анализ методов увеличения нефтеотдачи ванкор. Задание на выпускную квалификационную работу
 Скачать 5.02 Mb.
|
|
Режим и схема разработки На объекте действует комбинированный режим разработки включающий всебя: - Жесткий водонапорный режим – режим разработки реализуемый по мере реализации системы ППД; - Режим растворенного газа – данный режим вносит наибольший вкладв энергию пласта из-за низкого уровня компенсации ввиду отработки нагнетательных скважин на нефть. На рисунке 2.6 представлена принципиальная схема процесса разработки залежи. Рисунок 2.6 - Принципиальная схема разработки объекта Нх-I Одним из негативных эффектов при данном типе разработки является прорыв воды от нагнетательных скважин, следовательно, необходимо контролировать давления и профили закачки во избежание образования неравномерного фронта вытеснения и преждевременного роста обводненности. Так как начальное пластовое давление близко к давлению насыщения, а схема разработки предполагает снижение пластового давления до момента завершения формирования системы ППД, то в пласте будет происходить 26 процесс разгазирования нефти и миграции высвободившегося газа в купольную зону пласта. С учетом крайне малого объема газовой шапки можно считать весь добываемый попутный газ – газом разгазирования. 2.4 Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта Hx-lll-lV По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурено 136 скважин, в т.ч. добывающих 82, нагнетательных 54. В добывающем фонде находится 102 скважины, из них 90 действующих, 0 бездействующая, наблюдательных 11. В нагнетательном фонде 55 скважин, из них 34 действующих, 1 наблюдательная, 20 в отработке на нефть. Проектный фонд реализован на 93%. По состоянию на 01.01.2015 г. накопленная добыча нефти составляет 24301 тыс.т, жидкости – 31144 тыс.т, конденсата – 1 187 тыс.т, газа газовой шапки - 6 640 млн.м 3 Текущий отбор нефти от НИЗ – 18,1% при текущей обводненности – 36,5 %, текущий отбор газа газовой шапки от НГЗ – 12,6 %, текущий отбор конденсата от НИЗ – 17,5%. Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015г. составила 19 404 тыс.м 3 , газа – 1 895 млн. м 3 , накопленная компенсация отборов составила 32 %. Текущее пластовое давление на уровне 21 МПа при начальном пластовом давлении 26,3 МПа и давлении насыщения – 26,3 МПа. За 2014 г. добыча нефти составила 5 741 тыс.т, жидкости – 9042 тыс.т, газа газовой шапки – 2 762 млн.м 3 , конденсата 490 тыс.т. Среднегодовой дебит нефти – 185 т/сут, жидкости – 299,4 т/сут. Схема размещения скважин – однорядная сетка горизонтальных скважин с расстоянием между рядами и скважинами 1000м в южной подгазовой зоне пласта; блочно-квадратная сетка горизонтальных скважин со стороной квадрата 2000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м по северной части залежи. Геологические особенности, влияющие на процесс разработки Пласт характеризуется прибрежно-морской обстановкой осадконакопления, песчаные тела латерально протяженные, хорошо выдержанные и однородные. 27 В интервале пласта можно выделить 3 основных пропластка сильно отличающихся по ФЕС: -Нх-III – верхний интервал пласта, крайне низкая проницаемость (2мД) Суперколлектор (СК) – очень высокая проницаемость (более 400 мД), центральный интервал пласта, за счет высокой проницаемости данный пропласток вносит наибольший вклад в текущую добычу нефти с объекта. -Нх-IV – нижний интервал пласта, сравнительно невысокая проницаемость (25 мД), на севере залежи полностью водонасыщен. Запасы нефти в данно пропласте находятся в южной и центральной подгазовой зоне пласта. Разрезы по проницаемости для разных участков пласта представлены на рисунке 2.7. Рисунок 2.7 - Разрез по проницаемости – особенности геологического строения пласта Нх-III-IV Режим и схема разработки На объекте действует комбинированный режим разработки включающий в себя: - Газонапорный режим (расширение ГШ) – оказывает значительное влияние на процесс разработки, один из основных источников пластовой энергии; - Упругий водонапорный режим – оказывает слабую поддержку пластового давления по краям залежи; - Жесткий водонапорный режим – режим разработки вносящий значительный вклад в процесс разработки, на данный момент система 28 ППД сформирована не до конца, ожидается перевод из отработки в нагнетание скважин внутриконтурного заводнения; - Режим растворенного газа – по причине снижения пластового давления ниже давления насыщения также составляет значительную часть пластовой энергии. На рисунке 2.8 представлена принципиальная схема процесса разработки залежи Рисунок 2.8 - Принципиальная схема разработки объекта Нх-III-IV Одним из негативных эффектов при данном типе разработки является опережающее снижение давления в газовой шапке за счет прорывов газа в добывающие скважины (давление в ГШ оказывается ниже, чем в нефтенасыщенной зоне) и последующая фильтрация подвижной нефти в газонасыщенную зону, что ведет к потере извлекаемых запасов. Также, учитывая наличие суперколлектора, вероятны быстрые прорывы краевой воды и газа в добывающие скважины вскрывающие СК. Так как начальное пластовое давление эквивалентно давлению насыщения, а схема разработки предполагает снижение пластового давления до момента завершения формирования системы ППД, то в пласте будет происходить процесс разгазирования нефти и миграции высвободившегося газа в ГШ. Однако на севере залежи возможно образование техногенной ГШ в процессе снижения пластового давления в силу особенностей структуры пласта. Прямая оценка количества газа разгазирования попавшего в ГШ или добытого в скважинах невозможна. В качестве промежуточного решения, для поскважинного расчета объемов добываемого растворенного газа и газа газовой шапки используется обратный пересчет путем вычета из общего газового фактора значения начального газосодержания Для минимизации потерь подвижной нефти необходимо контролировать уровень давления в газовой шапке и отслеживать положение ГНК в наблюдательных и вводимых из бурения скважинах. В случае значительной разницы давления между ГШ и нефтенасыщенной зоной и перемещением ГНК вверх, необходимо рассмотреть вариант увеличения объемов закачки рабочего агента в ГШ либо применение барьерного заводнения. 29 На данный момент прямые замеры давления в ГШ возможны в области газонагнетательных скважин, по результатам проведенных замеров наблюдается рост давления в газовой шапке (на 01.06.2014 по сравнению с моментом начала закачки газа) с 215 до 225 атм. 2.5 Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта Сд-lX (нефтяной) Объект введен в разработку в 2013 г. По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурены 2 добывающие скважины. По состоянию на 01.01.2015 г. по объекту накопленная добыча нефти составляет 19,2 тыс.т, жидкости – 36,6 тыс.т. Текущий отбор нефти от НИЗ – 0,8 % при текущей обводненности 48,8%. За 2014 г. добыча нефти составила 10,9 тыс.т, жидкости – 21,3 тыс.т. Среднегодовой дебит нефти – 16 т/сут, жидкости – 30,3 т/сут . Объект Дл-I-III В газовом фонде 22 скважины, из них 21 действующая, 1 наблюдательная. По состоянию на 01.01.2015 г. из газового объекта Дл-I-III добыто 2 410 млн. м³. свободного газа, обор от НГЗ – 4,5 %. Текущее пластовое давление – 9,1 МПа при начальном пластовом давлении 9,6 МПа. За 2014 г. из объекта добыли 768 млн. м³ свободного газа при среднесуточном дебите свободного газа 109,4 тыс. м³/сут. Данный объект используется в качестве регулятора поставок газа в Единую систему газоснабжения России ОАО «Газпром». Годовые отборы свободного газа определяются в зависимости от добычи растворенного газа нефтяных объектов разработки Як-III-VII, Нх-I, Сд-IX и Нх-III-IV, технологическими потребностями объектов подготовки и энергетики, закачки газа в пласт Нх-III-IV. Динамика основных показателей разработки по месторождению в целом и по объектам отдельно представлена на Рисунках 2.9 – 2.14 (Приложение Б). На Ванкорском месторождении по состоянию на 01.01.15 ведётся добыча нефти на четырёх объектах разработки: Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I и Нх-III-IV. Основным способом эксплуатации скважин пласта Як-III-VII, Нх-I и Нх-III-IV является ЭЦН (99%, 98% и 76% от действующего фонда объекта соответственно). Доля фонтанирующих скважин по пласту Нх-III-IV снизилась с 77% с конца 2012 года до 24% на начало 2015 года. 30 3 Методы увеличения нефтеотдачи Ванкорского месторождения 3.1 Методы увеличения нефтеотдачи Ванкорского месторождения Методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) – методы, направленные на увеличение степени извлечения углеводородов из залежи после завершения стадии добычи первичными методами. Классификация МУН: - Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно- активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.); - Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов); - Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций); - Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте). Под термином «современные МУН» понимаются технологии, связанные с тепловым, газовым, химическим, микробиологическим воздействием на пласты. Масштабы применения современных МУН в мире непрерывно увеличиваются. До сих пор предпочтение отдается тепловым и газовым методам, доля дополнительной добычи за счет применения которых превышает 95%. Активизация применения третичных методов является актуальнейшей проблемой для будущего нефтяной отрасли России. На нескольких месторождениях Татарстана и Западной Сибири начали использовать водогазовые методы воздействия, тепловые методы применяются в Коми на Усинском, Ярегском месторождениях, физико-химические методы в Башкирии, Татарстане, проектируются опытные работы по термогазовому воздействию на пласты баженовской свиты в Западной Сибири. Это, наряду с другими факторами, положительно повлияло на динамику изменения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране за последние годы. После многолетнего снижения до 2000 года, когда средний проектный КИН опустился до 0,30, величина этого показателя начала увеличиваться и сейчас в соответствии с балансом запасов составляет около 0,38, что находится на уровне других развитых нефтедобывающих стран. В международной практике роль воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи на базе инновационных техники и технологий быстро растет и становится все более приоритетной. Инновационному развитию нефтедобычи в таких странах как США, Канада, Норвегия, Китай, Индонезия и др. способствует создание специальных государственных программ промысловых испытаний и освоения современных 31 методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также экономические условия, побуждающие недропользователей активно участвовать в реализации этих программ. К настоящему времени, благодаря такому инновационному развитию нефтедобычи, мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. т, а проектная нефтеотдача - до 50%, что в 1,6 раза больше, чем в России. Одним из наиболее перспективных третичных методов является термогазовый метод увеличения нефтеотдачи. За период 2004-2006 гг. добыча нефти в США за счет применения термогазового метода увеличилась в 4,34 раза, благодаря успешной реализации такой программы в США уже более 15 лет удается за счет постоянного роста нефтеотдачи поддерживать практически постоянный объем доказанных извлекаемых запасов нефти на уровне примерно 3-4 млрд.тонн, что обеспечивает стабильно высокий уровень добычи нефти. В последние годы в ряде российских нефтяных компаний ведется работа по обоснованию и подготовке промысловых испытаний термогазового МУН в различных геолого-промысловых условиях, в том числе: ОАО «Сургутнефтегаз» (Ай-Пимское и Маслиховское месторождения Баженовской свиты); ОАО «РИТЭК» (Галяновское и Средне-Назымское месторождения Баженовской свиты); ОАО «Газпром нефть» (Приобское месторождение); ОАО « Зарубежнефть» (залежи Центрально-Хоравейского поднятия с карбонатными и низкопроницаемыми коллекторами в Ненецком автономном округе и Висовое месторождение в ХМАО). Термогазовый метод повышения нефтеотдачи (ТГВ) был впервые предложен в 1971 г. во ВНИИнефть. Метод основан на закачке воздуха в пласт его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературных окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ. Высокая эффективность достигается за счет реализации полного или частичного смешивающегося вытеснения. Преимущества метода - использование недорогого агента, значительное увеличение нефтеотдачи пласта (по фактическим проектам зафиксировано увеличение нефтеотдачи до 60% и более): Закачка воздуха и его трансформация в эффективные вытесняющие агенты (углекислый газ, легкие углеводороды) за счет внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов; Использование природной энергетики пласта - повышенной пластовой температуры (свыше 60-70°С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента; Активные самопроизвольные 32 окислительные процессы могут идти при более низких температурах, так как реальные пласты содержат катализаторы (CuO, MnO2, Cr2O3, NiO, CoO и др.); Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта, интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры и давления. В течение 2007-2011гг. рядом научных коллективов РТ производились экспериментальные стендовые исследования и опытные работы на экспериментальной скважине для обоснования и внедрения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) за счет активации природных нанокатализаторов содержащихся в пластовых водах нефтяных месторождений, в проточных химических реакторах (ПХР). В процессе исследований были разработаны научные основы процессов происходящих в ПХР, технические и технологические параметры проточных химических реакторов, условия применения их на скважинах. На первом месте среди физико-химических способов воздействия находится полимерное заводнение. Главным назначением полимеров в процессе увеличения нефтеотдачи пластов является повышение охвата при заводнении и выравнивание неоднородности пластов. Существуют такие технологии, в которых используются полимеры: - комплексное воздействие полимерными гелеобразующими системами совместно с интенсифицирующими реагентами (щёлочи, кислоты, ПАВы) используется на позднем этапе разработки; - полимерное заводнение или закачка оторочки на находящихся на начальном этапе разработки неоднородных по проницаемости объектах с высоковязкой нефтью; - циклическое полимерное заводнение с применением раствора сшитого полиакриламида с содержанием неионогенного ПАВ; - воздействие вязкоупругими составами (ВУС) для того, чтобы выровнять профиль приемистости и интенсификации добычи нефти; - циклическое воздействие на пласт лолимерсодержащими поверхностно- активными системами; - полимерное воздействие во время закачки в пласт углекислоты; · щёлочно-полимерное заводнение. Особенно эффективным метод ВУС является для тех пластов, которые характеризуются слабой гидродинамической связью и резкой неоднородностью. Этот способ выравнивает проницаемость, помогая таким образом увеличить охват пласта полимерным воздействием и уменьшить скорость обводнения выкачиваемой нефти. К модифицированным технологиям причисляется воздействие на обводнённые продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАВ суспензий глин. Их использование заключается во внутрипластовом образовании вязкоупругих дисперсных систем между 33 водонефтенасыщенной породой и химическими реагентами. Это даёт возможность увеличить нефтеотдачу во время позднего этапа разработки, в то время, когда малоэффективными являются традиционные методы. Одним из достаточно эффективных способов физико-химического воздействия на пласт служит щелочное заводнение. Этот способ базируется на понижении поверхностного натяжения на границе раствора щёлочи и нефти. При этом появляются стойкие водонефтяные эмульсии достаточно высокой вязкости, способные выравнивать подвижность вытесняющего и вытесняемого агентов. Щелочное заводнение является эффективным для нефти большой вязкости и неоднородных пластов. Чтобы доотмыть остаточную нефть используют способ закачки большеобъёмных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ). Во время завершающего этапа разработки важное значение имеет ограничение притоков закачиваемой и пластовой воды. Для этого используют разнообразные способы ремонтно-изоляционных работ, позволяющих не только уменьшить обводнённость продукции, но ещё и увеличить охват пласта процессом разработки запасов. Чаще всего используется ликвидация заколонной циркуляции или изоляция цементом обводнённых пропластков. Если по отдельным высокопроницаемым пропласткам, которые практически не отделены глинистыми перемычками от необводнённых интервалов, происходит прорыв воды, то применяется способ селективной (избирательной) изоляции. Различными вариациями этого способа являются: - закачка полимерно- и волокнисто-наполненных дисперсных систем (ПНДС и ВДС), силиката натрия (жидкое стекло); - использование кремнийорганических соединений (Акор, продукт 119- 204). Наиболее приоритетными методами увеличения нефтеотдачи пластов, более всего подготовленными технически и технологически, являются тепловые, когда вводится тепло в продуктивный пласт. 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. Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. 34 Газовые МУН Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов). К преимуществам метода можно отнести: - использование недорого агента – воздуха; - использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента. Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры. Химические МУН Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть. Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно- активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой. 35 Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью. Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти – зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней – зона повышенной водонасыщенности. Микробиологическое воздействие – это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности: - спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних; - биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения; - биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы; - газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины. |