НИР-Соколов С.А. озбу-2н92. Отчет по научноисследовательской работе (проектная деятельность) направление 21. 03. 01 Нефтегазовое дело
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
۰с, среднее 148,14 мПа۰с. Объемное содержание компонентов в смеси газов: углекислый газ -2,73%, азот -55,45%, метан – 10,29%, этан – 5,94%, пропана – 9,21%. Относительная плотность газа по воздуху 1,195. Выделившийся газ характеризуется высоким содержанием азота 55,45 % объемных. Нефть башкирского яруса высокосернистая, смолистая, с высоким содержанием АСПО. Пластовая вода – хлоркальциевого типа. По плотности вода сопоставима с верейским пластом 1,170 г/см3, общая минерализация 240,1 г/л. Вода насыщена бромом и йодом. Таблица 2 - Свойства и состав нефти, газа и пластовой воды
1.3 Запасы нефти и КИН (утвержденное конечное и текущее значение) В 2022 году на Гремихинском месторождении выполнен пересчёт запасов нефти, утвержденный ГКЗ Роснедра 26 декабря 2022 года (протокол № 3000-дсп). Изменение запасов нефти произошло за счёт изменения площадей нефтеносности (в отложениях нижнего карбона), изменения подсчётных параметров и коэффициентов нефтеизвлечения, а также передачи части запасов в нераспределённый фонд недр. Ниже приводится изменение запасов нефти по объектам учёта в соответствии с лицензиями: начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению составляют – по категории А+В+С1 90482 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 550 тыс. т; – по категории C2 149 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 44тыс. т. Начальные извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению составляют – по категории А+В+С1 32304 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 221 тыс. т; – по категории C2 58 тыс. т., в том числе в нераспределенном фонде 15 тыс. т. По состоянию на 01.01.2022 г. текущие запасы нефти категории А+В+С1 в целом по месторождению составляют 68053 тыс. т геологических и 9875 тыс. т извлекаемых. Изменение запасов нефти произошло за счет добычи нефти в количестве 22429 тыс. т. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым. Подсчетные параметры и запасы нефти приведены в таблице 5. Сведения о состоянии запасов нефти, утвержденных ГКЗ и числящихся на Госбалансе на 01.01.2022 г., приведены в таблице 3. Таблица 3 - Состояние запасов нефти на 01.01.2022 г.
Запасы растворенного газа на балансе не числятся ввиду низкого газосодержания и высокого содержания в нем азота (35-80 %). Эксперименты по определению коэффициентов вытеснения нефти водой проводили в лабораторных условиях на составных линейных моделях пластов с использованием общепринятых методик. Всего на моделях пластов среднего карбона было проведено 14 экспериментов по Гремихинскому месторождению (12 – по башкирским отложениям, 2 – по верейским). Результаты расчетов коэффициентов вытеснения по указанным зависимостям для Гремихинского месторождения и ряда близлежащих к нему вполне сопоставимы с полученными экспериментальными значениями и имеют хорошую сходимость результатов. Таблица 4 - Сравнение экспериментальных и расчетных значений коэффициента вытеснения
Для залежей нефти Гремихинского месторождения в карбонатных отложениях верейского горизонта коэффициент вытеснения рассчитывается по зависимости:  (1)где Кпр – проницаемость, мкм2; 0 – отношение динамической вязкости нефти к динамической вязкости воды  .1.4 Осложняющие факторы геологического строения разреза на башкирском ярусе Гремихинском месторождении Месторождение относится к сложнопостроенному, оно приурочено к брахиантиклинальной складке с широкой и пологой северо-западной и несколько суженной юго-восточной переклиналями. Одной из характерных особенностей является исключительно сильно развитое многослойное чередование проницаемых коллекторских карбонатных пород с плотными неколлекторскими слоями. Характерна зональная прерывистость плотных слоев, что определяет, с одной стороны, гидродинамическое единство системы коллекторов, а с другой - сложный характер их сообщности. Залежи нефти Гремихинекого месторождения относятся к категории сложных низкопродуктивных залежей, с ухудшенной геолого-физической характеристикой и невысокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Залежи характеризуются высоковязкими нефтями (90-180мПа*с), наличием обширного бассейна подошвенных вод, значительной зональной и послойной неоднородностью, дебиты скважин резко отличаются по площади. Выводы по разделу Гремихинское месторождение относится к месторождению с трудноизвлекаемыми запасами. К осложняющим особенностям разработки относится сильнорасчлененная толща трещиновато поровых карбонатных нефтенасыщенных коллекторов, чередующихся с плотными пластами, непроницаемый прослой между пластами резко меняет свою толщину от 1 до 4м, наличие разновязкостных нефтей в пластовых условиях (от 90 до 150 мПа*с), повышенное содержание в нефти таких компонентов, как парафин (до 3%), смола (до 15%), сера (до 3%). С учетом того, что эта нефть залегает в сложнопостроенных коллекторах (многослойный разрез карбонатных пород с двойной пористостью и с широким диапазоном изменения коллекторских свойств, наличием бассеина подошвенных вод с зональным характером их контактирования с нефтенасыщенной частью и т.д.), промышленное освоение залежи нефти пласта А4 требует постоянного контроля за выработкой запасов нефти из пластов, оперативного совершенствования технологических процессов воздействия не пласты и условий их вскрытия в нагнетательных и добывающих скважинах. 2. Аналитический обзор 2.1 Тепловые методы увеличения нефтеотдачи Тепловые МУН - это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление). 2.2 Пароциклические обработки скважин Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам. Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами. Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл. Ввиду радиального притока жидкости в скважину, на единицу площади призабойной зоны приходится наибольшее количество поверхностно-активных компонентов. Снижение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлена выпадением содержащихся в нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ, а также отложением их на поверхности породы и стенках скважины. Поверхности частиц песка или других пород скелета пласта могут служить такими же центрами кристаллизации, как и шероховатые поверхности стенок насосно-компрессорных труб. Опыты Ф.А. Требина показали, что явление затухания фильтрации с повышением температуры снижается, и при 60-65°С для большинства нефтей оно почти исчезает. Повышение температуры препятствует также выделению из нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ. Указанные факты показывают, что для повышения производительности скважин тепловое воздействие на призабойную зону является одним из важных методов. Тепловое воздействие на призабойную зону может быть осуществлено путем электропрогрева или закачкой пара. На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта, за счет противоточной капиллярной пропитки, происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои. Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (этапов). Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте. Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка - в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой. Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону. Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) - величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта. На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко - более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется. 2.3 Прогрев призабойной зоны скважин Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м. При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С, вызывающее образование из нефти кокса. Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут (рис. 1). | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||