Разработка мероприятий по интенсификации добычи. Разработка мероприятий по интенсификации добычи и рациональное использование запасов нефти на Усинском месторождении
 Скачать 42.6 Kb.
|
|
Разработка мероприятий по интенсификации добычи и рациональное использование запасов нефти на Усинском месторождении Усинское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Республике Коми, в 30 км к северу от г. Усинска. Обзорная схема района Усинского месторождения представлена на рисунке 1. Первооткрывательницей пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения является опорная скважина № 1, из которой в 1963 г. при опробовании интервала глубин 1216 - 1305 м был получен приток тяжелой высоковязкой нефти. На базе разведанных запасов нефти Усинского месторождения – одного из крупнейших на севере Европейской части России, был создан нефтедобывающий район с центром в г. Усинске. По территории Усинского месторождения проложен магистральный нефтепровод Уса – Ухта, построена железнодорожная ветка от станции Сыня до г. Усинска. Грузоперевозки также осуществляются реками в период навигации и авиационным транспортом С целью изучения геологического разреза и оценки перспектив нефтегазоносности южной части Большеземельской тундры в пределах Усино-Колвинского свода в конце 1960 г. заложена опорная скважина № 1 (Усинская). В 1963 г. при опробовании этой скважины в интервале 1216 - 1305 м из пермо-карбоновых отложений получен приток тяжёлой высоковязкой нефти с дебитом 5,4 т/сут через штуцер диаметром 2,5 мм. 2. МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ УВС И ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ УВС ПЛАСТОВ 2.1. Анализ эффективности применяемых методов Методы интенсификации добычи – методы увеличения добычи нефти/ газа путем закачки в пласт жидкостей или газов, которые легко смешиваются с нефтью (наиболее часто – диоксид углерода), пар, воздух или кислород, растворы полимеров, За период 2010-2020 гг. на эксплуатационном фонде проведен ряд мероприятий, направленных на регулирование процессов разработки, с целью интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Количество скважино-операций и виды выполненных мероприятий приведены на рисунк 2 Всего за счет методов ГТМ за этот период (6363 мероприятия) дополнительно добыто 7023,3 тыс.т нефти (средний прирост дебита нефти составил – 8,2 т/сут). Основное количество дополнительной добычи нефти добыто за счет ПЦО (пароциклической обработки) (средний прирост дебита нефти – 11,2 т/сут), ввод новых скважин (средний прирост – 15,3 т/сут) и ограничения водопритока (средний прирост дебита нефти – 7,2 т/сут). На рисунке 2 приведены диаграммы, характеризующие основные показатели ГТМ за период 2010-2020 гг. Рисунок 2.1.1 – Количество ГТМ за период 2  010-2020 гг.Таблица 1 – Результаты ГТМ по испытанию технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за 2010-2020 гг.
Обработка призабойных зон Обработку призабойной зоны пласта проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик с целью увеличения производительности добывающих и нагнетательных скважин. ГТМ(геолого-технические мероприятия) выполнено на 489 скважинах, что составляет 7,0 % от общего количества мероприятий (таблица 2.1.4). Дополнительная добыча при этом составила 574,9 тыс.т (по 1,2 тыс. т на скважину), прирост дебита нефти – 6,2 т/сут. Для обработки призабойных зон применялись соляно и термокислотные составы, а также такие технологии как термо-газохимическое воздействие (ТГХВ). Стандартные технологии ОПЗ с кислотным составом HCl преимущественно применяются с целью увеличения приемистости пласта перед проведением ПЦО. В условиях высоковязких нефтей, в скважинах, где отсутствует возможность проведения ПЦО, применяются термокислотные обработки (ТКО). Эффективность данной технологии выше стандартной благодаря применению растворов с магнием или его сплавами. В результате обеспечивается увеличение температуры нефти, за счет экзотермической реакции солянокислотного раствора с магнием, и приемистости пласта Таблица 2 – Показатели эффективности ОПЗ
Перфорационные работы По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефтегазоносных) и водоносных пластов колонну цементируют. При этом нефтеносные и газоносные пласты оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом, и приток жидкости в такую скважину невозможен, пока не будут созданы условия для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце против нефтеносного (газоносного) пласта создают ряд каналов (отверстий), обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной: по этим каналам нефть и газ поступают в скважину. Как правило, отверстия в колонне и цементном кольце создают путем прострела. Этот процесс называют перфорацией колонны, а аппараты, при помощи которых производится прострел, перфораторами. Их спускают в скважину на каротажном кабеле. За рассматриваемый период проведено 467 скважино-операций по перфорации пластов, дополнительно добыто 593,5 тыс.т нефти, средний прирост нефти составил – 6,6 т/сут (таблица 2.1.6). Наибольшая технологическая эффективность по ПВР достигнута в 2019 году, по 24 скважинам дополнительно добыто – 57,8 тыс.т нефти или по 2,4 тыс.т на скважину, что на 1,1 тыс. т больше по данному виду ГТМ, чем в среднем за период 2010-2020 гг. Пароциклические обработки (ПЦО) Пароциклические обработки скважин (ПЦО) занимают особое место среди термических методов воздействия вследствие универсальности, заключающейся в том, что ПЦО могут применяться как в сочетании с другими методами термического воздействия, и как самостоятельный способ разработки участка или всей залежи (месторождения) в целом, на различных стадиях разработки месторождения. Большинство проектов по паротепловому воздействию начинается с ПЦО, которые характеризуется более быстрым сроком окупаемости и более низким паронефтяным отношением по сравнению с паротепловым воздействием на весь пласт Наиболее массовым видом ГТМ, проводимых на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, являются ПЦО добывающих скважин. За период 2010-2020 гг. на залежи проведено 1188 ПЦО, при этом дополнительная добыча нефти составила 2322,9 тыс.т, средний прирост дебита нефти – 11,2 т/сут (таблица 3). Таблица 3 – Показатели эффективности ПЦО
за период 2016-2020 гг. планировалось выполнение 59-69 скважино-операций во внутренней зоне залежи. За 2016 год в краевой зоне выполнены 7 скважино-операций, начальный прирост дебита нефти в среднем составил 17,0 т/сут, что показало высокую эффективность технологии и позволило в дальнейшем тиражировать ее на всю краевую зону залежи. Опыт проведения ПЦО в краевой зоне в 2016-2020 гг. показал лучшую эффективность по сравнению с внутренней зоной (рисунок 3).  Рисунок 3 – Динамика проведения ПЦО за 2016-2020 гг. Высокая эффективность ПЦО позволила кратно увеличить объемы их выполнения, в связи с чем фактическое количество операций и дополнительная добыча нефти в период 2016-2020 гг. значительно превысили проектные величины (рисунок 6.1.5). Ввод новых скважин Вводом новых скважин в эксплуатацию следует считать: для нефтяных скважин - момент, когда принятая на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти и зачисленная в эксплуатационный фонд нефтяная скважина освоена, подключена к промысловому нефтесборному коллектору, установлен режим ее работы, и она пущена в промышленную эксплуатацию для добычи нефти. За период 2010-2020 гг. введено из бурения 394 скважин (таблица 5). Планируемый прирост среднего дебита нефти по новым скважинам – 14,5 т/сут, фактически достигнут – 15,3 т/сут, дополнительная добыча составила 1103,4 тыс.т. Таблица 5 – Показатели эффективности ввода скважин из эксплуатационного бурения
В процессе бурения скважин проводился комплекс технологических и геолого-геохимических исследований: отбор керна, отбор пластовых флюидов, исследования ПГИС с использованием комплексной аппаратуры FOCUS. Ремонтно-изоляционные работы (РИР) Основная цель ремонтно-изоляционных работ – это исключение гидродинамического канала связи с обводнённым пластом. Для успешного проведения мероприятий необходимо знание о текущей нефтеводонасыщенности продуктивных пропластков перед проведением РИР. Перед началом проведения работ необходимо провести комплекс промысловых геофизических исследований (ПГИ) с целью определения источника обводнения и целостности эксплуатационной колонны. . Для изоляции обводненных интервалов применяют следующие технологии: Технология ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ в добывающих и нагнетательных скважинах с применением ВУС(вязкоупругие составы) Технология гелеобразующей композиции ПСБ для ограничения прорыва газа в добывающих скважинах Технология ремонтно-изоляционных работ с применением полимерцементного раствора «Монолит-Р» Технология по ограничению водопритоков и восстановлению крепи эксплуатационных скважин пеноцементным раствором 3. ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ И КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ 3.1. Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения УВС Последний подсчет запасов нефти и растворенного газа пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения выполнен в 2016 г. по результатам геологоразведочных работ в период с 1999 по 2015 гг. с целью переоценки запасов нефти согласно новой классификации, разбуренной части площади залежи в более высшую категорию и в связи с необходимостью составления проектной документации на разработку, утвержден ГКЗ Роснедра в 2007 г.. На Государственном балансе полезных ископаемых РФ на 01.01.2021 г. числятся запасы углеводородов, соответствующие утвержденным ГКЗ. Определение коэффициента нефтеизвлечения (КИН) и извлекаемых запасов нефти является важным критерием для оценки эффективности разработки залежи. оценка коэффициента извлечения нефти произведена следующими методами: - статистическим методом; - методом аналогии (сопоставление КИН с объектами-аналогами). Существуют различные статистические модели расчета КИН, из которых можно выбрать модели с исходными параметрами близкими к средним показателям рассматриваемых объектов разработки. Для оценки КИН по пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения была использована модель Мартос В.Н., Куренков Капитальные вложения на освоение пермо-карбоновой залежи Усинского нефтяного месторождения включают в себя затраты на бурение скважин, оборудование, не входящее в сметы строек и строительство объектов нефтепромыслового обустройства. Cтоимость бурения скважин с учетом первичного монтажа/мобилизации и затрат на освоение при бурении наклонно-направленный скважины принята на уровне 45941 руб./м, горизонтальной скважины – 113202 руб./м. Дополнительно, согласно прогнозу недропользователя, к стоимостям бурения с 2022 года применен повышающий коэффициент в размере 20% в связи с ростом мировых цен на строительные материалы. |