Применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность

 

3.2.Оборудование и конструкция  скважин

 

       На  Приобском месторождении конструкция эксплутационных скважин состоит:

1. Направление – бурится диаметром 426 мм и глубиной 30м, спускают трубы и цементируют по всей глубине. Направление служит для надежного крепления верхних интервалов и предотвращения размыва устья скважины.
2. Кондуктор – бурится диаметром 245 мм и глубиной 800 м. Кондуктор служит для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения, а также для возможности установки на устье противовыбросового и устьевого оборудования.
3. Эксплутационная колонна – бурится диаметром 168 мм и глубиной ниже продуктивного пласта на 20-40 м. Эксплутационная колонна крепит и разобщает продуктивные горизонты и вышележащие зоны геологического разреза от продуктивных пластов, обеспечивает размещение в ней оборудования для подъема жидкости или закачки необходимых агентов в пласт.

 Скважины  на Приобском  месторождении  бурятся глубиной от 2500 м до 2700м  в зависимости от глубины залегания  продуктивного горизонта. Все скважины наклонно-направленные, с разным углом наклона.  В скважины спускают эксплутационную колонну диаметром 146,168мм.

 

3.3. Анализ  механизированного фонда скважин.

 

Весь фонд скважин  Приобского месторождения представлен  фондом скважин разбуренных в  левой части месторождения, правая же его часть только начинает разбуриваться. На данном этапе разработки на левой части месторождения разбурено около пятисот скважин, из них около 430 скважин используются для добычи нефти, около 60 используются для формирования системы ППД и около 10 используются в качестве наблюдательных и прочих, весь фонд распределен по 28-ми кустам. Фонд скважин находиться в постоянном движении, т.е. скважины переходят из одной группы в другую. Внутри эксплуатационного фонда скважины так же находятся в движении переходя из дающих, в простаивающие, или в бездействующие и наоборот.  

На 1.12.1999 эксплуатационный фонд скважин составляет 422 единиц. Из них 300 скважин дают нефть 23 скважины простаивающие и 99 бездействующих. Простаивающими скважинами являются те скважины, которые находятся в простое менее 31 суток, если скважина находится в простое более этого срока, то она переводится в разряд бездействующих. Распределение скважин по категориям эксплуатации приведено на рисунке 3.2.1.

Рис. 3.2.1.  Распределение скважин по категориям эксплуатации

 

На Приобском  месторождении на данный момент применяются  как фонтанные, так и механизированные способы эксплуатации скважин. Из механизированных способов наибольшее распространение получили способы эксплуатации скважин с помощью электроцентробежных насосов (ЭЦН) и штанговых глубинных насосов (ШГН). Помимо перечисленных способов механизированной эксплуатации были попытки внедрить винтовые и диафрагменные насосы, но они были неудачными.

На 1.12.1999 года эксплуатационный фонд представлен следующим образом:

      - скважин эксплуатируемых фонтанным  способом – 50 .    

      - скважин эксплуатируемых электроцентробежными насосами –154 .

      - скважин эксплуатируемых штанговыми  глубинными насосами – 206 .

Распределение фонда скважин по способам эксплуатации представлено на рисунке 3.2.2.

 

Рис. 3.2.2.  Распределение фонда скважин по способам эксплуатации

Динамика показателей разработки по Приобскому месторождению представлена в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1.

Динамика показателей разработки Приобского месторождения 

	ПОКАЗАТЕЛИ	ед. измер.	год разработки
			1997	1998	1999
1	Добыча нефти	т.тн	1062,00	1184,00	1350,00
2	в т. ч.: мехдобыча	т.тн	1032,149	1151,725	1321,908
3	из  нее:   ЭЦН	т.тн	848,004	843,484	967,802
4	ШГН	т.тн	184,145	297,241	338,700
5	фонтан	т.тн	29,851	43,275	43,392
6	добыча  из старых  скважин	т.тн	1058,086	1183,412	1208,171
7	из новых скважин	т.тн	3,914	0,588	141,829
8	Добыча  жидкости	т.тн	1083,46	1233,00	1439,00
9	В т. ч.: мехдобыча	т.тн	1051,86	1191,49	1365,96
10	из  нее:   ЭЦН	т.тн	866,61	876,97	998,64
Продолжение таблицы 3.2.1
11	ШГН	т.тн	185,25	314,52	367,32
12	Фонтан	т.тн	31,59	46,15	48,87
13	Закачка воды	тыс. м3	1570,00	2094,00	1774,00
14	Ввод новых скважин	скв.	7	4	44
15	Ввод нагнетательных скважин	скв.	28	28	21
16	Эксплуатационный  фонд	скв.	432	413	422
17	в т.ч. Действующий   фонд	скв.	326	319	385
18	Нагнетательные	скв.	79	102	120
19	в т.ч. действующие	скв.	58	69,0	94
20	Коэффициент эксплуатации	к	0,868	0,909	0,939
21	Коэффициент использования	к	0,558	0,659	0,778
22	Среднедействующий фонд	скв.	286	307	316
23	Средн. дебит 1 скв. по жидкости	т/сут.	11,9	12,0	14,00
24	Средн. дебит 1 скв. по нефти	т/сут.	11,5	11,5	13,10

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. технологии воздействия на пласт и призабойную

зону.

 

В отечественной  и зарубежной практике разработки нефтяных месторождений широко используются различные методы воздействия на пласт, различающиеся    механизмами воздействия на пласты и используемыми рабочими агентами. Наиболее распространенными  методами воздействия  являются:

• заводнение  (включая различные гидродинамические методы воздействия);
• разновидности заводнения с использованием химических реагентов (физико-химические методы воздействия):

- полимерное,

- с применением  ПАВ,

- мицеллярное,

- щелочное,

- растворами  кислот,

- агентами на  спиртовой основе,

- агентами на  других основах,

- карбонизированной водой, 

• заводнение с   потокоотклоняющими технологиями на основе химических реагентов;
• газовые методы:
• смешивающиеся вытеснение нефти углеводородными газами,
• несмешивающиеся вытеснение нефти углеводородными газами,
• вытеснение нефти неуглеводородными газами,
• водогазовая репрессия;
• нагнетание оторочек жидких растворителей,
• тепловые методы;
• нагнетание пара,
• нагнетание горячей воды,
• внутрипластовое горение.
• микробиологические методы.

Выбор метода воздействия  на нефтяные залежи определяется  рядом  факторов, наиболее существенными из которых являются геолого-физические характеристики залежей, технологические возможности осуществления метода на данном месторождении и экономические критерии. Перечисленные выше методы воздействия на пласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются на огромном наборе составов используемых  рабочих агентов. Поэтому при анализе существующих методов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработки месторождений Западной Сибири, а также месторождений других регионов с аналогичными Приобскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкую проницаемость коллекторов) и пластовых флюидов.

Из  методов интенсификации добычи нефти воздействием на призабойную  зону наиболее широко распространены:

• гидроразрыв пласта;
• кислотные обработки;
• физико-химические обработки различными реагентами;
• теплофизические и термохимические обработки;
• импульсно-ударное, виброакустическое и акустическое воздействие.

 

 

 

 

 

 

4.1 Геолого-физические  критерии применимости различных  методов

воздействия на  Приобском месторождении.

 

Основными геолого-физическими  характеристиками Приобского месторождения  для оценки применимости различных  методов воздействия являются:

• низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам исследования керна по пласту АС₁₂ составило 2,4*10^-3 мкм².
• высокая латеральная и вертикальная  неоднородность пластов,
• залежи литологически экранированные, естественный режим – упругий замкнутый,
• толщина пласта  АС₁₂ составляет  40,6 м.
• глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,
• начальное пластовое давление-  23,5-25 МПа,
• пластовая температура- 88-92⁰С,
• плотность пластовой нефти- 770-753 кг/м³,
• вязкость пластовой нефти- 1,43-1,08 мПа*с,
• давление насыщения нефти 12,5-14,3 МПа,
• нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.   

Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия  на пласт  можно отметить, что, даже без детального анализа,  из перечисленных  выше методов   для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы  применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм² для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с  и при температуре до 90⁰С (для более высоких температур применяются дорогостоящие,  специальные по составам полимеры).

4.2 Заводнение  пластов.

 

Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при  строгом соблюдении необходимых требований к  технологии его осуществления.

В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов  является:

-ухудшение фильтрационных  свойств породы за счет:

-набухания глинистых  составляющих породы при контакте  с закачиваемой водой,

-засорения коллектора  мелкодисперсными механическими  примесями, находящимися в закачиваемой воде,

-выпадением  в пористой среде коллектора  осадков солей при химическом  взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды,

-уменьшение  охвата пласта заводнением вследствие  образования вокруг нагнетательных скважин трещин разрыва  и распространения их  в глубь пласт (для прерывистых пластов, возможно, также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу),

-значительная  чувствительность к характеру  смачиваемости пород нагнетаемым  агентом значительное снижение  проницаемости коллектора за  счет выпадения парафинов.    

Проявление  всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.

Для устранения влияния на процесс заводнения указанных  факторов используются соответствующие  технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.

Для Приобского месторождения заводнение следует  рассматривать в качестве основного  метода воздействия.

 

4.3 Водогазовое  воздействие.

 

Водогазовое воздействие (ВГВ) или водогазовая репрессия (ВГР) как метод воздействия предполагает нагнетание в пласты  газа и воды в определенной последовательности и в определенных соотношениях. Основной механизм ВГВ  заключается в увеличении охвата пласта процессом вытеснения нефти с одновременным повышением  коэффициента вытеснения нефти.  Охват пласта вытеснением увеличивается вследствие образования обширных зон трехфазной фильтрации нефти, газа и воды в наиболее проницаемых зонах  и прослоях  пласта. Тем самым происходит выравнивание фронта вытеснения. Коэффициент вытеснения повышается вследствие проявления двух факторов: стабилизации раздела нефть-вытесняющий флюид (вода и газ) на микроуровне  (охват пористой среды в масштабе керна) и дополнительного доотмыва отдельных глобул нефти вследствие периодической смены вытесняющей фазы (газ и вода), а также условий смачивания поверхности пористой среды

При   выборе   объектов   водогазового   воздействия   необходимо руководствоваться следующими критериями: