Месторождений с трудноизвлекаемыми запапсами»

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа им. М.С.Гуцериева

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

Курсовая работа по дисциплине:

«Разработка нефтяных

Месторождений с трудноизвлекаемыми запапсами»

Тема: «Анализ эффективности проведения кислотного гидравлического разрыва пласта в условиях Осинского нефтяного месторождения»

 

Выполнил

Студент группы ЗМ-21.04.01.01-19(К)_______________________ Иванов И.И.

Проверил

Зав.кафедры РЭНГМ__________________________________ Борхович С.Ю.

 

ИЖЕВСК 2018

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..3

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ………………….……………………………….5

1.1 Общие сведения о месторождении…………………...……….………….5

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения…………………..7

1.3 Нефтеносность…………………………………………………………...14

1.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов......................................................................................................18

1.5 Состояние и свойства пластовых флюидов…………………………….22

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ……………………………...……………...24

2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения …...24

2.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации…..27

2.3 Сопоставление фактических и проектных показателей……………….31

3 СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ……………………………………………………35

3.1 Общие сведения о кислотном ГРП……………………………………...35

3.2 Техника и технология проведения кислотного ГРП…………………...37

3.3 Жидкости для КГРП……………………………………………………..41

3.4 Методика подбора скважин-кандидатов для кислотного гидроразрыва пласта…………………………………………………………………………44

3.5 Анализ проведения КГРП на Осинском месторождении……………...45

3.5 Расчет процесса КГРП…………………………………………………...51

3.6 Планирование мероприятий по КГРП…………………………………..66

3.7 Рекомендации к реализуемой технологии КГРП………………………68

4 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ КГРП……………73

4.1 Общие положения………………………………………………………..73

4.2 Экономическая оценка инвестиционного проекта………………….….74

4.2 Расчет экономической эффективности проекта………………………..76

ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….83

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………………...84

ВВЕДЕНИЕ

Для современного периода развития нефтяной промышленности Российской Федерации характерна неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35%. В то же время на долю трудно извлекаемых запасов нефти (низко проницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65%.

Следует отметить, что крупнейшие месторождения, открытые в 60-70-х гг. ХХ века, в результате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обводненность продукции этих месторождений достигла 80-90% и более. На ряде месторождений добыча нефти сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются также и коррозионная активность среды, высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насыщения, вязкость нефти и эмульсии. Кроме того, в нефтяных провинциях имеется значительное число низко продуктивных линзовых месторождений, разбросанных на большой территории. Отличительной их особенностью являются, как правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, высокая вязкость нефти. Следствием ухудшения структуры запасов становится снижение средних дебитов добывающих скважин.

Освоение подобных месторождений в настоящие время идет медленно, так как при существующих технологиях требует значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн. тонн обходится в 10-50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн. тонн.

В связи с этим на данном этапе развития нефтегазодобывающей промышленности остро стоит вопрос о проведении различных мероприятий по повышению нефтеотдачи на месторождении или интенсификации добычи.

На Осинском месторождении за отсчетный период 2010-2018 гг активно применяются различные МУН, связанные с повышением проницаемости в дренируемых зонах добывающих скважин, один метод из которых является проведение гидравлического разрыва пласта или его модификаций, на пример кислотного ГРП.

Цель данной работы – технико-экономическое обоснование проведение КГРП в условиях Осинского нефтяного месторождения. В работе необходимо рассмотреть вопросы принципов проведения КГРП (оборудования и технология процесса), теоретически описать выбор скважин-кандидатов для данного метода, а также проанализировать динамику и эффект дополнительной добычи за период 2015-2018 гг. Итогом работы будет технологический и экономический расчеты процесса КГРП.

Объектом исследования в работе будет Осинское нефтяное месторождение, расположенное в Осинском районе Пермского края. Месторождение открыто в 1960 г, а в промышленную эксплуатацию введено в 1963 г. Извлекаемые запасы месторождения по категории С₁ оцениваются в диапазоне 22-25 млн. т нефти. Компанией недропользователем месторождения является предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», на балансе которого поставлены 92 месторождения, остаточные извлекаемые запасы нефти промышленных категорий АВС1, по которым, составляют более 350 млн. тонн.

 

ГЕОЛОГОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Тектоника

В тектоническом отношении месторождение расположено на Осинском валу, приуроченном к Пермскому своду, осложненному двумя поднятиями: Осинским и Елпачихинским. По отношению к Камско-Кинельской системе прогибов Осинский вал является структурой, секущей внутреннюю и осевую зоны.

Наиболее приподнятой является центральная часть вала, с расположенным на нем Осинским поднятием.

По кровле башкирского яруса Осинская структура представляет собой неправильной формы асимметричные брахиантиклинальные складки с северо-западным и меридиональным простиранием. Размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 970 м – 18,13 х10,5 км, амплитуда – 86 м, углы падения крыльев: восточного от 2°17¢ до 3°55¢, западного – от 0°55¢ до 1°09¢.

На рисунке 1.3 предствлена структурная карта Осинского месторождения.

Где 1 — иаогппоы по кровле нефтяной залежи среднего карбона; 2 — водо-нефтяной контакт; з — скважины

Рисунок 1.3 - Структурная карта Осинского месторождения

 

Елпачихинской поднятие является структурным выступом, осложняющим Осинское поднятие. Размеры его 3,2х1,8 км, амплитуда – 3,2 м. В районе скв. 13 – 1,53х0,85 км, амплитуда – 0,6 м. Осинское поднятие замыкается с Елпачихинским общей изогипсой минус 990 м.

По кровле кыновского горизонта Елпачихинское поднятие имеет размеры – 8,2х3,2 км. Амплитуда – 11,7 м. Углы падения – от 1°54¢ до 2°54¢ (восточное крыло), 0°30¢ (западное крыло).

Геологический разрез месторождения изучен от четвертичных до вендского комплекса.

Максимальная вскрытая глубина отложений составляет – 2276 м (скв. 15).

Подсчетные объекты выделены на базе комплекса данных, включающих в себя промыслово-геофизическую характеристику, анализы керна, результаты опробования в сочетании с детальной корреляцией продуктивной части разреза.

 

Нефтеносность

В башкирско-серпуховской толще выделяется пять нефтенасыщенных пластов. Пласты Бш₀, Бш₁ и Бш₂ объединяют оба поднятия: Осинское и Елпачихинское (рис. 2). По типу залежи пл. Бш₀, Бш₁, Бш₂ пластовые сводовые, залежь пл. Бш₀ литологически ограниченная; по фазовому составу залежи – нефтяные. Нефтеносный пласт Бш₃ проявляется только на Осинском поднятии. Залежь пластовая сводовая. Пласт Срп промышленно-нефтеносный также только на Осинском поднятии. Залежь пластовая водоплавающая.

Среди пород коллекторов в целом преобладают биоморфные и дейтритовые разности известняков, особенно в верхней половине разреза (Бш₀, Бш₁, Бш₂), в пласте Бш₃ коллекторами чаще являются дейтритовые известняки, в пласте Срп - дейтритовые известняки и доломиты.

На Елпачихинском поднятии в подошве кыновского горизонта выделен продуктивный пласт Кн-_II, являющийся промышленно нефтеносным. Пласт вскрыт 10-ю скважинами. Пласт в большинстве скважин монолитный. Опробован в 3 скважинах (скв. 15, 51 и 58), дебит нефти на 5 мм штуцере составляет от 9 до 11 т/сут.

Пласт Кн- _II.

Пласт Кн-_II, являющийся промышленно-нефтеносным, выделен в подошве кыновского горизонта.

Покрышкой пласта являются плотные глинисто-алевролитовые породы толщиной от 2,4 до 10,4 м. Пласт прослеживается во всех пробуренных скважинах (вскрыт 10 скважинами). Средняя глубина залегания пласта – 2040 м. 

Залежь пластовая сводовая, размеры ее в пределах принятого ВНК – 10,4 х 3,8 км, высота 15,7 м, нефтяная. Водонефтяной контакт утвержден на абс. отметке минус 1930-1937 м. Нефтеносным пласт Кн-_II является только на Елпачихинском поднятии.

Коллектора – песчаники мелкозернистые, иногда алевролитистые (до 11,6 %) и глинистые (1,4-26,4 %). Цементы – глинистые и уплотнения.

Общая толщина пласта составляет в среднем 6,5 м, изменяясь от 1,8 до 9,6 м; нефтенасыщенная толщина в среднем 5,2 м, диапазон изменения 1,0-7,4 м.

Пласт Срп.

Серпуховский продуктивный пласт залегает в кровле серпуховского яруса. Покрышкой его служит небольшая толща глинистых известняков. Средняя глубина залегания - 1176 м. Пласт вскрыт 594 скважинами. Промышленно-нефтеносным пласт является только на Осинском поднятии. Залежь пластовая, водоплавающая, размеры ее 6х8,5 км, высота 57 м. ВНК принят на отметке минус 1002 м. Эта часть разреза является наиболее неоднородной по составу и коллекторским свойствам. Здесь преобладают детритовые (до 29 %), далее следуют сгустковые (до 21 %) известняки, доломиты (более 19 %).

Общая нефтенасыщенная толщина пласта составляет в среднем 26,3 м при диапазоне изменения от 0,6 до 59,9 м, эффективная – 10,9 м при диапазоне изменения 0,6-29,6 м. В пределах нефтенасыщенной части пласта выделяется от 1 до 34 проницаемых прослоев толщиной 0,4 -7 м.

Зона повышенных нефтенасыщенных толщин приурочена к центральной части, что свойственно водоплавающим залежам.

Пласт Бш₃.

Проницаемый пласт приурочен к подошве башкирского яруса. Нефтеносным пласт Бш₃ является только на Осинском поднятии. Пласт вскрыт 681 скважиной. Имеет повсеместное распространение (замещен в 27 скважинах). Средняя глубина залегания пласта – 1165 м. Залежь пластовая сводовая, размеры ее в пределах принятого ВНК (-1002 м) – 7,6х10,0 км, высота 71 м.

Коллектора – преобладают детритовые известняки (36 %), на втором месте - зернистые (29 %).

Из вторичных процессов отмечена кальцитизация, кавернозность, трещиноватость.

Общая толщина пласта составляет в среднем 12 м, эффективная –  3,3 м при диапазоне изменения от 0,4 до 9,0 м. В разрезе выделено до 15 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,6 м. Зон повышенной толщины по площади не отмечено, в основном распространение равномерное в пределах 3-5 м.

Пласт Бш₂.

Башкирский пласт Бш₂ отделяется от пласта Бш₁ небольшой толщиной 0,8-4,0 м глинистых известняков.

Средняя глубина залегания пласта Бш₂ – 1139 м. Пласт вскрыт 736 скважинами. Пласт распространен повсеместно, замещен плотными породами лишь в скв. 28 и 325.

Залежь объединяет Осинское и Елпачихинское поднятия, размеры 3,8-14,5х23 км, высота 98 м. По типу залежь – пластовая сводовая, по фазовому состоянию – нефтяная, ВНК на отметке минус 1002 м.

Коллектора – известняки, среди которых более чем на 60 % биоморфных.

При исследовании керна обнаружены следы проявления многих вторичных процессов – стилолиты, трещины, каверны, кальцитизация и доломатизация. Общая толщина пласта составляет в среднем 24,8 м при диапазоне изменения от 16,6 до 35,6 и, эффективная толщина – 7,9 м при диапазоне от 0,6 до 17,6 м. В разрезе пласта выделяется до 24 проницаемых прослоев, толщиной 0,4-5,2 м. Распределения эффективной толщины по площади месторождения равномерное, зон повышенных толщин не отмечено.

В пласте Бш₂ сосредоточены основные запасы нефти башкирско-серпуховской толщи (45 %).

Пласт Бш₁.

Стратиграфическая граница проведена на 1,8-2 м ниже подошвы пласта Бш₀ . Средняя глубина залегания продуктивного пласта Бш₁–1131 м. Пласт вскрыт 743 скважинами. Покрышкой пласта являются глинистые известняки. Пласт Бш₁ более выдержан по площади и разрезу, замещен лишь в 12 скважинах. Залежь единая для обоих поднятий. Размеры ее 4,5-15,0х33,7 км, высота 104 м. Залежь пластовая сводовая, нефтяная. ВНК на отметке минус 1002 м.

Коллектора – известняки, преобладают биоморфные (>75 %). Характерны по сравнению с пл. Бш₀ пониженные показатели доломитизации, окремнения, трещиноватости. Общая толщина пласта в среднем 7,2 м, диапазон изменения от 4,5 до 11,6 м, эффективная толщина – 2,5 м, диапазон изменения от 0,4 до 5,2 м. В разрезе пласта выделено до 7 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 2,8 м.

Нефтенасыщенная толщина пласта, в основном до 3 м, распространена равномерно по площади месторождения, несколько увеличиваясь до 4-5 м вдоль южного борта структуры.

Пласт Бш₀.

Проницаемый пласт Бш₀ залегает на 1,5-5 м ниже стратиграфической кровли яруса (1120 м), непосредственно под плотными породами. Пласт вскрыт 743 скважинами. В 38 % скважин пласт замещен плотными породами. Залежь пласта Бш₀ объединяет оба поднятия: Осинское и Елпачихинское. Размеры ее 3,8-14,5х33 км, высота – 116 м. Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, по фазовому состоянию - нефтяная. ВНК на отметке минус 1002 м.

Коллектора – известняки, среди которых 50 % детритовые, до 30 % биоморфные.

Для этой части разреза достаточно характерными являются доломитизация, кальцитизация, включение твердого битума, а также стилолитизация, трещиноватость, иногда кавернозность. Общая толщина пласта составляет в среднем 8,8 м.

Пласт состоит из 1-9 проницаемых прослоев толщиной 0,4-3,0 м. Эффективная толщина изменяется от 0,4 до 6,6 м.

Нефтенасыщенная толщина в основном до 2 м распространена равномерно по всей структуре, незначительно увеличена в северном (вдоль реки Камы) и южном направлении.

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ

Жидкости для КГРП

 

Характеристики жидкостей.

Наиболее важными характеристиками жидкостей для кислотного гидроразрыва являются:

· вязкость,

· эффективность,

· совместимость,

· стабильность,

· незначительные гидравлические потери,

· контролируемые разрушения геля и очистка,

· экономичность.

При приготовлении жидкости разрыва для КГРП широкое применение нашёл линейный гель на водной основе.

Реагент для молекулярной связки связывает полимерные цепочки жидкости для гидроразрыва пласта, повышая ее вязкость. Наиболее часто используемой является гуаровая смола (WG-46). Типичная полимерная жидкость с вязкостью 30 сантипуаз при связке может увеличить вязкость до 400 сантипуаз.

Добавки – это твердые или жидкие материалы, добавляемые к основе жидкости для гидроразрыва для того, чтобы изменить свойства жидкости (например, чувствительность к температуре или способность препятствовать фильтрации жидкости в пласт).

Наиболее распространенными типами добавок к жидкости для гидроразрыва являются:

· бактерициды (такие, как Bio-Clear-1000, которые препятствуют росту бактерий или Bio-Clear-2000, который убивает существующие бактерии),

· разрушители геля (которые расщепляют связанные жидкости),

· буферные растворы (которые используются для регулирования сгущения)

· стабилизаторы неустойчивых глин (такие, как CCS-10 и NCL-100),

· добавки для снижения фильтрации (такие, как J418и J84),

· понизители трения (специальные гели, которые уменьшают трение в трубах),

· деэмульгаторы (такие, как FS-100 и NE-201),

· поверхностно-активные вещества (такие, как S75, U78 и F40),

· стабилизаторы температуры (такие Тиосульфат натрия [J353] и K46).

Кислотный состав, характеристика.

При использовании растворов соляной кислоты, возникают проблемы, связанные с высокими значениями коррозии, межфазного натяжения на границе с углеводородами, а также вторичным осадкообразованием, повышенной скоростью реакции с водонасыщенной породой и с образованием осадков и эмульсий с пластовыми флюидами. Все это приводит к снижению эффективности солянокислотного ГРП, а также может привести к увеличению обводненности продукции скважин.

В настоящее время для обработки соляной кислоты применяется ряд добавок: ингибиторов коррозии, ингибиторов осадкообразования, деэмульгаторов, понизителей скорости реакции, ПАВ и т.д. число которых достигает 5 и более компонентов.

Поэтому разработка эффективных многофункциональных добавок для растворов соляной кислоты, применяемых при кислотной обработке карбонатных коллекторов, в т.ч. при кислотном ГРП, предотвращающих вышеуказанные проблемы, является научно-значимой и практически важной задачей.

 Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества, снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефть/нейтрализованная кислота.

С целью понижения поверхностного натяжения продуктов реакции кислоты с породой, повышения эффективности действия кислотного раствора, облегчения обратного оттока отработанной кислоты после обработки, в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые носят название интенсификаторов и представляют собой поверхнocтно-активные вещества (ПАВ).

 Наличие ПАВ облегчает проникновение кислотного раствора в микроскопические поры породы. Это необходимо при обработке плотных пород, а также при очистке зaбoя скважины от оставшихся частиц цемента или твердых отложений: ПАВ облегчают отделение от породы воды и проникновение кислоты через нефтяные пленки, покрывающие поверхность породы и выстилающие поверхность пор, и таким образом дают возможность кислоте вступить в контакт с породой, растворяя ее.

Гидрофобизаторы облегчают фильтрацию кислоты в нефтенасыщенных пропластках, снижают проникновение ее в водонасыщеную часть пласта, что сдерживает интенсивную проработку водонасыщенных каналов и ускорение проникновения по ним воды к нефтяным скважинам.

 Стабилизаторы – вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции и соединений железа, присутствующих в соляной кислоте.

Соляная кислота, получаемая с заводов, часто содержит повышенное количество железа (до 0,03% и более). В дальнейшем содержание хлорного железа может значительно повыситься (3000-15 000 мг/л) в - процессе транспортировки, хранения и прокачки кислоты через насосно-компрессорные трубы, к концу кислотной обработки продуктивного пласта хлорное железо гидролизуется с образованием нерастворимых в воде (и нейтрализованной кислоте) соединений, например гидрата окиси железа Fe(OH)₃. которые уменьшают исходную проницаемость призабойной зоны пласта в 1,5-3 раза.

В качестве стабилизаторов используют уксусную кислоту (1-3%). Возможно использование лимонной, винной кислоты или специальных композиций FEROTROLL.

Стабилизаторы существенно снижают скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной составляющей породы, благодаря чему увеличивают проникновение кислотных растворов в пласт.

Наиболее часто применяемый кислотный состав: СНПХ 8903, содержащий 22% HCl, ПАВ, ингибитор коррозии и деэмульгатор.

Расчет процесса КГРП

 

Выполним расчет процесса КГРП на примере скважины № 159 (плановый период проведения КГРП по скважине 2018-2019 гг).

Вместо пропанта будем использовать раствор 20% соляной кислоты (с добавлениями ПАВ) объемом V_ск=30 м³ и плотностью 1,100 кг/м³.

Дополнительными исходными данными будут являться следующие параметры:

-Глубина скважины - 1400 м;

-Пластовое давление 11,8 Мпа;

-Давление на забое скважины до проведения ГРП – 4 Мпа;

-Плотность нефти – 875 кг/м³;

-Плотность горных пород – 2500 кг/м³;

-Темп заказчик рабочих жидкостей Q – 3 м³/мин или 0,05 м³/с

-n - коэффициент Пуассона горных пород 0,2;

-Е – модуль упругости пород (Е = 10⁴ Мпа);

-В качестве жидкости разрыва используется водонефтяная эмульсия плотностью P’_ж = 950 кг/м³ и вязкостью m’_ж = 0,15 Па _* с;

-Вязкость нефти, 14 мПа·с;

-Вязкость раствора HCL 20% - 1,250 Па‧с;

-Радиус скважины 0,115 м;

-Диаметр НКТ (внутренний) – 0,09 м;

-Проницаемость пласта - 75‧10^-15 м²;

-Радиус контура питания, 200 м;

Вскрытая толщина пласта h =10 м;

Концентрация соляной кислоты HCl 20%, 250 кг/м³_.

Планирование мероприятий по КГРП

Анализ разработки башкирско-серпуховской залежи Осинского месторождения позволяет сделать вывод о том, что для активизации скважин, находящихся в зоне влияния нагнетательных скважин, но имеющих низкие показатели эксплуатации по причине засоренности призабойной зоны или слабой связи с окружающими нагнетательными скважинами необходимо применение методов повышения нефтеотдачи пластов. Одним из наиболее эффективных в настоящее время является метод кислотного гидроразрыва пласта.

Кислотный гидроразрыв пластов предлагается провести на скважинах №№ 716, 159, 891 Осинского месторождения в период 2018-2019 гг. Выбранные скважины находятся в зоне влияния закачки, проведенное мероприятие позволит активизировать работу пласта и увеличить объем добычи нефти. Обводненность добываемой продукции до 30 %, дебит жидкости до 6 м³/сут, динамические уровни 764-1007 м. Существующие показатели эксплуатации предлагаемых скважин и положительные эффекты мероприятий, проведенных в 2016 - 2017 годах дают возможность положительного прогноза на ближайшую перспективу.

Скв. № 716 – пластовое давление компенсируется нагнетательной скважиной № 526, 255, что говорит об активной зоне и достаточным пластовым давлением. Процент обводнённости добываемой продукции составляет 20-25%, что так же подтверждает незначительное влияние закачки.

Скв. № 159 – пластовое давление компенсируется нагнетательными скважинами № 319 и 300, что говорит об активной зоне и достаточно высоком пластовом давлении. Процент обводнённости добываемой продукции составляет 18-20%, что так же подтверждает незначительное влияние закачки.

Скв. № 891 – пластовое давление компенсируется нагнетательными скважинами №2467, что говорит об активной зоне и достаточным пластовым давлением. Процент обводнённости добываемой продукции составляет 22 – 25%, что так же подтверждает незначительное влияние закачки.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Нэф для скв. 716 – 33 м, скв.159 – 14 м, скв.891 – 16 м., что удовлетворяет критериям подбора скважин для КГРП.

Работа скважин не удовлетворяет по следующим показателям:

- низкие дебиты: скв. № 716 Qж-4,9; 159 Qж-6; 891 Qж-1,1м³/сут.

- небольшой коэффициент продуктивности при значительной эффективной нефтенасыщенной толщине пласта: скв. №716 Кпр – 1,42; 159- 1,42; 891 – 0,404м³/с*МПа

Для активизации их работы предлагается провести кислотный гидроразрыв пласта.

Проведённые мероприятия в 2016 - 2017 годах показали, что средний дебит увеличился до 10-12 м³/сут., в среднем в 4 раза. Исходя из этого, на планируемых скважинах мы получим: на скв. №№ 716 Qж-4,9х4=19,6 м³/сут; 159 Qж-6х4=24м³/сут; 891 Qж-1,1х4=4,4м³/сут. Поэтому после проведения мероприятий по увеличению отбора на выбранных скважинах планируется получить в среднем на каждой скважине дебит жидкости 13 м³/сут, дебит нефти при соответствующих процентах обводненности добываемой продукции составит от 9 до 10 т/сут. (значения по скважинам представлены в табл. № 16)

При качественном выполнении мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта на скважинах № 716,159,891 планируется получить 37 т/сут нефти, прирост составит 29,5 т/сут. Дополнительная добыча за год составит 9735 тонн. Проведение мероприятия позволит повысить коэффициент нефтеизвлечения, увеличить эффективность использования подземного и наземного оборудования, получить дополнительную нефть.

Рекомендации к реализуемой технологии КГРП

Анализируя результаты применяемого метода КГРП на Осинском месторождении за последние 3 года можно сделать выводы: При анализе кривых притока основная часть флюида поступает из нижних интервалов. Т.е. обработке подверглись наиболее проницаемые пропластки. На некоторых скважинах после обработки наблюдается значительное увеличение пластовой воды в добываемой жидкости. Это означает прорыв пластовых вод из подстилающего горизонта. Для исключения подобных проявлений на Осинском месторождения можно порекомендовать кислотный гидроразрыв пласта с применением химических отклонителей. Для примера можно привести проведение мероприятий по кислотной обработке доломитизированных коллекторов Артинско-Сакмарского яруса Пермской свиты в ООО «ДИАЛ АЛЬЯНС». Данные коллектора характеризуются значительной неоднородностью, в продуктивном горизонте имеются водонасыщенные пропластки, стимуляция которых недопустима для дальнейшей эксплуатации скважин. ООО «ДИАЛ-АЛЬЯНС» совместно с компанией «Шлюмберже» провели опытные кислотные обработки с использованием кислотных отклонителей VDA и Oilseeker. Данная технология основана на комбинации вязкоэлластичных ПАВ, которые не оставляют осадка во время кислотной обработки скважин (Большинство существующих технологий основано на полимерных жидкостях, главным недостатком которых является факт, что после обработки полимерный осадок не разлагается полностью и остаётся в пласте, являясь причиной дополнительного загрязнения и существенно снижающая эффективность кислотных обработок).

Основная характеристика VDA:

· бесполимерная основа исключает остаточное загрязнение в пласте;

· самоотклонение обеспечивает равномерную стимуляцию всех зон пласта;

· возможность закачки кислотного состава в одну стадию, как единственную систему;

· разрушается при взаимодействии с углеводородами;

· широкий температурный диапазон (20-120 °С)

Oilseeker – селективный отклонитель на бесполимерной основе. В отличие от VDA для его приготовления используется не кислота, а вода. Проникая в водонасыщенный пласт, он в течение 5 минут набирает значительную вязкость на сдвиг, доходящую до 10000 сПз. Последующие порции кислоты селективно отклоняются в интервалы пласта, имеющие углеводородное насыщение.

Основной принцип химического отклонения заключается в том, что закачиваемая специальная вязкая жидкость, которая преимущественно поступает в наиболее проницаемые участки обрабатываемой зоны, временно закупоривает их, и потоки кислоты для последующих стадий процесса обработки направляются в менее проницаемые и не задействованные участки. Для того чтобы равномерно обработать пласт кислотными составами и избежать стимуляции водонасыщенных пропластков, необходимо применение надежных и эффективных систем отклонения потока кислотной обработки, в том числе селективного отклонения от водонасыщенных пропластков.

Технология VDA позволяет проводить обработки в довольно широком диапазоне температур (до 150°С) и основана на разработанной компанией Шлюмберже технологии вязкоупругих ПАВ, которые исключают повреждение коллекторских свойств пласта, возникающих из-за использования твердых частиц и полимеров в кислотных системах. Система VDA обладает идеальной жидкой консистенцией при закачке в скважину и вязкостью в 1-3 сП, что сравнимо с вязкостью воды. Во время реагирования кислоты и породы вязкость системы VDA, которая находится в пласте, очень быстро возрастает до 200-250 сП и таким образом система становится самоотклоняющейся. Такая высокая вязкость служит барьером для проникновения кислоты вглубь образовавшейся червоточины пласта, что позволяет не прореагировавшей кислоте проникнуть в менее проницаемые зоны и в необработанные пропластки, задействуя таким образом максимум интервала горизонтального ствола скважины. Благодаря тому, что в системе VDA не содержится твердых частиц, она является идеальным агентом для закачки в горизонтальные скважины большой протяженности через ГНКТ.

На рисунке 3.10 представлена сравнение изменения вязкости кислотной системы VDA при закачке в скважину и при реагировании с породой

Рисунок 3.10 – Изменение вязкости кислотной системы VDA при закачке в скважину (а) и в пласте при реагировании кислоты с породой (б)

 

После окончания работ барьер либо разрушается сам при контакте с углеводородами во время работы скважины, либо растворяется в пластовых флюидах. Поскольку для очистки такой системы не требуется создания больших депрессий на забое, это в значительной степени упрощает саму технологию, ведет к снижению стоимости операции и снижает время на её реализацию.

Основная характеристика Oilseeker:

· бесполимерная основа, исключащая остаточное загрязнение в пласте;

· селективное проникновение в водонасыщенные зоны, блокирующее их на время обработки;

· разрушается при взаимодействии с углеводородами;

· широкий температурный диапазон (24 - 121°С)

Аналогичными свойствами что и VDA обладает селективный отклонитель на бесполимерной основе OilSEEKER, но в отличии от VDA для его приготовления используется не кислота, а вода. При проникновении в пласт, он в водонасыщенных пропластках в течении 5-10 минут набирает значительную вязкость на сдвиг, доходящую до 10000 сП. Таким образом, последующая закачиваемая кислота не имеет возможность приникнуть в водонасыщенные зоны и селективно отклоняется в интервалы пласта, которые имеют углеводородное насыщение. В результате происходит селективная интенсификация только нефти и газа, а водонасыщенные участки остаются без стимулирования, в результате чего приток воды остается прежним, что приводит к снижению обводненности. Основные характеристики OilSEEKER:

- бесполимерная основа исключает остаточное загрязнение в пласте; - селективно проникает в водонасыщенные зоны, блокируя их на время обработки; - разрушается при взаимодействии с углеводородами и специальным растворителем; - широкий температурный диапазон работы (24-121°С). Одним из основных преимуществ систем VDA и OilSEEKER является простота их приготовления в полевых условиях. Качество жидкостей непрерывно контролируется также в полевых условиях и требует минимального набора оборудования полевой лаборатории, включая миксер, вискозиметр и водяную баню для проведения тестов при пластовой температуре.

Тестирование этих технологий проводилось для 10 скважин Карпенского и Ждановского месторождений целевым пластом, которых являлся Артинско Сакмарский ярус нижнего Пермского отдела. Как и на Юрубчено-Тохомском месторождении пласт представлен доломитизорованными коллекторами с неоднородной структурой. На 6 скважинах из 10, выбранных для обработки, присутствовал высокий риск стимуляции водонасыщенных пропластков и увеличения обводненности. На этих скважинах была применена технология OilSEEKER (на 3 из них была использована комбинация OilSEEKER +VDA). Остальные 4 скважины, ввиду отсутствия обводненности и относительной удаленности водонасыщенных пропластков, были обработаны с использованием только системы VDA (на одной из них производилась обработка лишь верхней газовой части пласта с минимальной обработкой нижней нефтяной зоны, чем достигнуто отклонение от нефтяной зоны к газовой). Результаты ГДИ представлены на рисунке 3.11.

Рисунок 3.11 - Продуктивность скважин 1-10 до и после кислотных обработок

 

Исследования проводились на установившимся режиме с последующей записью кривых восстановления давления (КВД). Данный метод позволяет избежать неточности и неоднозначности полученных результатов для газовых скважин. По результатам ГДИ приведенном на рисунке 8 коэффициент продуктивности на 3 нефтяных скважины увеличился в 12 раз, что соответствует увеличению дебита в 11,1 раза. Увеличение коэффициента по 7 обработанным газовым скважинам увеличился в 5 раз, средний дебит по газу вырос в 3,2 раза.

 

Общие положения

 

Экономический анализ предлагаемого технологического решения по дальнейшей разработке Осинского месторождения выполнен на 3 года для эксплуатационного объекта Бш-Срп.

Расчеты экономических показателей проведены в постоянных ценах за 3-летний период. Единовременные затраты представлены капитальными вложениями (Кислотный гидроразрыв пластов по трём скважинам).

В таблице 4.1 приведем исходные данные по расчетам.

 

Таблица 4.1 – Исходные данные для расчета экономической эффективности проекта КГРП по Осинскому месторождению

Показатели		Единица измерения	Значение
Принятый срок действия мероприятия (горизонт расчета)		лет	3
Объем прироста добычи нефти за 2014-2016 года		тонн	19470
Доля реализации нефти на внутреннем рынке		%	100
Цена реализации нефти на внутр. рынке		руб/тонн	7500
Налоги	НДС	%	18
	на прибыль	%	20
Себестоимость 1 т нефти в базовом варианте		руб/тонн	3490
Доля условно-переменных расходов в себестоимости нефти		%	60
Величина капитальных вложений, необходимых для осуществления мероприятия		млн. руб	15,0
NPV (ЧДД)		млн.руб	52,65
Норма дисконта		%	15
Срок окупаемости		лет	0,5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На 01.01.2017 г. объект находится на третьей стадии разработки, отобрано 57,8 % от НИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,199.

Пластовое давление в начальный период составляло 11,8 МПа.

В дипломном проекте подробно рассмотрено геологическое строение месторождения, сделан полный анализ разработки башкирско-серпуховской залежей Осинского месторождения, выявлены сложности эксплуатации добывающих скважин, рассмотрен современный методы повышения нефтеотдачи пластов на основе кислотного гидроразрыва пластов, проведён анализ применения на объектах Осинского месторождения за 2016 – 2017 года, предложены пути увеличения эффективности работы добывающих скважин, подобраны скважины, обоснована методика применения кислотного гидроразрыва пластов, рассчитана экономическая эффективность.

При написании дипломного проекта был проанализирован большой объем теоретического и практического материала, проектных и нормативных документов, при этом были использованы программы, используемые в работе цеховых служб по контролю за разработкой нефтяных месторождений ЦДНГ-5 и современных технологий проведения кислотного гидроразрыва пластов на основе данных сервисного предприятия ЗАО «Уралнефтепрогресс». Использован опыт проведения обработок призабойной зоны пластов в других регионах России.

В результате проведённого анализа сделаны следующие выводы.

При качественном выполнении мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта на скважинах №№ 716,159, 891 планируется получить 37 т/сут нефти, при