Автор работы: Пользователь скрыл имя, 23 Января 2015 в 14:45, дипломная работа
Цель данной выпускной квалификационной работы – проанализиро-вать текущее состояние 3 пласта I блока месторождения Центральная Оха, сделать соответствующие выводы, а также предложить мероприятия, ко-торые могут увеличить коэффициент нефтеотдачи при этом свести вложе-ния к минимуму, т.к. себестоимость добытой продукции очень высокая. Выбранная тема может являться актуальной, потому что данное место-рождение находится на последней стадии разработки и существенные фи-нансовые вложения могут не окупиться.
Опираясь на данные по отбору нефти и жидкости за последние 10 лет 3 пласта I блока месторождения Центральная Оха, то видно, что в среднем отбор жидкости колеблется в пределах 600-1600 тыс.т (рисунок 10) , а темп отбора нефти от количества накопленной сначала разработки добычи жидкости после того, как было отобрано 50% от начальных возможных извлекаемых запасов нефти, начинает расти, и ближе к 2003 году он превышает уже 100%. (рисунок 11).
Рисунок 10 – Динамика отбора жидкости
Рисунок 11 – Зависимость суммарного отбора нефти (% от извлекаемых запасов) от суммарного отбора жидкости
На динамику отбора жидкости в поздней стадии разработки влияют как природные (в недрах), так и технологические факторы. Из первых можно выделить: отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды; активность контурных и подошвенных вод; особенности строения залежей нефти (соотношение нефтяной и водонефтяной зон залежей, соотношение нефтенасыщенной и водонефтенасыщенной мощности пластов) и литологофизи-ческая характеристика продуктивных пластов.
Из технологических факторов на динамику отбора жидкости, обводнение продуктивных пластов, суммарный водный фактор влияют: система разработки (система размещения нагнетательных скважин и плотность сетки эксплуатационных скважин); режимы закачки воды (давление нагнетания и темпы закачки); техническая характеристика насосного оборудования для подъема жидкости из эксплуатационных скважин.
Поскольку на поздней стадии разработки фонд эксплуатационных скважин существенно сокращается, для поддержания на этой стадии высоких темпов отбора жидкости в принципе необходимы бурение дополнительных скважин, усовершенствование системы заводнения, а также форсирование отборов жидкости из имеющихся скважин. Однако эти мероприятия должны быть экономически обоснованы в каждом конкретном случае, так как чем выше обводненность залежи, тем ниже эффективность применения указанных методов интенсификации разработки. Увеличение числа разрезающих рядов и очагов заводнения приводит к пропорциональному росту текущей добычи до определенного предела, после чего эффект от этого мероприятия снижается. Добывные возможности месторождения возрастают, однако эти возможности не реализуются с помощью существующего оборудования эксплуатационных скважин.
Увеличение отборов жидкости возможно также в результате увеличения числа эксплуатационных скважин,
Одним из методов интенсификации разработки нефтяных месторождений с терригенными коллекторами является, как известно, повышение давления нагнетания. Однако возможности этого метода изучены недостаточно полно.
Нет обоснованных оценок оптимальных давлений нагнетания в отдельные пласты или пачку пластов, характеризующихся различными коллекторскими свойствами, недостаточно изучено влияние повышения давления на изменение работающей мощности в нагнетательных и эксплуатационных скважинах.
Но исследования на месторождениях материка, близких по свойствам и строениям месторождению Центральная Оха, показали, что сначала с увеличением давления нагнетания текущий отбор жидкости растет линейно, а затем линейная зависимость нарушается. Имеются многочисленные индикаторные диаграммы как по нагнетательным, так и по эксплуатационным скважинам, когда диаграммы получаются вогнутыми в сторону оси дебитов.
Чтобы сохранить возможно дольше высокий уровень добычи нефти при быстром росте объема попутно добываемой воды, проекты разработки большинства месторождений предусматривают увеличение отбора жидкости до извлечения 60 - 70% извлекаемых запасов нефти. Разработка месторождений в поздний период согласно первоначальным проектам должна вестись при постоянном наращивании объемов нагнетания воды в условиях падения добычи нефти. Выполнение этого технологического требования на крупных нефтяных месторождениях связано с большими затратами сил и средств, необходимых для строительства дополнительных мощностей по закачке воды, добыче, разделению воды и нефти и т. д. По-видимому, постоянное увеличение закачки воды в поздний период не является лучшим технико-экономическим и технологическим решением. Вероятно, периоды максимальных уровней добычи нефти и закачки воды должны совпадать во времени или различаться незначительно.
Анализ динамики отборов жидкостей на поздних стадиях разработки указывает на значительную связь первых с вязкостью нефти, если в нашем случае нефть в пластовых условиях высоковязкая – 0,951мПа·с, мы видели, что отбор жидкости очень высокий, в то время как отбор жидкости для залежей с вязкостью нефти до 0,5 мПа·с держится на среднем уровне.
Регулирование темпов добычи жидкости на поздних стадиях разработки, очевидно, во многом определяет динамику добычи нефти. Поэтому задачи обеспечения необходимых темпов добычи нефти не могут быть решены без интенсификации добычи жидкости и режима разработки в целом. Интенсификация разработки на поздней стадии с помощью увеличения добывных возможностей (бурение дополнительных эксплуатационных скважин) и закачки воды (ввод дополнительных нагнетательных скважин, повышение давления и объемов закачки в них) экономически и технологически оправдана, однако лишь до некоторых пределов. Так, дополнительное бурение и пуск в эксплуатацию эксплуатационных скважин с обводненностью продукции свыше 70% в нынешних условиях разработки нерентабельны. Затраты на дополнительное заводнение в этих же условиях при обводненности продукции свыше 80% экономически не оправданы. Повышение давления нагнетания свыше 10 - 11МПа не увеличивает охват пласта заводнением.
Таким образом, из апробированных средств интенсификации отборов жидкости с целью уменьшения темпов падения добычи нефти на поздних стадиях, по-видимому, можно считать целесообразным форсирование отборов жидкости из скважин без повышения давления и объемов закачки воды и даже возможно с некоторым ее ограничением или временным прекращением, так что тут встает трудная задача, как можно усовершенствовать существующую систему заводнения без дополнительных затрат.
В зависимости от геологического строения продуктивных пластов, физико-химических характеристик и свойств пород и содержащихся в них нефти, газа и воды, а также запасов пластовой энергии, режимов, техники и технологии, применяющихся в процессах разработки, коэффициенты нефтеотдачи изменяются в широких пределах: от 0.2 до 0.7 и в редких случаях до 0,8. Следовательно, от 20% до 80% нефти от первоначальных ее запасов остается не извлеченной из залежей. При годовых уровнях добычи нефти в 400-500 млн. т и более каждый процент повышения нефтеотдачи по нефтяным залежам и месторождениям страны даст дополнительный прирост добычи нефти в несколько млн. т, и с каждым годом удельный вес 1% нефтеотдачи становится все весомей.
Для повышения эффективности извлечения нефти из недр применяют методы увеличение нефтеотдачи (МУН), которые позволяют увеличить базовый коэффициент нефтеотдачи месторождения.
Все МУН можно подразделить на несколько типов, в зависимости от механизма воздействия:
Гидродинамические методы являются первичными МУН, так как на первом этапе оптимизируются гидродинамические условия разработки, основными из которых являются плотность сетки скважин и система заводнения. Гидродинамические методы:
а) Законтурное заводнение – предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности, при этом решаются вопросы наиболее оптимального удаления нагнетательных скважин от эксплуатационных, величины давления нагнетания и объема закачки.
Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются вблизи эксплуатационных или между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью, при небольших размерах залежи.
б) Внутриконтурное заводнение – этот метод поддержания пластового давления (ППД) предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца, прямоугольники, квадраты. Экономичность данного метода заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного действия системы за счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора. Разновидностями внутриконтурного заводнения являются: площадное, очаговое, избирательное, блочное.
в) Циклическое заводнение – основано на том, что периодическая закачка воды в пласт взамен непрерывной может вызвать перераспределение давлений в пропластках различной проницаемости. Это значит, что из зон, насыщенных нефтью и имеющих низкую проницаемость, при снижении давления, вызванного прекращением закачки, начнется переток нефти в зоны повышенной проницаемости.
г) Форсированный отбор жидкостей – применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Практикой отработаны основные подходы к успешному внедрению метода. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем – в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.
Все остальные методы относятся к вторичным или третичным МУН, основные из которых рассмотрены ниже.
Физико-химические методы как третичные применяют при разработке нефтегазовых месторождений или же как вторичные методы для повышения эффективности вытеснения нефти из пласта рабочими агентами. Геолого-энергетические условия, строение и характеристика пластов, а также свойства пластовой жидкости и газа определяют возможность применения физико-химических методов как с начала, так и в различных стадиях разработки месторождения.
Физико-химические методы можно разделить на:
а) Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров. Применение воды, отличающейся пониженной по сравнению с нефтью вязкостью и, следовательно, большей подвижностью, вызывает неравномерное ее продвижение по пласту, образование языков и направленных потоков. В целях повышения эффективности процесса и применяют методы увеличения вязкости воды путем добавки в воду полимеров.
б) Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ). При закачке в нефтяной пласт воды с добавкой ПАВ снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, увеличивается подвижность нефти и улучшается вытеснение ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет из него нефть.
в) Вытеснение нефти растворами щелочей. Метод закачки в пласт щелочей основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефть - щелочной раствор и преобразовании характера смачиваемости породы вытесняемым агентом из гидрофобного в гидрофильный. Щелочи могут закачиваться в виде оторочки. Вследствие доступности и низкой стоимости их закачка более экономична. Однако применение щелочей не рекомендуется для продуктивных пластов, содержащих соли Ca и Mg при концентрации более 0.025 г/л, что может вызвать выпадение осадка. Не следует применять щелочи и в пластах с глинистыми пропластками, которые вследствие смачиваемости будут набухать, уменьшая проницаемость пласта.
г) Применение мицеллярных растворов (МЦР) для повышения нефтеотдачи пласта. МЦР – смесь диспергированных одна в другой жидкостей, например, углеводорода в воде, нефти в воде. Повышение нефтеотдачи при применении МЦР достигается за счет уменьшения поверхностного натяжения на границе фаз, регулирования вязкости вытесняемой и вытесняющей сред, восстановления проницаемости коллектора и его охват воздействием. Опыты показали, что МЦР успешно применимы в песчаниках, малоэффективны в карбонатах. При закачке образуют оторочку из МЦР, затем создают волну буферной жидкости. Для приготовления мицеллярных растворов разработана установка УМР. Установка позволяет получать мицеллярный раствор в потоке путем подогрева высоковязких компонентов до необходимой температуры и их смешения.
д) Вытеснение нефти двуокисью углерода и карбонизированной водой. Нагнетание углекислого газа (СО2) в пласт – один из самых эффективных способов повышения нефтеотдачи. СО2, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь с нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-порода». Учитывая специфику СО2 – ее агрегативное состояние зависит от давления и температуры, перекачку можно проводить в газообразном состоянии (критическая температура более 31°С и давление 7,29 МПа) или в жидком состоянии (температура минус 15-40°С, давление 2,5 МПа). Особенность закачки окиси углерода состоит также в том, что, растворяясь в воде, она образует углекислоту, отличающуюся высокой коррозионной активностью. Выбор средств перекачки зависит от физического состояния СО2: для газообразного – компрессоры, для жидкого – насосы.
Информация о работе Анализ разработки 3 нефтяного пласта I блока месторождения Центральная Оха.