Каррар. Отчет по учебной практике, технологичекой альМансури каррар студент группы о21. 03. 01. 0122
 Скачать 1.79 Mb.
|
|
2.3 Методы интенсификации и добычи нефти на данном месторождении На Ромашкинском месторождении в достаточно большом объеме применяют прогрессивные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Они подразделяются на две группы: гидродинамические и третичные. В первую группу входят нестационарное заводнение, с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, форсированный отбор жидкости, ввод недренируемых запасов. Причем, превалирующее значение имеют гидродинамические методы. Нестационарное заводненне нашло широкое применение на месторождении. По состоянию на 1.01.1995 г. под циклическим воздействием находилось 80,3% скважин нагнетательного фонда. Объем закачки в эти скважины в 1994 г. составил 73,0% общей закачки по объекту. За счет циклической закачки воды с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте в 1994 г. дополнительно добыто 1,8 млн. т нефти, ограничена добыча попутной воды на 8,7 млн. т и одновременно на 47,0 млн.м3 ограничена непроизводительная и малоэффективная закачка воды. Эта технология внедрялась с целью регулировать закачку воды и отбор жидкости по отдельным блокам самостоятельной разработки. Всего за время применения нестационарного заводнения на месторождении дополнительно добыто 18,1 млн. т нефти. Одновременно снижен отбор попутной воды на 57 млн. т и ограничена непроизводительная и малоэффективная закачка воды на 213 млн. м3. На форсированном режиме в настоящее время работают 398 девонских и 26 бобриковских скважин, а всего на этом режиме перебывала 1591 скважина. По действующим скважинам отбор жидкости увеличен в 1,56 раз при практически неизменной или даже несколько (в 2 раза) уменьшенной обводненности нефти. За счет форсированного отбора ежегодно добывают около 430 тыс. т нефти, а всего с начала применения метода добыто 7,7 млн. т нефти. Причины сравнительно небольшого объема внедрения форсированного отбора жидкости связаны с отсутствием геологo-физических критериев подбора скважин и участков для эффективного форсирования, а также увеличением энергетических затрат на добычу высокообводненной продукции в условиях рыночной экономики при отсутствии налоговых льгот на истощение недр и одинаковом налогообложении высокопродуктивных малообводненных объектов и истощенных, высокообводненных пластов. Также этому способствует нерешенность целого ряда технических проблем, связанных с реализацией отборов больших объемов попутной воды и увеличением экологической нагрузки на регион. Ввод недренируемых запасов. Ввиду сложности геологического строения и применения на начальном этапе освоения месторождения неоптимальных систем разработки, объем недренируемых запасов здесь оказался весьма большим (37% НИЗ). Благодаря непрерывному совершенствованию применяемых систем разработки (бурению дополнительных скважин, оптимизации размеров эксплуатационных объектов и плотности сетки скважин, совершенствованию систем заводнения, оптимизации давления нагнетания и на забое добывающих скважин) на месторождении было введено в разработку более 650 млн.т недренируемых запасов, за счет чего уже добыто 294 млн.т нефти, в т. ч. 5 млн.т в 1994 г., что составляет 38,5% общей добычи по горизонту Д1. За счет широкого применения гидродинамических МУН, контроля и регулирования процессов разработки на месторождении ежегодно добывается около 40% всей нефти. Опыт разработки показывает, что возможности гидродинамических МУН далеко еще не исчерпаны. В последние годы применению их способствует развитие техники и технологии. Широкие возможности имеет применение гидравлического разрыва пласта (ГРП). За последние годы на Ромашкинском месторождении проведено 103 ГРП (увеличение дебита в 2,5 раза). На месторождении проведены работы по улучшению первичного вскрытия пластов в процессе бурения, которые показали возможность увеличения дебита скважин в 2-3 раза. Проводятся широкие работы по вторичному вскрытию пластов бесперфораторным способом или с применением сверлящих перфораторов ПС-112. Последний метод особенно эффективен для вскрытия частично промытых или пластов с подошвенной водой при небольшой нефтенасыщенной толщине (до 2-3 м). Если при вскрытии таких пластов куммулятивным способом обычно получают воду либо незначительный приток нефти с большим содержанием воды, то применение ПС-112 дает возможность получать притоки нефти от 3 до 10-20 т/сут с небольшой (единицы процента) долей воды. Широкое применение указанных методов позволяет существенно повысить эффективность применения гидродинамических МУН. Совершенно новые возможности открываются при внедрении систем разработки с применением горизонтального бурения. Всего в объединении "Татнефть" пробурено 63 горизонтальных скважины. В среднем их дебиты оказались в 5 раз выше обычных скважин. На месторождении достаточно широко применяют третичные МУН, которыми охвачено около 300 млн. т запасов, дополнительно добыта 12,4 млн. т нефти. Максимальная добыча в 1988-1989 гг. составила 1,0 млн. т, в 1994 г. добыто 0,64 млн. т. Работы проведены на 1867 участках с 4052 скважинами. Здесь применялось 25 МУН (78 технологий). Наибольший объем добычи нефти приходятся на закачку серной кислоты (АСК) и ПАВ (86%о). Меньше объемы добычи получены за счет закачки тринатрийфосфата (ТНФ), сернокислого глинозема (СКГ), водорастворимых полимеров, полимерно-дисперсных систем (ПДС), эфиров целлюлозы (ЭЦ). Опыт применения третичных МУН показал, что на поздней стадии разработки для вытеснения нефти из заводненных пластов целесообразно применять ПДС, ЭЦ, полимеры, силикатные гели и микробиологические методы. Причем здесь на одну тонну закачанного реагента получено 200-1200 т нефти. Новые МУН необходимо применять в комплексе с совершенствованием заводнения и оптимизацией сетки скважин. В области технологии разработки: - показаны основные недостатки методов заводнения для эксплуатации неоднородных расчлененных объектов, разбуренных единой сеткой скважин и на основе этого уточнены принципы рациональной разработки месторождений, обеспечивающие полноту охвата пластов заводнением, улучшение условий дренирования запасов, опережающую выработку базисных пластов; - обоснованы пути совершенствования систем разработки высокопродуктивных залежей маловязких нефтей, приуроченных к сложно построенным терригенным коллекторам достаточной проницаемости, обеспечивающие достижение высокой (до 50-60%) нефтеотдачи; - показаны особенности поздней стадии разработки месторождения и рекомендованы пути обеспечения наиболее полной отработки охваченных заводнением активных запасов нефти, научно обоснованы системы разработки, обеспечивающие ввод в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти; - решена проблема эффективной (с достижением нефтеотдачи до 40-45%) системы разработки залежей нефти повышенной вязкости (до 60 мПа*с) в терригенных коллекторах путем применения системы избирательного заводнения с закачкой воды в водоносные "окна" внутри пласта, применения физико-химических МУН, внедрения нестационарного заводнения (Н3), оптимизации давления нагнетания и плотности сетки скважин; - научно обоснована эффективная система разработки залежей высоковязкой нефти (более 60 мПа*с) в достаточно проницаемых терригенных коллекторах и обоснованы критерии применения методов заводнения для залежей высоковязких нефтей в карбонатных пластах; - доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность; технико-экономические показатели (ТЭП) разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы рациональности начального и конечного уплотнения сетки скважин, уточнены понятия резервного фондах обоснованы методы их определения, обоснован принцип и определены условия эффективности применения двустадийного разбуривания, создана методика рационального разбуривания залежей, приуроченных к сильно неоднородным пластам; - разработана методика разбуривания зонально неоднородных пластов, позволившая сократить количество бурящихся непродуктивных скважин с 8-30 до 1-3%; - предложены новые методы контроля и классификации методов регулирования процессов разработки, обоснованы и внедрены различные модификации Н3 с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, уточнено понятие форсированного отбора жидкости, доказана высокая эффективность ввода в разработку недренируемых запасов, показаны пути существенного снижения добычи попутной воды и закачки воды на поздней стадии, обоснована большая роль водоизоляционных работ для регулирования выработки пластов неоднородного объекта; - уточнена классификация современных методов воздействия на пласт и обоснованы геолого-физические критерии их применения, позволяющие существенно расширить диапазон применения методов заводнения и наиболее эффективных МУН; - доказана высокая эффективность гидродинамических МУН, которые согласно проведенным исследованиям могут увеличить нефтеотдачу на 8-10%, проведена переоценка приоритетности применения третичных МУН. 3 Практическая часть 3.1 Построение структурных карт  3.2 Построение графиков зависимостей коэффициента пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности и их статистичяеских рядов  ЗАКЛЮЧЕНИЕ Имеются несколько причин, из-за которых предпочтительно бурить горизонтальные скважины, а не вертикальные. Наиболее важной причиной является увеличение прибыльности инвестиционных капиталовложений. Горизонтальные скважины используются для добычи нефти или газа, которые не являются остаточными запасами и не требуют применения сложных технических методов, и, в основном, залегают в геологически сложных и трудных для разработки коллекторах, таких как естественные разломы или тонкие пласты. Следует избегать бурения в водных слоях, находящихся ниже или выше нефтяных слоев, а также избегать перфорирования в зонах, контактирующих с водой или газом, из-за возможности образования конусов воды или газа. Горизонтальное бурение распространено в формациях, содержащих сравнительные тонкие слои нефти по сравнению с нижележащими слоями. Применение горизонтальных скважин увеличивает площадь дренирования скважины и боковую поверхность ствола скважины. Увеличение площади дренирования скважины повышает накопленную добычу нефти. Горизонтальные скважины распространены в формациях, содержащих тяжелые нефти. Список литературы 1. Борхович С.Ю. Методические указания к выполнению ВКР для студентов очной и заочной форм обучения.Ижевск:Изд-во Удмуртский университет 2016г 125с. 2. Гавур В.Е. Геология и разработка крупных месторождений России. – М., Издательство Недра, 1996г. 339 с.: ил. 3. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. – М.: Недра, 1991г.- 384. С 4. Мазепа Б.А Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. - М. Издательство Недра, 1966г. 184. с.: ил. 5. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием. Нефтяное хозяйство – 1997г. - №9. страницы 62 – 69. 6. Непримеров Н.Н., Шарагин А.Г. Исследование скважины и разработка превентивных методов борьбы с парафином. Ученые записки Казанского государственного университета. Физика. – Казань, Издательство КГУ, 1957г. 367с. 7. Оленев Л.М., Миронов Т.П. Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО. – М., ВНИИОЭНГ, 1994г. 33с. 8. Проект пробной эксплуатации Ромашкинского месторождения. - ТатНИПИнефть ,1987г. 9. Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации Алькеевской площади Ромашкинского месторождения (ТатНИИНП, 1990г.). 10. Борхович С.Ю., Волков А.Я. Методические рекомендации и рабочая программа по дисциплине «Основы экономической деятельности предприятия», 2006. |