона проводилась закачка кислоты замедленного действия (на основе СНПХ-9010- кислота замедленного действия для очистки призабойной зоны и др.). Всего проведено 12 скважино-обработок, получено 5,46 тыс.т дополнительной нефти. В 2016 г. на скв. 224 ТНП (Свер, Сбаш) проведена большеобъемная кислотная обработка. Первоначально обрабатывался интервал 1017,4-1024,6м (15 %-ым раствором соляной кислоты в объеме 14 м3 в течение 5 ч. Начальное давление закачки составило 10 МПа, конечное – 6 МПа. Интервалы 1008-1009м (Св4) и 1000-1005,2м (Св3) обрабатывались 15 % раствором соляной кислоты в объеме 13,6 м3. Начальное давление закачки составило 11 МПа, конечное – 7 МПа. В результате проведенных работ дебит нефти увеличился с 1,3 до 3,6 т/сут в среднем, дополнительная добыча нефти составила 684 т на 01.2016 г. Эффект продолжается (рисунок 7).  Рис. 7 Динамика показателей разработки по скв. 224 ТНП до и после большеобъемной соляно-кислотной обработки С целью интенсификации добычи нефти на добывающих скважинах и увеличения приемистости на нагнетательных скважинах проводились кислотные обработки. Всего на объектах карбонатной толщи среднего карбона и терригенной толщи нижнего карбона проведено 44 скважино-обработки, получено 9,73 тыс.т дополнительной нефти. Всего по Орьебашскому месторождению за период с 2005 по 2016 гг. проведено 161 скважино-обработка по применению технологий МУН и МИДН, получено 69,84 тыс.т дополнительной нефти (рисунок 8). Основная часть проведенных мероприятий (57 скважино-обработок) приходится на кислотные обработки призабойной зоны скважин. Наибольшая удельная эффективность (924 т дополнительной нефти на одну скважино-обработку) получена в результате применения водоизолирующих технологий.  Рис. 8 Результаты применения МУН и МИДН на Орьебашском нефтяном месторождении 2.6 Расчет технологических параметров реализации метода увеличения нефтеотдачи и оценка ожидаемого технологического эффекта Выработаем расчет закачки раствора полиакриламида с глинистой суспензией в нагнетательную скважину № 263ТНП находящуюся на Орьебашевском месторождении по методике, разработанной научно-производственным объединением «Союзнефтепромхим». Удельный расход ПДС на 1 м эффективной толщины пласта и содержание глинистой суспензии определяются в зависимости от приемистости скважины. При приемистости скважины менее 800 м3/сут (300 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа) удельный расход ПДС Рпдс составляет 200 м3/м, содержание глины в 1 м3 суспензии Сгл - 60 кг/м3. Концентрация ПАА определяется по плотности закачиваемой в пласт воды. При плотности воды 1050 - 1100 кг/м3 (1080 кг/м3) концентрация ПАА (СПАА) должна составлять 0,08 %. Суммарный объем закачиваемых растворов равен VПДС= PПДС hэф=200*16,4=3280 м3. (4) где hэф – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта; РПДС – удельный расход ПДС на 1 м эффективной толщины. Половину этого объема составляет раствор ПАА, другую половину - глинистая суспензия: Vр-ра.ПАА=VГл.сус=1/2VПДС=1/2*3280=1640 м3. (5) «Сухая» масса реагентов: MПАА=Vр-рПАА* р-рПАА* CПАА /100=1640*1080*0,08/100=1368 кг. (6) МГЛ= VГЛ.сус* СГЛ=1640*60=98400 кг. (7) Количество глинистого раствора завозимого на скважину: VГЛ.р-ра=МГЛ /СГЛ=98400/240=410 м3. (8) где СГЛ – содержание глины в глинистом растворе, завозимом на скважину. Компоненты ПДС закачиваются в пласт оторочками по 200 - 300 м3. Исходя из объема закачиваемых растворов (3280 м3) определяем количество оторочек равно 12. Соответственно объем одной оторочки – 273 м3. Скорость дозирования концентрированных растворов ПАА и глины в нагнетаемую воду определяется исходя из приемистости скважины и параметров исходных растворов. Скорость дозирования раствора ПАА будет равна: QПАА=Qскв* С/С0-С=432/(24*60*60)*0,08/0,3-0,,08=0,0018 м3/с. (9) где Qскв – приемистость скважины, м3/с; СО, С – соответственно исходная и конечная концентрации раствора ПАА. Скорость дозирования глинистой суспензии: QГЛ.сус=Qскв*СГЛ/С0ГЛ-СГЛ=432/(24*60*60)*60/240-60=0,00125 м3/с. (10) где СГЛ0, СГЛ – соответственно исходное и конечное содержание глины в суспензии. Таблица 11 Результаты расчетов
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||