анализ методов увеличения нефтеотдачи ванкор. Задание на выпускную квалификационную работу
 Скачать 5.02 Mb.
|
|
3.2 Анализ эффективности применения методов интенсификации притока нефти, изоляции водопритока Поскольку в разработку Ванкорское месторождение было введено совсем недавно, работ по воздействию на пласт и ПЗС было проведено очень мало. Из вторичных способов разработки используется метод поддержания пластового давления путем закачки воды и газа. Третичные способы разработки (МУН) на месторождении не реализовывались. Для интенсификации притока нефти к добывающим скважинам использовалась солянокислотная обработка. Кислотные обработки Кислотные обработки относятся к физико-химическим методам интенсификации притока и приемистости [1]. В августе 2010 г. компания Трайкан Велл Сервис провела первую и на момент анализа единственную кислотную обработку на скважине 456 36 Ванкорского месторождения. Предварительно был разработан кислотный пакет Платинум на основе проб жидкости и пластового образования, доставленных компанией «Ванкорнефть». Интервал кислотной обработки охватил 3 секции горизонтального участка скважины: с 2920 м до 3000 м, с 3050 м до 3150 м и с 3205 м до 3250 м. Промывка скважины кислотным раствором была ориентирована на весь интервал с 3250 м до 2920 м. Для промывки скважины в целом было использовано 10 м3 12% соляной кислоты. Для самой кислотной обработки использовалось 37 м3 12% соляной кислоты. В качестве присадок использовались следующие материалы: ASA-60, AI –3, MS – 1, IC – 7. Скважина осваивалась азотом. Кислотная обработка была спроектирована исключительно для устранения повреждения на основе формирований остаточного кальция. Данная работа не была направлена на какой-либо другой механизм повреждения. Скважина была введена в эксплуатацию в августе 2009 году со стартовым дебитом нефти 152 т/сут, обводненностью 12% и забойным давлением 100 атм. В последний месяц до обработки скважина эксплуатировалась со следующими средними параметрами: дебит нефти 42 т/сут, дебит жидкости 48 т/сут, обводненностью 13,5%, забойное давление 66 атм. После обработки скважины была пущена в работу в середине сентября. После выхода на установившийся режим рабочие параметры скважины составили: дебит нефти 54 т/сут, дебит жидкости 63 т/сут, обводненность 14,4%, забойное давление 51 атм. Обращает на себя внимание значительное увеличение обводненности в первые недели после обработки (на 8%), затем обводненность упала. Таким образом, после обработки забойное давление было снижено на 15 атм, обводненность увеличилась на 1%, коэффициент продуктивность возрос на 20%. На 01.01.2013 г. дополнительная добыча нефти за счет СКО составила 0,5 тыс.т, эффект от воздействия продолжается. Учитывая, что солянокислотная обработка проводилась исключительно с целью устранения повреждения ПЗС формированиями остаточного кальция, данную обработку на этой скважине можно оценить как успешную, но эффективность невысокая. В декабре 2012 г. ООО «КРС Евразия» была проведена соляно-кислотная обработка нагнетательной скважины №213 на объекте Нх 3-4. Наряду с кислотной обработкой были проведены повторные перфорации следующих интервалов: 3496 - 3526 м., 3471 – 3493 м., дострелы в интервалах 3493 – 3496 и 3526 – 3546 м. По результатам замеров приемистость скважины выросла с 29 м3/сут. до 150 м3/сут. Средняя приемистость на 01.01.2013 г. составляет около 140 м3/сут при буферном давлении 165 атм. Данную обработку скважины и дополнительную перфорацию можно оценить как успешное геолого- технологическое мероприятие. Гидроразрыв пласта Для пилотного проекта по гидроразрыву пласта (ГРП) на Ванкорском месторождении были отобраны четыре скважины пласта Нх-1: №723 и №735 37 введенные как новые с ГРП, а также №724 и №728 с ГРП на эксплуатационном фонде. По результатам исследований направлений максимального и минимального стрессов был сделан вывод, что все скважины пласта Нх-1 направлены перпендикулярно направлению распространения максимальных напряжений, следовательно все трещины должны быть поперечными. Для скважин переходящего фонда было принято решение произвести перфорацию сетчатого фильтра перфораторами ЗПКО-73 БО плотностью 38 отверстий на метр с последующим ГРП в отстрелянном интервале. На новых скважинах проводился ГРП первого интервала на перфорированном интервале с последующей отсыпкой интервала проппантом. На следующем этапе проводилась перфорация второго интервала при помощи ГНКТ 51 мм. перфораторами с малогабаритными зарядами DynaWell. Аналогичные работы проводились при подготовке ГРП на третьем интервале. Параметры работы скважин и эффективность ГРП приведены в таблицах ниже: Таблица 3.1 - Параметры работы скважин после ГРП на переходящем фонде (одностадийные ГРП) Параметры до ГРП Расчетные параметры Запускные параметры Скважи Кус Qжи Qнеф Об Qжи Qнеф Об ∆Qнеф Дата Qж Qне Об ∆Qнеф д ти в д ти в ти ид фти в ти на т м3/с т/сут % м3/с т/сут % т/сут запуска м3/ т/сут % т/сут ут ут сут 724 7 31 24 7 92 61 20 36,8 10.06.2011 94 60 22 36,6 728 12 54 44 0 111 91 0 47 31.03.2011 111 91 0 47 На 01.01.2013г. параметры работы скважин следующие: - Скважина №724 работает с дебитом нефти – 33 т/сут, дебит жидкости – 54.5 м3/сут. и обводненностью 39 %; - Скважина №728 работает с дебитом нефти 10 т/сут с обводненностью 1 %. Таблица 3.2 - Параметры работы новых скважин с многостадийным ГРП Скважина Расчетные параметры Запускные параметры Куст Qжид Qнефти Обв Дата Qжид Qнефти Обв % запуска м3/сут т/сут % м3/сут т/сут % достижения 723 7 104 81 5 13.05.2011 124 82 20 100,4 735 12 86 71 0 30.05.2011 172 75 47 106 38 На 01.01.2013г. параметры работы скважин следующие: - Скважина № 723 работает с дебитом нефти 39 т/сут., дебитом жидкости 69 м3/сут. и обводненностью 44 %; - Скважина №735 работает с дебитом нефти 36 т/сут., дебитом жидкости 92 м3/сут. и обводненностью 61 %. Исходя из результатов многостадийного ГРП были выделены основные проблемы при проведении данного ГТМ: 1. Конструкция и заканчивание скважин: - Низкое качество заколонного цементирования горизонтальных участков; - Риски возникновения неконтролируемых утечек через подвеску хвостовика; - Отсутствие контроля утечек через заколонные пакера при нецементируемом заканчивании; - Ограничение размера перфоратора проходным диаметром пакера ГРП. 2. Технология проведения - Высокие потери давления на трение в призаобойной зоне; - Несовершенство сборки многосекционных систем перфораторов; - Ограничение максимального размера проппанта перфорационными отверстиями. 3 . 3. Длительность работ - Среднее затраченное время на проведение многостадийного ГРП (3 операции) составило 29 суток; - Затраты времени на несовершенство технологии, увеличение длительности работ из-за проведения дополнительных операций при перфорации. 4 . 4. Проблемы освоения скважин - Значительное поглощение при промывке горизонтальных участков вплоть до потери циркуляции; - Недохождение до забоя и высокий риск прихвата ГНКТ. Исходя из результатов проведения пилотного проекта многостадийного гидроразрыва пласта Нх-1 на Ванкорском месторождении, можно сделать следующие выводы. Во-первых, использование новых перфорационных систем нуждается в увеличении надежности в местах соединения двух секций перфораторов. Во-вторых, для уменьшения времени работ, возможных рисков утечек необходимо изменение конструкции заканичвания горизонтального на систему аналогичную StageFrac. По результатам работы скважины №728 можно сделать вывод о низкой эффективности одностадийного ГРП, эффект от которого продлился в течение двух месяцев. Снижение эффекта возможно связано с прекращением дренирования приобщенных маломощных низкопроницаемых пропластков, в результате чего скважина вернулась к первоначальному режиму работы до проведения ГРП. 39 Увеличение обводненности происходит за счет приобщения нижних алевролитистых пропластков. В связи с чем, необходимо проводить постоянный контроль обводненности и анализировать работу скважин в течение следующих за ГРП двух-трех месяцев. 3.3 Выбор методов увеличения нефтеотдачи в условиях разработки Ванкорского нефтегазового месторождения Анализ эффективности применения методов воздействия на залежи месторождений России и зарубежья, а также проведенный комплекс лабораторных исследований по испытанию различных композиций реагентов позволили выделить критерии применимости методов воздействия для геолого- физических параметров продуктивных пластов. Кроме того, при определении критериев применимости использованы данные, опубликованные в научно- технической литературе. Результаты проведенных работ по применению методов воздействия на залежи показали, что их технологическая эффективность в основном определяется особенностями геолого-физического строения продуктивных горизонтов и состоянием их разработки. Основными объектами разработки на Ванкорском месторождении являются газонефтяная залежь Як-III-VII, нефтегазоконденсатная залежь Нх-III- IV и нефтяная залежь Нх-I. Основными особенностями данных объектов, определяющими выбор метода воздействия, являются: - высокая неоднородность коллекторов; - низкие коэффициенты начальной нефтенасыщенности пластов; - высокая газонасыщенность пластовой нефти; - наличие газовых шапок и подошвенной воды; - высокая глинистость пластов; - повышенная вязкость нефти залежи Як-III-VII; - низкие значения эффективных нефтенасыщенных толщин и проницаемости (Нх-I); - наличие «суперколлектора» (Нх-III-IV); - применение закачки воды и газа для ППД. Для условий залежей Ванкорского месторождения рассмотрена возможность применения следующих методов воздействия: гидродинамических (заводнение); физико-химических (закачка водных растворов ПАВ, полимера, щелочи); газовых (закачка углеводородного газа, диоксида углерода, водогазовое воздействие); тепловых (закачка пара, горячей воды); микробиологических (активизация пластовой микрофлоры, мелассное заводнение) с учетом реальной возможности обеспечения их необходимыми химическими реагентами и оборудованием на разрабатываемом месторождении. В Приложении В приведены геолого-физические характеристики Ванкорского месторождения и критерии применимости методов воздействия, 40 по которым путем их сопоставления сделано заключение о применимости того или иного метода. Заводнение –самый распространенный метод воздействия.В качестве рабочего агента используется вода в силу своей вытесняющей способности, широкой доступности и дешевизны. Достоинства и недостатки данного метода достаточно подробно освещены в литературе. Промысловый опыт внедрения заводнения на нефтяных месторождениях показывает, что наиболее эффективное вытеснение нефти достигается при использовании минерализованной воды, химический состав которой максимально соответствует составу пластовой воды. В этом случае обеспечивается сохранение коллекторских свойств пласта, отсутствуют негативные явления (кольматация призабойной зоны нагнетательных скважин, отложение солей и набухание глин) и происходит наиболее эффективное вытеснение нефти. На Ванкорском месторождении в настоящее время система ППД путем закачки воды находится в заключительной стадии. Единственным технологическим фактором, ограничивающим применение заводнения, является высокая глинистость коллекторов. Поэтому для закачки в пласты рекомендуется использовать подтоварную воду и воду долганской свиты, как наиболее близкую по составу и свойствам к пластовой воде. Применение заводнения в низкопроницаемом глиносодержащем пласте Нх-I имеет только технические проблемы – низкие приемистости нагнетательных скважин и высокие давления нагнетания. Данные проблемы решаются бурением горизонтальных нагнетательных скважин и обработками призабойных зон этих скважин. Физико-химические методы воздействия Нагнетание водных растворов ПАВ. Сущность метода заводнения сприменением дозированной закачки больших объемов растворов ПАВ низкой концентрации (0.05-0.1 %) заключается в повышении вытесняющих свойств закачиваемой воды за счет снижения межфазного натяжения между водой и нефтью. Исследования, проведенные институтами БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть и СибНИИНП по доотмыву остаточной нефти из заводненных пластов, показали, что применение водных растворов ПАВ при данных концентрациях способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти на 2-3 %, снижению поверхностного натяжения между водой и нефтью от 35-45 до 7-7.8 мН/м, снижению набухаемости глин в 1.1-2 раза, повышению работающей толщины пласта на 10-42 %, повышению фазовой проницаемости нефти на 40-80 %, уменьшению солеобразования в пласте при несовместимости вод [5]. Однако удовлетворительных результатов на испытаниях не было достигнуто из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентрированных растворов ПАВ. 41 Нагнетание водного раствора полимера Полимерное заводнение применяется на нефтесодержащих пластах со сравнительно высокими вязкостью нефти и соотношением коэффициентов подвижности нефти и воды и умеренной неоднородностью. Метод полимерного заводнения не используется для разработки залежей нефти с газовыми шапками, трещинным коллектором, высокой проницаемостью и активным напором подошвенных вод. В пластах с глинистостью более 5-10% при нагнетании водных растворов полимера в присутствии глины может происходить взаимная коагуляция двух различных коллоидных систем. Кроме того, глинистые минералы за счет значительной площади поверхности горной породы вызывают значительные потери полимера. ПАА легко и сильно адсорбируется в присутствии глинистых минералов. Несмотря на полимерное заводнение на залежах Ванкорского месторождения рекомендуется провести в рамках ОПИ. Нагнетание водных растворов щелочи. Основными механизмамивытеснения являются следующие: - снижение межфазного натяжения; - эмульгирование нефти (образование мелкодисперсной эмульсии); - изменение смачиваемости пород. Однако наряду с положительным действием щелочи на фильтрационные характеристики нефтенасыщенного пласта наблюдаются некоторые факторы, снижающие эффективность их действия за счет образования малорастворимых осадков (солей кальция и магния), что ведет к уменьшению проницаемости пористой среды, а также за счет интенсивного поглощения щелочей набухающими глинистыми минералами, входящими в состав цемента породы- коллектора. Закачиваемая щелочь может реагировать с некоторыми силикатами, растворяя их. Этот процесс, хотя и протекает медленно, но его результаты труднопредсказуемы. Щелочной раствор легче всего реагирует с глинистыми и кремнистыми образованиями, имеющими высокоразвитую поверхность. Потери щелочи возрастают с ростом содержания глин. Значительное влияние на нефтевытеснение при нагнетании щелочных растворов оказывает содержание глин выше 15-20%. В этом случае существенно возрастают потери щелочи из-за роста количества щелочи, реагирующей с глиной. При закачке в продуктивный пласт растворов щелочей (NaОН, NaCO3) при смешении с жесткими пластовыми водами они могут образовывать осадки Са(ОН)2; Мg(OH)2; CaCO3; MgCO3. По жесткости пластовая вода Ванкорского месторождения относится к категории очень жестких. Учитывая высокие значения жесткости и глинистости для данной технологии, можно предположить, что при нагнетании щелочи в залежи Ванкорского месторождения будет происходить образование 42 малорастворимых осадков, нарушение структуры щелочного раствора, что вызовет уменьшение проницаемости и пористости и снижение вытесняющей способности раствора. Эти явления будут отрицательно сказываться на эффективности метода нагнетания водных растворов щелочи, поэтому применение этого метода нецелесообразно. Газовые методы воздействия Газовые методы воздействия широко применяются в мире и практически не используются в России. На успешность применения газовых методов в основном оказывают влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта. Нагнетание двуокиси углерода. Механизм вытеснения нефти СО2 имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснения смешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэффициент вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Вследствие того, что в пласте имеет место трехфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэффициент охвата пласта воздействием выше при полном смешивании. Основная причина малой эффективности диоксида углерода как вытесняющего агента при несмешивающемся вытеснении – его малая вязкость (10-15 раз ниже вязкости воды), обуславливающая его быстрые прорывы по крупнопористым и высокопроницаемым слоям (зонам) в добывающие скважины, резкое снижение их дебитов нефти и охвата пластов вытеснением. Главные проблемы при использовании метода СО2 связаны с наличием источников получения СО2 вблизи от расположения месторождения, с его транспортировкой, коррозионной активностью, а также с отделением СО2 от нефти и его регенерацией для последующей закачки. На ряду с положительным действие СО2 при закачке его в пласт инициируется выпадение в осадок асфальто-смолистых веществ из нефти. Это осаждение снижает проницаемость пород и осложняет извлечение нефти из пласта. Из-за значительного содержания в нефти Ванкорского месторождения асфальто-смолистых веществ и отсутствия источников СО2 применение данного метода не рекомендуется. Нагнетание углеводородного газа. Технология закачки углеводородного газа предназначена для интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов, насыщенных легкими и маловязкими нефтями. Отмечая в пластах Як-III-VII повышенную вязкость нефти, содержание асфальто-смолистых веществ и невысокую пластовую температуру, можно 43 предположить, что минимальное давление смешиваемости сухого углеводородного газа и нефти залежи Як-III-VII составит около 30 МПа. Значит, вытеснение нефти углеводородным газом в пластах Як-III-VII будет несмешивающееся, так как среднее давление на забое нагнетательных скважин будет меньше минимального давления смешиваемости. Такой процесс вытеснения будет характеризоваться значительно меньшей эффективностью, чем смешивающееся вытеснение. Учитывая несмешивающееся вытеснение нефти углеводородным газом и повышенную вязкость нефти, способствующую быстрым прорывам газа к забоям добывающих скважин, данный метод воздействия не рекомендуется применять в условиях залежи Як-III-VII. Из Приложения В видно, что для геолого-физических характеристик залежей Нх-I и Нх-III-IV Ванкорского месторождения соответствует технология закачки углеводородного газа по всем критериям применимости. На Нх-III-IV нагнетание углеводородного газа реализуется с ноября 2013 года. Надо заметить, что вытеснение нефти углеводородным газом в пластах нижнехетской свиты будет смешивающееся либо частично смешивающееся, так как для такой глубины давление нагнетания будет больше минимального давления смешиваемости, определенного лабораторными исследованиями (25,5 МПа). Такой процесс вытеснения будет характеризоваться высокой эффективностью. |