Техника и технология проведения ТКО по скважинам Бахметьевского месторождения-Технология проведения термокислотной обработки на нефтяных скважинах-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭ

Техника и технология проведения ТКО по скважинам Бахметьевского месторождения-Технология проведения термокислотной обработки на нефтяных скважинах-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

При разработке продуктивных карбонатных коллекторов наиболее эффективным методом увеличения добычи нефти является проведение различного вида соляно-кислотных обработок скважин. Наибольшее количество обработок, проводимых на месторождениях Нижнего Поволжья, приходится на проведение простых соляно-кислотных обработок скважин.
Кроме простых соляно-кислотных обработок применяют другие виды кислотных обработок: термокислотные, пенокислотные, термо-пенокислотные, нефтекислотные, нефтепенокислотные. В последние годы отрабатывается сравнительно новая технология гипано-кислотного воздействия на карбонатные пласты.
При термокислотной обработке продуктивный пласт подвергается воз-действию дважды в одном технологическом процессе: сначала термохимическое воздействие, а затем простой кислотной обработке или обработке под давлением.
Термохимическое воздействие (ТХВ) — воздействие на забой и приза-бойную зону пласта горячей кислотой, получаемой за счет выделения тепла при реакции между кислотой и магнием.
Термокислотные обработки предназначаются для растворения парафиновых и асфальто-смолистых отложений, для образования каналов растворения в доломитах, для интенсивного растворения загрязняющих материалов в скважинах после окончания бурения, для очистки фильтра водонагнетательных скважин от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте и др.
Применение термокислотной обработки целесообразно лишь на месторождениях с низкой температурой — от 15 до 40° С.
Показываю чертеж Схема процесса СКО

Тепло, выделяемое при реакции кислоты с магнием, должно быть ис-пользовано для нагрева кислоты до температуры 90—100° С. Растворение магния, находящегося в реакционном наконечнике (специальная труба для зарядки магнием), происходит при прокачивании через него кислоты. Очень важно, чтобы после реакции с магнием выходящий из наконечника раствор кислоты имел значительную остаточную активность в отношении породы при достаточно высокой температуре.
Для обеспечения наилучших величин температуры раствора кислоты при выходе из реакционного наконечника и остаточной активности этого раствора рекомендуют также строго соблюдать режим прокачивания кислоты через наконечник.
Реакционный наконечник для стержневого магния состоит из верхней трубы. Длина верхней трубы зависит от количества и формы поперечного сечения загружаемого магния. В этой трубе происходит реакция между магнием и кислотой.
Из верхней трубы горячая кислота поступает в нижнюю трубу через дырчатую пластинку — решетку, помещенную в муфтовом соединении между двумя трубами. Нижняя труба служит для выброса горячей кислоты на стенки ствола скважины.
Показываю чертеж Реакционный наконечник


После проведения термокислотной обработки скважина пускается в эксплуатацию.
Показываю чертеж Схема ШСНУ

В результате применения технологии проведения термокислотной обработки на нефтяных скважинах произошло увеличение дебита скважины на 3 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 976 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2928,40 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от применения техники технологии в сумме 3,88 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 7,5 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 6,55 млн. руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения технологии термокислотной обработки на нефтяных скважинах.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели
Вопрос 1. Технология проведения ТКО?
Из скважины поднимаются НКТ. Реакционный наконечник загружается магнием в форме стержней или стружек, спускают в скважину и устанавливают в интервале обработки. В скважину закачивают 15%-й раствор соляной кислоты для термохимического воздействия.
Растворы кислот продавливают в пласт на максимальной скорости. Время выдерживания растворов кислоты определяется как и при простых кислотных обработках.

Вопрос 2. Чему равно время выдержки кислоты на забое?
При пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2 ч, при температуре 30 - 60 °С - 1 - 1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не планируется.

Вопрос 3. Для чего используют интенсификаторы?
Интенсификаторы это поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие поверхностное натяжение и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок.

Вопрос 4. Как изменить дебит скважины с ШСНУ?
Необходимо изменить число качаний сменой шкива на валу электродвигателя. Или изменить длину хода сальникового штока путем перестановки шатуна в то или иное отверстие на кривошипе.
ВВЕДЕНИЕ

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществля-ются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) — область, в кото-рой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся — при за-качке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энер-гии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабой-ной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторож-дения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.
Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расхо-дуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы до-статочно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменения в распределение внут-ренних напряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной ко-лонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие по-роду, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интен-сивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на формирование ано-мальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта.
В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость — нефть, вода и газ — проходит через призабойные зоны добывающих сква-жин и вся нагнетаемая в пласты вода — через ПЗС нагнетательных скважин.
Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхно-сти или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нару-шения термодинамического равновесия.
Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществ-лять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемое™ со стволом скважины и увеличению системы тре-щин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Состояние разработки месторождения

Газонефтяная залежь пласта Б1 тульского горизонта была в пробной эксплуатации с 1952 по 1954 годы. Находится в промышленной разработке с 1955 года. Первоначально залежь имела большую газовую шапку, разбуре-на тремя рядами (два на восточном и один на западном крыльях структуры) добывающих скважин с расстояниями между ними 250-300 м. Несмотря на хорошие коллекторские свойства и незначительную расчлененность пласта, разработка осуществлялась с большими отклонениями, вызываемыми про-рывами газа из газовой шапки в добывающие нефтяные скважины и наличи-ем на юге и юго-востоке залежи зон с ухудшенными коллекторами. В связи с этим система разработки залежи непрерывно совершенствовалась. С начала разработки осуществлялось приконтурное заводнение, но оно не позволяло вести эксплуатацию второго ряда нефтяных скважин из-за прорывов в них газа газовой шапки, сопровождавших снижение пластового давления в зонах отбора.
Для предотвращения загазовывания скважин и в целях интенсификации добычи с 1960 г внедрено барьерное заводнение со стороны газовой шапки и уплотнена сетка добывающих скважин. В результате этого внутриконтурно-го нагнетания воды залежь была разделена на две самостоятельные зоны.
В истории разработки залежи выделяются 4 стадии. Первая (1955-1958 гг) – интенсивное бурение основного фонда добывающих скважин, рост до-бычи нефти, отсутствие воды в продукции большинства скважин. Вторая (1959-1973 гг) – стабилизация отбора нефти на уровне 570 тыс т в год, внед-рение барьерного заводнения одновременно с началом отбора газа из газо-вой шапки и уплотнением сетки добывающих скважин на восточном крыле структуры. Фонд добывающих скважин был увеличен на 30 %, благодаря чему отбор нефти в 1962-1964 гг увеличился на 30 %. В последующие годы началось резкое падение добычи нефти из-за роста обводненности продук-ции скважин. Поэтому с целью интенсификации разработки залежи с 1970 г начато форсирование отбора из нее жидкости. На 3 стадии (1974-1987 гг), несмотря на применение сразу нескольких методов регулирования разработ-ки, интенсифицирующих процессы добычи нефти, таких как: продолжение форсированного отбора жидкости и отбора газа из газовой шапки, частич-ное приближение зоны нагнетания воды к зоне отбора, уменьшение закачки воды в приконтурной зоне, дострелы верхней части фильтров в половине фонда скважин, частичное (до 20 %) обновление фонда добывающих сква-жин за счет возврата с нижележащих объектов и бурения новых добываю-щих скважин, годовая добыча нефти в целом за период снизилась с 640 тыс т до 190 тыс т, обводненность продукции возросла с 60 до 90 %. Проведенные на данной стадии мероприятия по интенсификации разработки залежи поз-волили затормозить падение добычи нефти, продлить период крутопадаю-щей добычи до 13 лет и достичь выработки 85 % извлекаемых запасов нефти залежи к началу завершающей стадии эксплуатации.
В завершающую стадию разработки залежь пласта Б1 вступила в 1986 году. В последние годы добыча нефти колебалась на уровне 180-210 тыс т, обводненность продукции стабилизировалась на уровне 89-90 %, что до-стигнуто, главным образом, обновлением фонда добывающих скважин на 40 %. За эти годы введено из бурения и возвращено на пласт Б1 с других объек-тов 26 новых скважин, в основном в ранее недренированных или слабодре-нированных южной и юго-восточной частях залежи.
Всего на 1.01.11 г в эксплуатации на залежи пласта Б1 перебывало 152 скважины, добыто из залежи 17587 тыс т нефти, 69352 тыс т жидкости, 1135 млн м3 нефтяного газа и 376 млн м3 газа из газовой шапки, текущий коэффи-циент извлечения нефти 0,541, в пласт закачано 75655 тыс м3 воды, текущий годовой отбор держится на уровне 120 тыс т нефти и 1850 тыс т жидкости, обводненность продукции 92,3 %, газовый фактор 62 м3/т, среднесуточный дебит одной скважины 7 т/сут нефти и 78 т/сут жидкости, годовой объем за-качки воды в пласт 2600 тыс м3, средняя приемистость одной нагнетательной скважины 520 м3/сут, эксплуатационный фонд скважин составляет 63 добы-вающих и 14 нагнетательных скважины.
Все добывающие скважины обводнены и работают глубиннонасосным способом. Девятнадцать скважин оборудованы ЭЦН, обводненность их про-дукции находится в интервале 50 % (скв №495) до 97 % (скв №490). Доля добычи ЭЦН составляет 77 % от общей добычи нефти из залежи. Остальные скважины оборудованы штанговыми насосами различной производительно-сти, их продукция обводнена от 60 до 99%. Текущее пластовое давление в залежи 8,9 МПа, что на 15 % ниже начального (10,6 МПа).
Весь процесс разработки залежи пласта Б1 характеризуется невысоки-ми темпами годовой добычи нефти, несмотря на достаточно высокую эффек-тивность применявшихся методов его регулирования.
Так, при эксплуатации сложившимся после разбуривания фондом до-бывающих скважин с поддержанием пластового давления закачкой воды в приконтурный и барьерные ряды нагнетательных скважин из залежи было бы добыто всего 11110 тыс т нефти. Смена направлений фильтрации в пла-сте, вызванная форсированием отборов жидкости, позволила вовлечь в раз-работку дополнительно 3450 тыс т нефти, увеличив НИЗ на 30 %. Проведен-ные мероприятия по изоляции воды, повышению степени совершенства скважин (дострелы фильтров) и регулированию системы заводнения (пере-распределение объемов закачки и переносы фронта нагнетания), улучшив условия эксплуатации скважин, вовлекли в процесс дренирования еще 2174 тыс т нефти или увеличили НИЗ еще на 15 %.
Мероприятия последних лет, основным из которых было обновление эксплуатационного фонда скважин за счет возврата 12 скважин с других го-ризонтов месторождения и бурение 26 скважин в ранее слабодренированных или недренированных частях залежи, позволяет добыть дополнительно еще 2195 тыс т или увеличь НИЗ нефти еще на 13 %. Однако, технические и тех-нологические возможности применявшихся методов регулирования разра-ботки залежи в перспективе весьма ограничены.
Получение новых скважин в зоне сочленения Бахметьевского и Жир-новского поднятий подтвердило промышленную нефтеносность этой зоны, непрерывность нефтяных залежей пласта Б1 и единство их гидродинамиче-ской системы. Принятое при эксплуатации и проектировании разработки разделение залежей по линии скважин №357 и №1048 является условным и носит учетно-организационный характер. Отсутствие возвратного фонда скважин и меньшее по сравнению с центральными частями залежей началь-ные нефтенасыщенные толщины, из-за которых южная и юго-восточная ча-сти залежи пласта Б1 Бахметьевского месторождения на ранних стадиях счи-тались неперспективными, привели к тому, что основной период разработки эти участки дренировались слабо, ограниченным количеством скважин.
На поздней стадии эта часть залежи оказалась более продуктивной, чем истощенные северная и центральные (восточная и западная) части залежи. В настоящее время из зоны сочленения и примыкающей к ней юго-восточной части залежи добывается до двух третей общей добычи нефти из залежи. Пе-рераспределение отборов по площади пласта на несколько лет опередило мероприятия по совершенствованию системы поддержания пластового дав-ления, в результате в юго-восточной части залежи возникла и существует уже около 2 лет обширная зона пониженного давления, среднее пластовое давле-ние в которой на уровне всего 4 МПа. При этом средневзвешенное по залежи пластовое давление за все годы разработки не опускалось ниже 7 МПа, а те-кущее составляет 9 МПа. Баланс объемов закачки воды в пласт и отборов жидкости из него на протяжении всех лет эксплуатации положителен. Суще-ственное снижение пластового давления (до 30 % от начального) на второй и третьей стадиях разработки залежи, эксплуатируемой при активном водона-порном режиме в условиях ППД, свидетельствует о больших потерях (в про-центном отношении превышающих потери пластового давления) закачивае-мой воды за контур. Текущий баланс суммарных объемов закачанной воды и добытых жидкости и газа составляет 1,097 в пластовых условиях.
Из 88 скважин эксплуатировавших залежь пласта Б1 в 1998-2010 гг только 12 единиц работали с нормальным газовым фактором на уровне начального газосодержания, в остальных скважинах отмечались повышен-ные значения загазованности, вызванные как прорывами газа газовой шапки, так и развитием режима растворенного газа в зоне пониженного давления. Из 63 скважин, добывающих нефть с повышенным газовым фактором рабо-тают 34 скважины.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии проведения термокислотной обработки на нефтяных скважинах произошло увеличение дебита скважины на 3 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 976 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2928,40 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от применения техники технологии в сумме 3,88 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 7,5 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 6,55 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 2928,40 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения технологии термокислотной обработки на нефтяных скважинах.








ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Нефтегазовая залежь мелекесского горизонта Бахметьевского месторождения введена в промышленную разработку с 1962 года.
С целью интенсификации разработки и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения производились различные методы воздействия (закачка холодной пресной воды, попутной воды, внутрипластовое горение).
Наиболее эффективным методом на данным момент является метод теплового воздействия, который влияет на изменение свойств нефти (вязкости, плотности, содержания смол).
По данным на 01.01.2011 г. залежь нефти мелекесского горизонта эксплуатируется 252 скважинами. В течении 2010 г. добыча составила 88681т нефти, а дополнительная добыча составила 170 тыс. т нефти.
На основании технико-экономических показателей добычи нефти с применением закачки горячей воды в пласт прирост добычи нефти составил 10 580 т в год. Экономический эффект от закачки горячей воды составил 9604,1 тыс. руб./год. Прибыль от реализации дополнительно добытой нефти составила 4886,9 тыс.рублей. Исходя из этого я рекомендовал применение метода горячей закачки воды в пласт.
1. Для более эффективного воздействия на пласт внедрить циклическое заводнение, т.е. попеременно меняя под закачку нагнетательные скважины.
2. На данном участке горячей закачки для продвижения уже созданного теплового фронта достаточно закачивать в пласт подогретую воду температурой 25-300С.
3. Для дальнейшей разработки мелекесского горизонта и расширения участка термозаводнения необходимо переносить нагнетательные скважины на 350-400 м от настоящего местонахождения.
4. Необходимым методом заводнения является закачка теплоносителя с добавлением ПАВ.
5. Рассмотреть возможность перевода нагнетательных скважин под эксплуатацию на данном участке или попеременная работа скважин в режиме: закачка воды – эксплуатация.
6. В целях экономии теплоносителя и управления процессом закачки горячей воды необходим постоянный контроль за состоянием цементного камня и эксплуатационных колонн, выделение работающих интервалов пласта, что позволит: включать в эксплуатацию слабо дренируемые интервалы, ликвидировать перетоки.
Исследовать возможность освоения под закачку горячей воды скважин с горизонтальным стволом.
7. Активнее проводить гидроразрывы пласта.
Залежь остается основным полигоном испытания мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП). Так, за последний год было проведено несколько успешных термокислотных обработок призабойной зоны скважин. Полученные положительные результаты опытно-промышленных работ позволят активно применять этот метод и в будущем.
Сегодня высоковязкая нефть пермокарбоновой залежи с остаточными запасами в несколько сотен миллионов тонн добывается с применением теплового воздействия на пласт. Термокислотная обработка для месторождения – ноу-хау, позволяющее сэкономить затраты и время по сравнению с уже привычным пароциклическим воздействием (нагнетание пара в пласт). Все, что нужно для термокислотной обработки, – несколько элементов таблицы Менделеева, точность инженерного расчета и опытная бригада капремонта скважин.
При новом методе используется раствор соляной кислоты, для нагрева которого необходимо тепло экзотермической реакции. Для этого в скважину опускают специальный контейнер со стержневым магнием, после реакции с которым раствор поступает в пласт уже нагретым до высокой температуры. В результате применения новой технологии была зафиксирована дополнительная средняя ежесуточная добыча в объеме порядка шести с половиной тонн нефти на скважину. Для примера: это в два раза больше результата, получаемого от обычных кислотных обработок.
На этом работы по повышению эффективности применения термических технологий на пермокарбоне не заканчиваются. В следующем году специалисты группы повышения нефтеотдачи пластов планируют испытать метод пенной термокислотной обработки забоя. Данный способ позволит химическому раствору охватить воздействием низкопроницаемые пласты, что повысит качество мероприятий ПНП и даст дополнительный прирост дебита. Кроме того, планируется выполнить опытные работы по обработке призабойной зоны бинарными смесями. Применение метода также направлено на снижение вязкости и увеличение подвижности нефти