Диплом. диплом. Выбор технологии увеличения нефтеотдачи пластов для условий Наратовского месторождения
 Скачать 448.47 Kb.
|
|
Продолжение таблицы 1.11
Исходя из данных об изменении основных показателей разработки во времени, можно заключить следующее: - месторождение вступило в последнюю стадию разработки; - фонд добывающих и нагнетательных скважин снижается; - добыча нефти медленно падает, либо остается на прошлом уровне, изменяясь незначительно; - добыча жидкости возрастает, обводненность за 2005 год достигла 89,62%; - средний дебит скважин по нефти остается практически неизменным, а дебит по жидкости возрастает. 1.5 Конструкция ствола и забоя скважин Геологический разрез Наратовского месторождения представлен [1]: четвертичными отложениями – суглинок, песок, глина, галечник; уфимский ярус – глина, песчаник, мергель, известняк; кунгурский ярус – доломиты, известняк, ангидрит, мергель, ниже кунгурского яруса до проектной глубины разрез представлен в своем большинстве карбонатными породами. Развита терригенная толща в основании нижнего карбона, представлена песчаниками, алевритами, аргиллитами, известняками. Слагающие разрез скважин породы по промысловой классификации пород, относятся: - в интервале от 0 метров до 300 метров к породам мягкой и средней твердости; - от 300 метров до 1400 метров – к твердым и крепким. Приведенный коэффициент кавернозности ствола скважин: - под направление и кондуктор – 1,4; - под эксплуатационную колонну – 1,2. При бурении скважин на Наратовском месторождении встречались следующие виды осложнений: поглощение бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважин. Виды осложнений при бурении, исходя из данных по пробуренным скважинам, приводятся в таблице 1.12. Основной объект разработки Наратовского месторождения, терригенные отложения нижнего карбона – на данный момент полностью разбурен. Тем не менее, еще подлежит бурению резервный фонд, оценочный фонд и часть скважин на турнейские отложения. При проводке скважин осложнения с поглощением бурового раствора были ликвидированы поддержанием соответствующих параметров бурового раствора и путем намыва на буровом растворе смеси наполнителей с последующей закачкой быстросхватывающей смеси. Таблица 1.12 – Виды осложнений при бурении
Осложнения, связанные с осыпями, обвалами стенок скважин, ликвидируются поддерживанием соответствующих параметров бурового раствора в процессе бурения. Под направление и кондуктор бурение осуществлялось с промывкой глинистым раствором с плотностью 1,180 кг/м³. Раствор обрабатывался КМЦ и кальцинированной содой. Бурение в интервале 260 – 1320 м производилось технической водой с ПАА. Для дальнейшего бурения скважин до проектной глубины предусматривался глинистый раствор плотностью 1,360 кг/м³. К выбранной конструкции скважин и их забоев предъявлялись следующие требования: - доведение скважины до проектной глубины; - осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов; - предотвращение отложений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологии; - минимум затрат на строительство скважин; - выполнение всех требований охраны труда недр и окружающей среды, как при строительстве, так и при эксплуатации. В соответствии с решением совместного геолого-технического совета «Башкиргеология» и АНК «Башнефть» было принято и рекомендовано для новых скважин, следующая конструкция: - спуск направления диаметром 324 мм на глубину 70 м с целью предотвращения размыва рыхлых пород на устье скважины и перекрытия зон обвалов, возможных осыпаний четвертичной системы; - спуск кондуктора диаметром 245 мм на глубину 260 м с целью перекрытия зон обвалов уфимского яруса и разобщения пресных и подземных вод; - спуск эксплуатационной колонны диаметром 146 мм рекомендовалось производить, с учетом минимальной производительности скважины, на весь период разработки и применяемого насосного оборудования, до забоя на глубину 1400 м для скважин угленосной толщи. Подъем цементного раствора осуществлялся за всеми колоннами до устья. Применялся цементный раствор нормальной плотности – 1,85 г/см³ согласно ГОСТ 1581-78. С целью предупреждения поглощения тампонажного раствора в верхней части обсадной колонны при цементировании широко применялись облегченные тампонажные материалы, отвечающие требованиям технических условий ТУ-21-20-36-78. Для улучшения очистки затрубного пространства от бурового раствора, повышения однородности тампонажного раствора и прочности сцепления цементного камня с породой и с колонной, был использован генератор колебаний «БашНИПИнефть», закрепляемый на низ эксплутационной колонны. Применение генератора осуществлялось в строгом соответствии с «Инструкцией по применению комплекса технологических разработок по повышению качества цементирования эксплутационных колонн». После проведения операций по цементированию скважины промыслово-геофизической службой производился весь комплекс исследований с целью определения качества цементирования, и по результатам исследований выдавалось заключение. Крепление скважин обсадной колонной считается качественным, когда по заключению уровень цемента поднят на проектную высоту с перекрытием башмака предыдущей колонны и по данному заключению все вскрытые пласты разобщены, имеется свободный доступ по колонне до искусственного забоя, а обсадная колонна испытана на герметичность. Все работы, связанные с бурением и освоением скважин выполнялись в соответствии с требованиями охраны труда и окружающей среды. Оставшиеся после бурения шлам и другие отходы захоронены на месте на глубину не менее 1 метра от поверхности земли [4]. Изучение геолого-промысловой характеристики Наратовского месторождения, текущего состояния разработки можно сделать следующие выводы, изложенные ниже. Основными продуктивными коллекторами месторождения являются песчаные и карбонатные отложения, залегающие на глубине 1100 – 1420 м. Коллектора сильно неоднородны. Пористость и проницаемость варьируют соответственно в пределах 15,7 – 5,5%, 0,13 – 0,807 мкм2. Нефтенасыщенность 55 – 91%. Коэффициент расчлененности 1,1 – 1,9, песчанистости 0,69 – 0,88. Нефти терригенной толщи нижнего карбона относятся к тяжелым высоковязким нефтям ( = 893 – 900 кг/м3, н = 41,5 – 55,3 см3/с) с большим содержанием смол, серы и парафина. Месторождение находится на поздней стадии разработки. Балансовые запасы составляют 17,1 млн. т нефти. Текущий коэффициент нефтеотдачи – 23,6% от балансовых запасов. Обводненность продукции скважин составила (средняя по месторождению) 92,7%. Основные способы эксплуатации УЭЦН и ШСНУ. 2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ЩПВ. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ЩЕЛОЧНО-ПОЛИМЕРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ 2.1 Технология щелочно-полимерного воздействия на пласт в условиях Наратовского месторождения. На Наратовском месторождении в различные годы проводились различные методы увеличения нефтеотдачи пластов: бурение боковых стволов, гидроразрыв пласта, закачка минерализованной воды. Результаты лабораторных исследований и промысловых опытов показали, что наиболее эффективный метод повышения нефтеотдачи для условий Наратовского месторождения является щелочно-полимерный. Большое влияние на коэффициент вытеснения оказывает концентрация щелочи в растворе. В зависимости от концентрации щелочи изменяются такие параметры как: межфазное натяжение на границе раздела нефть – щелочно-полимерный раствор, вязкость, подвижность фильтрующейся жидкости в пористой среде. В качестве минимальной концентрации рекомендовано содержание 0,35%. Бурение боковых стволов на Наратовском месторождении дало дополнительно 7% нефти от общей годовой добычи. Закачка минерализованной воды на Наратовском месторождении дало дополнительно 3% нефти от общей годовой добычи. При щелочно-полимерном заводнении увеличивается охват пласта вытеснением. Так если для высокопроницаемого прослоя модели пласта прирост нефтеизвлечения составил 5,9%, то для низкопроницаемого – 14,5%. При этом оптимальный размер оторочки составил 0,25 – 0,3 объема пор. Испытание и внедрения технологии щелочно-полимерного воздействия (ЩПР) для повышения нефтеотдачи пластов, проведенные в 1990 – 1992 годах на Наратовском месторождении дали положительные результаты и указали на целесообразность расширения применения технологии [8]. Месторождение было разделено на очаги воздействия по номерам нагнетательных скважин. В каждый очаг в зависимости от технологических параметров входила одна или две нагнетательные скважины, через которые предполагалась закачка щелочно-полимерной композиции, а также добывающие скважины. Основным критерием привязки добывающих скважин к нагнетательным стала степень влияния нагнетательной скважины, её режимов работы, на режимы работы и показатели окружающих добывающих скважин в процентном отношении. Всего на Наратовском месторождении обрабатываются 32 нагнетательные скважины. Каждую нагнетательную скважину обрабатывают один раз в 2 года. Работы по щелочно-полимерному воздействию в НГДУ «Южарланнефть» проводятся в соответствии с утвержденной главным инженером и главным геологом НГДУ годовой программы выполнения промысловых исследований и внедрения технологии увеличения нефтеотдачи пласта, путем закачки в нагнетательные скважины на Наратовском месторождении. Программа работ включает в себя: - параметры воздействия технологии щелочно-полимерного заводнения, куда включаются подлежащие обработке скважины; - рабочую программу, где указываются виды работ и исследований при проведении ЩПВ. Так как установленная периодичность обработок – один раз в 2 года, в рабочей программе заложены 16 нагнетательных скважин для проведения на них закачки щелочно – полимерного раствора. Если говорить кратко, то весь комплекс работ связанный с проведением ЩПВ состоит из нижеприведенных этапов. 1 этап. Подготовка нагнетательных скважин, добывающих скважин, технологического оборудования к проведению ЩПВ. 2 этап. Подготовка реагентов: щелочно-полимерного раствора на реагентной базе. 3 этап. Проведение ЩПВ. 4 этап. Проведение необходимых гидродинамических и промыслово-геофизических исследований нагнетательных скважин. 5 этап. Проведение лабораторных исследований закачиваемого рабочего агента (пластовой воды). 6 этап. Статистика основных показателей добывающих скважин в течение года. 7 этап. Определение эффективности метода путем подсчета дополнительно добытой нефти (эффективность считают по методу Сазонова). Ниже приводится параметры воздействия технологии щелочно-полимерного воздействия на 2004 – 2005 годы (таблица 2.1, 2.2) и рабочая программа (таблица 2.3). Таблица 2.1 – Параметры воздействия технологии щелочно–полимерного воздействия на 2004 год
Продолжение таблицы 2.1
Таблица 2.2 – Параметры воздействия технологии ЩПВ на 2005 год
Продолжение таблицы 2.2
Таблица 2.3 – Рабочая программа
Продолжение таблицы 2.3
Продолжение таблицы 2.3
2.2 Технологическая схема закачки Композиция для проведения щелочно-полимерного воздействия готовится на реагентной базе цеха антикоррозионного покрытия труб и капитального ремонта трубопроводов НГДУ. Углеводородный растворитель «Нефрас» и сорока процентный раствор щелочи (NаОН) поступает от производителя в готовом виде и не требует дополнительной подготовки. Раствор полиакламида концентрацией 0,5% готовится непосредственно на реагентной базе. Полиакламид (ПАА) растворяется пресной умягченной водой. К обрабатываемой скважине раствор доставляется в автоцистернах. Первая автоцистерна заполнена полиакламидом, вторая раствором щелочи и растворителем «Нефрас». Технология проведения работ включает доставку и закачку заданного объема щелочно-полимерного раствора в нагнетательную скважину. Доставка производится автоцистернами марки АЦ-8-5320 в количестве 2 единиц. Закачка производится передвижным насосным агрегатом типа ЦА–320. Схема расположения и обвязки технологического транспорта при закачке композиции в скважину приведена на рисунке 2.1. Порядок проведения технологической операции: 1) Перекрытие подачи закачиваемой пластовой воды с КНС закрытием задвижки на высоконапорном водоводе. 2) Присоединение к специальному фланцу на колонной головке скважины нагнетательной трубы насосного агрегата ЦА–320. 3) Присоединение к автоцистерне с ПАА первого всасывающего патрубка агрегата, к автоцистерне с раствором щелочи и растворителя второго. 4) Осуществление начала закачки раствора. Закачка производится под давлением 12 – 13 МПа, но не более 15 МПа, во избежание порыва колонны. В первую очередь закачивается раствор ПАА, он служит буфером между минерализованной водой, которая есть в скважине и раствором щелочи.  Рисунок 2.1 – Схема расположения технологического транспорта при обработке скважиныПолиакламид создает дополнительное гидродинамическое сопротивление в ПЗП и выравнивает профиль приемистости для более равномерного продвижения раствора щелочи в пласт. Кроме того, он выступает в роли стабилизатора осадка. После закачки ПАА закачивается раствор щелочи. Щелочь и растворитель находятся в одной автоцистерне, но перемешивания двух жидкостей не происходит. Так как плотность щелочи 1,450 кг/м³, а плотность растворителя 900 кг/м³, то жидкости разделяются очень быстро. Раствор щелочи находится в нижней части автоцистерны и по мере его откачки и понижения уровня в автоцистерне вслед за щелочью происходит закачка растворителя. Щелочь, попав в пласт, при взаимодействии с пластовой жидкостью образует нерастворимый осадок, который оседает в высокопроницаемых обводненных участках пласта. В дальнейшем, осадок, взаимодействуя с ПАА стабилизируется и образует высоковязкий гель, перекрывающий сечение пор. Вслед за раствором щелочи закачиваемый растворитель, встретив повышенное гидродинамическое сопротивление в участках пласта, где образовался осадок, устремляется в менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки. Вследствие чего происходит растворение смол, парафинов, асфальтосмолистых веществ, снижается вязкость нефти, улучшается ее продвижение по пласту. Закаченный растворитель также служит буфером между раствором щелочи и минерализованной водой закачиваемой впоследствии с КНС. 1) Окончание закачки. 2) Разборка обвязки насосного агрегата и автоцистерны и отправка транспорта в парк. 3) Возобновление закачки воды с КНС в прежнем режиме. В дальнейшем композиция продвигается по пласту минерализованной водой. Приемистость нагнетательной скважины практически не изменяется, так как в работу включаются малопроницаемые пропластки, не участвующие ранее в процессе фильтрации. 2.3 Физико-химические характеристики применяемых реагентов Полиакламид относится к полимерам. Это класс веществ, обладающих специфическими свойствами, обусловленными наличием в них молекул-гигантов цепного строения. Это молекулы состоят из последовательно чередующихся и химически связанных звеньев [9] (рисунок 2.2). − | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||