Нефтекислотный разрыв пласта как метод интенсификации добычи нефти на Югомашевском месторождении АНК «Башнефть-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и

Нефтекислотный разрыв пласта как метод интенсификации добычи нефти на Югомашевском месторождении АНК «Башнефть-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Сущность технологии повышения продуктивности скважин методом гидроразрыва в карбонатных пластах с применением виброволнового воздействия на ПЗП (нефтекислотный гидроразрыв пласта) состоит в предварительном виброволновом воздействии в выбранном интервале карбонатного пласта для разупрочнения породы нефтенасыщенного пропластка и проведении гидроразрыва пласта закачкой нефтекислотной эмульсии и продавкой ее глубоко в пласт. При виброволновом воздействии происходит наложение дополнительных быстропеременных упругих деформаций сжатия-разряжения, происходит разупрочнение пласта в интервале расположения генератора, что интенсифицирует как собственно образование сети микротрещин на поверхности каналов и по радиусу от них, так и создание трещин протяженных вглубь пласта при больших градиентах давления, а при снижении давления в ПЗП способствует перераспределению и уменьшению остаточных упругих напряжений, что уменьшает смыкаемость трещин, соответственно увеличивается площадь открытых пор для фильтрации.
В 2005 году нефтекислотный разрыв пласта применен на 28 скважинах: No 1805, 1872, 5533, 5526, 5525 Воядинского, NoNo 4719, 4735, 2611, 1366, 4238, 4338, 4523, 4825, 4391, 4377, 1419, 4717, 4715 Югомашевского, NoNo 7011, 7015, 7019, 4522, 4521, 4566, 4567, 4596, 7010, 4505 Татышлинского месторождений.
Дополнительная добыча нефти составляет 10,9 тыс. тонн.

П. Сравниваемые варианты

В качестве сравниваемого варианта приняты показатели работы без проведения нефтекислотного разрыва пласта.

Ш. Методика определения хозрасчетного экономического эффекта

 Определение хозрасчетного экономического эффекта мероприятия производится на основе “Методических рекомендаций по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП, в нефтяной промышленности” (РД 39-01/06-000-89).
 Оценка экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих прирост добычи нефти, производится по формуле (14):

ΔПt = (Цt - Сt ) х Qt - (Цt - Со) х Qо - ΔН = (982 - 972)руб/тн х 5458,335 т. тн –

- (982 – 972,288)руб/тн х 5447,435 т. тн. – 403,1 т.руб. = 1276,5 т.руб.
Исходные данные и расчет хозрасчетного эффекта приведены в таблице No 1
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения
Югомашевское нефтяное месторождение было открыто в 1954 году, введено в разработку в 1966 году.
Всего на месторождении выделено восемь объектов разработки. Основными объектами являются отложения нижнего и среднего карбона. Остальные объекты разрабатываются единичными скважинами. Разработка пласта Daс не ведется.
На долю терригенной толщи нижнего карбона приходится 55,4% от общего отбора нефти по месторождению. Разработка осуществляется с помощью преимущественно внутриконтурного очагового заводнения, по отдельным залежам - очаговое в комбинации с законтурными и очаговое с дифференцированным воздействием на основные пласты и промежуточную пачку пластов.
Всего из отложений ТТНК добыто 12602,8 тыс.т нефти, 61,1% от начальных извлекаемых запасов. В 2006г. добыто 185,3 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,4 % от начальных геологических, 0,9% от начальных извлекаемых и 2,3% от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 1,8 т/сут, по жидкости - 20,6 т/сут.
Накопленная добыча жидкости по ТТНК составляет 48196,3 тыс.т., накопленная закачка воды - 22491,1 тыс. м3. Максимальная добыча нефти -551,1 тыс.т (1979г.) по ТТНК, жидкости - 2089,2 тыс.т (1993г.). Обводненность продукции скважин - 91,1%.
По состоянию на 01.01.2007 года остаточный проектный фонд по ТТНК составил 143 скважины, из них 111 эксплуатационных скважин и 31 резервная и одна оценочная. Плотность сетки скважин по залежам ТТНК различная, составляет в среднем 16 га.
На долю отложений башкирского яруса приходится 31,8% от общего отбора нефти по месторождению. Разработка осуществляется с помощью формирующейся очагово-избирательной системы заводнения. Всего отобрано 7227,5 тыс.т нефти, 66,5% от начальных извлекаемых запасов. В 2006 году отобрано 328,4 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,72 % от начальных геологических, 3,02 % от начальных извлекаемых и 8,27 % от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 2,1 т/сут, по жидкости - 5,6 т/сут. Накопленная добыча жидкости - 13461,2 тыс.т., накопленная закачка воды - 22417,4 тыс. м3. Обводненность продукции скважин составляет 63,4 %.
Максимальная годовая добыча нефти по башкирскому ярусу - 366,1 тыс.т (1989г.), жидкости - 897,4 тыс.т (2006г.).
Остаточный проектный фонд на данные отложения составляет 66 скважин. До 1996 года шло разбуривание пласта Сбш наклонно-направленными скважинами. После 1996 года ведется активное бурение горизонтальных скважин.
Всего с 1990 года пробурено 187 добывающих скважин из них 80 горизонтальных. Плотность сетки скважин - 26,8 га.
С 2002 года наблюдается рост годовой добычи нефти и жидкости, что объясняется интенсивным разбуриванием объекта, в основном, горизонтальными скважинами (ГС). В 2002 году действующий фонд добывающих скважин составлял 419 скважин, 2003 г. - 420, 2004 г. - 451, 2005 г. - 468, 2006 г. - 479.
На долю СвЗ приходится 15,8% начальных геологических и 10,6% от общего отбора нефти по месторождению. Разработка осуществляется с поддержанием пластового давления. С начала разработки по объекту отобрано 2416,1 тыс.т нефти, что составляет 9,7 % от начальных геологических или 38,7% от начальных извлекаемых запасов. В 2006 году добыто 39,2 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,16 % от начальных геологических, 0,63% от начальных извлекаемых и 1,02 от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 0,8 т/сут, по жидкости - 2,8 т/сут. Накопленная добыча жидкости составляет 3653,1 тыс.т. Уровень годовой добычи нефти достиг максимального значения в 1989 году (134,3 тыс.т), жидкости - в 1993 году. (204,7 тыс.т). Обводненность продукции скважин составляет 69,3%.
Основные причины низкой выработки запасов нефти заключается в невыполнении проектных решений 1990 года по разукрупнению эксплуатационного объекта СвЗ+Сбш, отсутствии добывающих скважин на обширных участках залежей пласта СвЗ.
Разработка остальных объектов носит эпизодический характер, что и является причиной низкой эффективности выработки запасов.
На долю объекта Скш4+Св1 приходится 12,3% начальных геологических и 0,5% от общего отбора нефти по месторождению. Так как они залегают выше остальных объектов, то разработку предлагалось вести возвратным фондом скважин, выполнивших свое назначение на нижележащих объектах без поддержания пластового давления. С начала разработки по объекту отобрано 107,0 тыс.т нефти, что составляет 0,6% от начальных геологических или 3,7 % от начальных извлекаемых запасов. В 2006 году добыто 1,9 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,01 % от начальных геологических, 0,07 % от начальных извлекаемых и от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 0,3 т/сут, по жидкости - 0,4 т/сут. Накопленная добыча жидкости составляет 135,1 тыс.т. Уровень годовой добычи нефти достиг максимального значения в 1980 году (5,2 тыс.т), жидкости - в 1989 году (6,1 тыс.т). Обводненность продукции скважин составляет 43,8%.
На долю терригенных отложений девона приходится 6,0% начальных геологических и 1,1 от общего отбора нефти по месторождению. С начала разработки по объекту отобрано 258,4 тыс.т нефти, что составляет 2,7% от начальных геологических или 10,4% от начальных извлекаемых запасов. Разработка объекта ведется без поддержания пластового давления. В 2006 году, добыто 5,7 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,1% от начальных геологических, 0,2% от начальных извлекаемых и 0,3 от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 1,1 т/сут, по жидкости - 1,6 т/сут. Накопленная добыча жидкости составляет 354,1 тыс.т. Уровень годовой добычи нефти достиг максимального значения в 1971 году (20,3 тыс.т), жидкости - в 1971 году (22,8 тыс.т). Обводненность продукции скважин составляет 29,2%.
Основные причины низкой выработки запасов нефти заключается в не выполнении проектных решений по бурению скважин и созданию системы ППД. По проектным решениям 1990 года на отложения терригенного девона предусматривалось бурение 65 скважин. Пласт D1 предполагалось разрабатывать с поддержанием пластового давления, пласты DKHI И DKH2 разрабатываются на естественном режиме. Остаточный проектный фонд на данные отложения составляет 66 скважин.
На карбонатные отложения фаменского яруса приходится 3,5 % начальных геологических и 0,5 % от общего отбора нефти по месторождению. Разработка объекта ведется без поддержания пластового давления. С начала разработки по объекту отобрано 105,7 тыс.т нефти, что составляет 1,9 % от начальных геологических или 19,2 % от начальных извлекаемых запасов. В 2006 г. добыто 8,9 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,2 % от начальных геологических, 1,6 % от начальных извлекаемых и 2,0 от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 4,4 т/сут, по жидкости - 111,8 т/сут. Накопленная добыча жидкости составляет 1282,0 тыс.т. Уровень годовой добычи нефти достиг максимального значения в 2001 г. (16,3 тыс.т), жидкости - в 2006 г. (224,8 тыс.т). Обводненность продукции скважин составляет 96,1 %.
Основной причиной низкой выработки запасов нефти заключается в не выполнении проектных решений по бурению скважин. По проектным решениям 1990 года на отложения фаменского яруса предусматривалось бурение 22 скважин. Остаточный проектный фонд на данные отложения составляет 20 скважин.
Карбонатные отложения турнейского яруса разрабатывается одной добывающей скважиной. С начала разработки по объекту отобрано 1,2 тыс.т нефти, что составляет 0,1 % от начальных геологических или 0,5 % от начальных извлекаемых запасов. В 2006 г. добыто 0,2 тыс.т нефти, темп отбора составляет 0,01 % от начальных геологических, 0,1 % от начальных извлекаемых и 0,1 от остаточных извлекаемых запасов нефти. Дебит скважин по нефти составляет 0,7 т/сут, по жидкости - 0,9 т/сут. Обводненность продукции скважины составляет 22,7%. . По проектным решениям 1990 года отложения турнейского яруса в разработку не вводятся ввиду низкой рентабельности.
2.2. Анализ текущего состояния разработки Югомашевского месторождения.
2.2.1.Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки.
На 01.01.2008 года в целом по месторождению фактическая накопленная добыча нефти не соответствует проектной. Фактические годовые уровни добычи нефти от проектных отличаются незначительно. Эксплуатационный добывающий и нагнетательный фонд скважин не соответствует проектным.
Фактическая годовая добыча нефти отстает от проектного уровня, при этом отмечается снижение расхождения между ними от 134,5 тыс.т в 2005 году (меньше проекта на 19,5%) до 103,9 тыс.т в 2007 году (меньше проекта на 15,7%). Применение МУН на месторождении и ввод из бурения проектных скважин позволило уменьшить расхождение. Фактическая накопленная добыча нефти в 2007 году на 1617 тыс.т (или на 6,7%) отстает от проекта. Годовая добыча жидкости также была ниже проектного значения и составляет 2839,7 тыс.т, что на 34,3% меньше проектной величины. Более низкие годовые отборы жидкости привели к тому, что фактическая накопленная добыча в 2007 году отставала от проектной на 11301 тыс.т (или 6,78%). Фактический фонд действующих добывающих скважин равен 797 ед., что на 157 ед. ниже проектного значения (или на 16,5%). Фонд действующих нагнетательных скважин равен 114 ед., что на 94 ед. меньше, чем по проекту (или на 55%). Фактическая обводненность продукции скважин в 2007 году на 4,2% меньше, чем по проекту (соответственно 80,5 и 84,7%). Это привело к тому, что при более низких дебитах жидкости, дебит нефти держался на уровне проектного.

На месторождениях Башкортостана остаточные запасы нефти приурочены в основном к неоднородным и низкопроницаемым коллекторам,
Применяемая на практике технология вскрытия продуктивных пластов не обеспечивает сохранение их коллекторских свойств, снижает дебиты скважин за счет кольматации призабойной зоны дисперсной фазой буровых растворов и фазовую проницаемость для нефти при проникновении в призабойную зону фильтрата, а так же ухудшение состояния ПЗП в процессе эксплуатации из-за её загрязнения, выпадения смолистых веществ, кольматация поровых каналов – все это требует применения технологий интенсификации добычи нефти. Однако, существующие методы не дают должного эффекта по очистке ПЗП, вследствие этого задача увеличения продуктивности скважин, а так же улучшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП является одной из первостепенных.
Проведенные в данном проекте технологические и экономические расчеты показали высокую эффективность как технологическую, так и экономическую предложенных мероприятий.
Нефтекислотный разрыв пласта на Югомашевском месторождении имеет большие возможности по интенсификации добычи нефти. В результате проведенных мероприятий на выбранных уча¬стках прогнозируется увеличение дебитов по нефти. Дополнительная добыча нефти от внедрения метода на 10 добывающих скважинах составит 9550 т., чистая прибыль составит 29261,83 т.руб.