авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Совершенствование методов воздействия на призабойную зону и увеличение производительности скважин фундамента на примере месторождения белый тигр (срв)

-- [ Страница 2 ] --

На рисунках 3 5 представлены данные о среднесуточной добыче и обводненности продукции по объектам разработки, видам эксплуатации и в целом по месторождению «Белый Тигр».

  Среднесуточный дебит одной скважины месторождения «Белый Тигр» Рисунок-2

Рисунок 3 Среднесуточный дебит одной скважины
месторождения «Белый Тигр»

  Среднесуточный дебит одной фонтанной скважины месторождения «Белый-3

Рисунок 4 Среднесуточный дебит одной фонтанной скважины месторождения «Белый Тигр»

  Среднесуточный дебит одной газлифтной скважины месторождения «Белый-4

Рисунок 5 Среднесуточный дебит одной газлифтной скважины месторождения «Белый Тигр»

Ежегодно, начиная с 2002 года, в целом по месторождению среднесуточный дебит падает, а обводненность растет.

В промышленную эксплуатацию залежь фундамента введена в 1988 г. Разработка залежи с 1988 по 1992 г. велась в режиме истощения пластовой энергии. При этом начальное пластовое давление снизилось с 38 до 24 МПа. С 1993 г. началось поддержание пластового давления путем закачки воды в залежь. В соответствии с технологической схемой закачка ведется в интервал глубин ниже 4000 м.

Максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов (6,7 %) был достигнут в 2002 г., на 14-ом году разработки, и составил 12,1 млн т (рисунок 6).

В настоящее время залежь нефти фундамента находится на завершающем этапе стабильного периода добычи нефти. На 01.01.2006 г. отобрано 73 % от извлекаемых запасов.

Рисунок 6

Динамика добычи нефти и закачки воды по залежи фундамента месторождения «Белый Тигр»

Основными причинами ухудшения проницаемости призабойной зоны скважин являются загрязнение ПЗС в процессе строительства скважины; образование и миграция частиц твердой фазы; выпадение органических и неорганических образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды; отложение продуктов реакции после кислотных обработок.

Для более эффективного использования фонда скважин необходимо применять все имеющиеся в науке и практике интенсивные способы повышения добычи нефти. Одним из этих способов является обработка призабойных зон скважин - это комплекс работ, связанный с восстановлением их работоспособности. Он является важным источником и резервом поддержания объемов добычи нефти

В третьей главе дан анализ применения методов обработки призабойных зон скважин залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» с целью интенсификации притоков нефти.

Разработка месторождении с 2003 года ведется в условиях естественной падающей добычи нефти. Это обусловлено выработкой основных запасов нефти из высокопродуктивных зон, обводнением залежи фундамента и, как следствие, сокращением фонтанного фонда скважин.

Как показывает практика, в СП «Вьетсовпетро» обработка призабойных зон скважин глинокислотными растворами и применение нефтекислотных эмульсий – наиболее распространенный и наименее затратный метод интенсификации добычи нефти. Их эффективность напрямую зависит от правильности выбора геолого-технических характеристик призабойной зоны скважин и кислотного раствора.

В 2006 году обработка призабойных зон выполнена на 53 скважинах, из них: глинокислотным раствором – 34 скважино-операций; нефтекислотной эмульсией на основе глинокислотного раствора (НКЭ-ГКР) 10 скважино-операций; с применением малогабаритного комплексного аппарата воздействия (МКАВ) – 1 скважино-операция; гидравлический разрыв пласта (ГРП) – 4 скважино-операции; акустическое воздействие (АВ) на пласт 4 скважино-операции.

По фонду добывающих скважин из обработанных ГКР 28 скважин 19 дали прирост добычи 82,5 тыс. т, более половины объема (56 %) дополнительно добытой нефти получено из фундамента (5 скважино-операций). Накопленная добыча нефти на 1 скважино-операцию при обработке ГКР составила 2427 т, по фундаменту этот показатель значительно выше – 9224 т.

Обработка призабойной зоны скважин нефтекислотной эмульсией на основе ГКР более эффективна (из 10 обработок 9 – успешны), прирост добычи равен 28,3 тыс. т, что на 1 скважино-операцию составил 2831 т. Это на 404 т больше, чем обработка без применения НКЭ.

Из 53 проведенных в 2006 году работ по воздействию на призабойную зону скважин с целью интенсификации добычи нефти 37 (70 %) дали эффект, суммарная дополнительная добыча составила 141,1 тыс. т нефти, выручка от реализации дополнительно добытой нефти равна 71,4 млн долларов США, из них 56,2 млн долларов США (79 %) – от НКЭ-ГКР и ГКР, и 15,2 млн долларов США (21 %) от ГРП. Чистая прибыль от проведенных мероприятий равна 30,5 млн долларов США. Мероприятия с применением МКАВ и АВ оказались убыточными в связи с отрицательными результатами. При этом затраты на проведение одной операции ГКР составили 37,1 тыс. долларов США, НКЭ-ГКР – 45,9 тыс. долларов США, ГРП – 1021,7 тыс. долларов США, МКАВ – 401,8 тыс. долларов США, АВ – 124,6 тыс. долларов США. Основная доля затрат при проведении ОПЗ нефтехимическими растворами порядка 60 % это стоимость используемых химреагентов.

Таким образом, на сегодняшней стадии разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» активизация и усовершенствование работ по интенсификации добычи нефти методами воздействия на призабойную зону скважин являются актуальными с учетом приобретаемого опыта, дают технологический и экономический эффект и имеют экономическую целесообразность вложения средств в их развитие.

Четвертая глава посвящена совершенствованию методов и технологии воздействия на призабойную зону скважин.

Метод воздействия на призабойную зону скважин на месторождении «Белый Тигр» кислотами следует выбирать с учетом геолого-физических характеристик продуктивного коллектора, состояния призабойной зоны скважин перед обработкой и свойств применяемых для обработки реагентов.

Рассматриваемые в данном разделе вопросы изучения и совершенствования кислотных растворов касаются улучшения рецептуры кислотной эмульсии путем добавления в ее состав вместо сырой нефти продуктов перегонки нефти и специального реагента композиции масел органического происхождения.

Следует отметить, что эффективность кислотных обработок зависит от правильности выбора кислотного раствора и геолого-физических характеристик ПЗС. При проведении работ по ОПЗ особое внимание следует уделять недопущению возникновения реакции, приводящей к выпадению труднорастворимого гидрогеля, ухудшающего фильтрационные характеристики ПЗС.

С целью оценки эффективности технологии повышения продуктивности добывающих скважин залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» путем кислотной обработки призабойной зоны скважин и для обоснования проведения опытно-промышленных работ на добывающих скважинах залежи был проведен большой объем лабораторных работ, которые учитывают следующие факторы:

- причины снижения проницаемости пород нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» в призабойной зоне добывающих скважин;

- свойства пластовых флюидов;

- свойства новых кислотных составов;

- технические требования к новым кислотным составам;

- технические требования по приращению коэффициента восстановления проницаемости после кислотной обработки (не менее 15 %).

Лабораторным испытаниям были подвергнуты кислотные составы для обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин:

- кислотный состав ACID-01 (соотношение между маслом DMC и кислотным составом 40-60);

• 10 % НС1 + 2 % HF + 5 % СН3СООН + 2 % АП600+ 2,5 % А270 +
+ 3 % Эмультан + 2 % NTF.

Составы используемых в исследованиях кислот соляной НС1, плавиковой HF, уксусной СН3СООН, нитрилотриметилфосфоновой C3H12NO9P3 (NTF) соответствуют требованиям РД СП «Вьетсовпетро».

При лабораторных испытаниях на модели пласта для добывающих скважин выявлено, что коэффициент восстановления проницаемости для нефти при кислотной обработке составом ACID-01 изменяется от 62 до 81 % (среднее значение 74 %).

Для интенсификации добычи нефти в СП «Вьетсовпетро» применяются следующие кислотные составы: 1) глинокислотный раствор, 2) нефтекислотная эмульсия.

Расход реагентов для приготовления кислотных растворов определяется следующим образом.

Необходимый объем товарной кислоты (, л) на приготовление 1 м3 кислотного раствора определяется по формуле:

(1)

где b заданная концентрация кислоты в составе, %; плотность раствора кислоты при заданной концентрации, г/см3; B весо-объемная концентрация товарной кислоты, кг/л.

Необходимый объем кислотного раствора (, м3) определяется следующим образом.

(2)

где усредненный радиус обрабатываемой зоны пласта, м (обычно не менее 1 м); высота интервала фильтра (т.е. вскрытая глубина пласта) м; m коэффициент эффективной пористости, трещиноватости, пустотности, доля единицы.

Необходимое количество вспомогательных реагентов – ингибиторов коррозии, комплексообразователей, ПАВ и др. определяется по формуле:

(3)

где количество вспомогательного реагента на обработку, м3; концентрация реагента в кислотном растворе, %.

По геолого-физическим характеристикам пласта и конструкции скважины производится расчет объемов закачиваемого кислотного раствора по формулам (1), (2), (3) и продавочной жидкости ():

(4)

где объем НКТ от устья до башмака, м3; объем эксплуатационной колонны от башмака НКТ до нижних отверстий интервала перфорации или до забоя при открытом стволе, м3; 1,2 коэффициент увеличения объема для обеспечения полной закачки кислотного раствора в пласт.

Технология приготовления ГКР заключается в следующем.

- в емкость для приготовления ГКР набирается пресной технической воды и растворяется в ней расчетное количество уксусной кислоты ;

- добавляется расчетный объем товарной соляной кислоты (), все вспомогательные реагенты в количествах, определяемых по формуле (3), воду (до общего объема раствора, равного VКР), и все перемешивается насосом до получения однородного раствора (около 15 минут).

Результаты ОПЗ по технологии ГКР дали высокую эффективность по скважинам: 67/4, 1010/10, 68/3, 302/RP3, 711/7, 90/6, 605/6. Коэффициент успешности ОПЗ составляет 85 %.

Механизм локального гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти с использованием пороховых генераторов давлений (ПГД) заключается в направленном воздействии на пласт путем установки ПГД напротив заданного интервала. В призабойной зоне продуктивного пласта создаются трещины, которые обеспечивают надежную гидродинамическую связь скважины с удаленной зоной пласта, обладающей улучшенными фильтрационными свойствами. Одновременное воздействие на горные породы и пластовые жидкости импульсами давления и температурой, возникающих при сгорании пороховых секций заряда в скважине, приводит к созданию в призабойной зоне пласта дополнительных флюидопроводящих каналов, очистке от отложений парафина, асфальто-смолистых веществ, а также продуктов химических реакций.

Основным преимуществом применения технологии ЛГРП является возможность создания трещин протяженностью до 30 м при их остаточном раскрытии до 3 мм, что позволяет значительно увеличить гидродинамическую связь пласта со скважиной.

Помимо оптимизации кислотных составов, важное значение имеет и сама технология проведения ОПЗ. Для повышения эффективности обработок предлагается рассмотреть возможность использования устьевых или забойных генераторов электрогидравлического и/или механогидравлического воздействия на призабойную зону, позволяющих создавать дополнительные трещины в породах продуктивных пластов. Применение новых кислотных составов и технологии гидроударного воздействия на призабойные зоны скважин позволяет значительно увеличить коэффициент продуктивности в добывающих скважинах.

Характеристики скважин до и после ГРП-КОД представлены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 Характеристики скважин до ГРП

Скв./ МСП Способ эксплуа-тации Параметры работы
Дата замера QН, т/сут. Dшт, мм Рб, ат. РЗ, атм
1007/10 фонтан 21.10.04 г. 115 14 20 28
1106/11 в простое - 0 - - -
907/9 фонтан (периодич). 10.2004 г. 20 8 20/0 75/65
700/7 бездейств. - 0 - - -
1003/10 фонтан 07.2005 г. 33 12 14 100
1007/10 фонтан 03.08.05 г. 96 - 5 61
81/6 фонтан 18.08.05 г. 173 16 28 77
801/8 фонтан (периодич.) 08.2005 г. 3 10 - -

Впервые на месторождении «Белый Тигр» проведен повторный ГРП в скважине № 1007 нижнего олигоцена (в 2004 году проведена кислотная обработка под большим давлением, и в 2005 году проведен ГРП с закреплением пропантом). В результате повторной обработки получено устойчивое увеличение дебита. Это показывает, что в скважинах нижнего олигоцена можно проводить повторный ГРП с закреплением трещин пропантом.

По динамике технологических параметров процесса КОД скважин №№ 1106/11, 1007/10, 81/6, 801/8 фундамента получены результаты, свидетельствующие о наличии эффекта кислотных обработок за счет применения больших объемов кислотных растворов с увеличением охвата объекта воздействием, последующего интенсивного размыва продуктов реакции с использованием форсированных режимов подачи и абразивного действия технологической жидкости с вводимым в неё пропантом, а также за

Таблица 4 Результаты выполнения ГРП

Скв./ МСП Дата ГРП Способ освоения после ГРП Способ эксплуа-тации после ГРП Параметры работы
QН, т/сут Dшт, мм Рб, атм РЗ, атм При-рост дебита, т/сут Накоп-ленная добыча нефти, т
1007/10 13.11.04 г. - жидкий азот по тех. DSE - ПОЖ - Г/л фонтан (в простое до 2.05 г.) 106 (28.2.05 г.) - 9 479 - 35 -
1106/11 17.11.04 г. - жидкий азот по тех. DSE - ПОЖ - Г/л фонтан 44 (за 10.05 г.) 8 7…12 0 44 7195
907/9 22.11.04 г. -жидкий азот по тех. DSЕ - ПОЖ - Г/л - фонтан (периодич.) - Г/л (с 10.05 г.) 20 (13.6.05 г.) 80 8 92 63 - 1903
700/7 08.12.04 г. - жидкий азот по тех. DSЕ - ПОЖ - Г/л - в простое (до 2.98 г.). - Г/л (с 02.05 г.) - - - - - -
1003/10 01.08.05 г. Г/л - фонтан - период. г/л
с 10.05 г.
61 (19.8.05 г.) 12 20 61 28 474
1007/10 17.08.05 г. Г/л фонтан 220 (5.11.05 г.) - 9 60 124 3487
81/6 28.08.04 г. Г/л фонтан 498 (7.09.05 г.) 30 29 94 325 22508
801/8 27.09.05 г. - фонтан -Г/л 10.10.05 г. 157 (12.11.05 г.) - 14 93 154 5562
Примечание: ПОЖ пенообразующая жидкость; Г/л газлифт.


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.