Плазменно-импульсное воздействие на нефтяную залежь-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Плазменно-импульсное воздействие на нефтяную залежь-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

Скважинная плазменно-импульсная электрогидравлическая технология повышения нефтеотдачи пластов месторождений углеводородов, основана на создании резонансных явлениях в продуктивных пластах.
Особенно сложная задача стоит в проблеме дополнительной добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов, в том числе из месторождений, находящихся в поздней и завершающей стадиях разработки.
Разработчики плазменно-импульсной технологии пришли к следующему выводу: чтобы возбудить такую сложную систему на резонансных частотах необходимо иметь идеальный, нелинейный широкополосный управляемый скважинный источник периодических упругих колебаний (генератор накачки). Такой источник инициируемых периодических колебаний неизбежно приведет к самоорганизации системы, то есть упорядочению колебаний в пласте, что проявится в возникновении резонансных явлений.
Такими возможностями обладает разработанный нами высоковольтный плазменно-импульсный генератор. Применение «взрывной» калиброванной проволоки для инициирования электрического пробоя в междуэлектродном пространстве способствует образованию устойчивой «холодной» плазмы независимо от электропроводности скважинного флюида и гидростатического давления окружающей среды.
Процесс образования плазмы сопровождается упругим импульсом длительностью 50 мс, с частотным спектром от единиц герц до нескольких десятков килогерц, давлением в импульсе более 10 МПа и температурой свыше 25 000 0С.
Особенностью предлагаемой технологии скважинного плазменно-импульсного воздействия является воздействие не только на призабойную зону, но и на пласт в целом благодаря глубокому проникновению сейсмоакустической волны в пласт и созданию в пласте резонансных процессов.
Показываю чертеж Применение плазменного-импульсного воздествия

Успешно применяется плазменно-импульсная технология в различных геолого-технических условиях месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами и тяжелыми нефтями в России (Урало-Поволжье, Тимано-Печора, Западная Сибирь) и за рубежом, что подтверждается геофизическими исследованиями до и после применения воздействия.
Опыт применения аппаратуры «Приток-1» показывает, что даже в скважинах месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов с коллекторами с пористостью 2-3% и проницаемостью 1,5-3 мД можно получить многомесячный эффект повышения дебита скважин и снижения содержания воды в добывающем флюиде.
Эффект воздействия продолжается от 6 до 24 месяцев и более в зависимости от свойств коллектора и стадии разработки месторождения.
Показываю чертеж Плазменно-импульсное воздействие

Основой технологии является электрический разряд в жидкости через калиброванный металлический проводник (проволока). Образуется плазменный канал, а сам проводник превращается в пар с высокой плотностью, температурой и высоким давлением, представляя собой ударную волну, которая распространяется со сверхзвуковой скоростью. При взрыве проводника в жидкой среде в полости скважины максимальное давление достигается в момент сжатия среды в ударной волне.
Ударная волна, выходя через перфорационные отверстия в зону проникновения в упругую среду, вызывает ее движение, быстро затухает, превращаясь в ряд последовательных колебаний, распространяющихся со скоростью упругих волн.
Многократное повторение плазменного импульса формирует широкополосный сигнал от 1 до 12000 Гц с одновременным выделением значительного количества направленной энергии, которая воздействует как на призабойную, так и удаленную зону пласта. Происходит многократное направленное термическое, акустическое, ударно-волновое и упругое воздействие на продуктивный пласт. В результате происходит очистка трещин и каналов от солей, твердых частиц, ароматических углеводородов, улучшается проницаемость, в работу включаются ранее не промытые целики нефти, происходят другие благоприятные условия.
Показываю чертеж Воздействие плазменного импульса на призабойную зону пласта

В результате проведения воздействия произошло увеличение дебита скважины на 20,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 6648 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3037,51 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения ремонтных работ в сумме 31,8 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 51,7 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 44,4 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 3037,51 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения мероприятия.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели

















Вопрос 1. Что такое коллекторы нефти и газа, их виды?
Нефтегазовым коллектором называется горная порода способная накапливать нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.
Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа.
Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами.

Вопрос 2. Что такое коэффициент продуктивности?
Коэффициент продуктивности добывающей скважины - отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением.

Вопрос 3. Когда и сколько проводится обработка?
Обработка скважин проводится, как правило, во время капитального или профилактического ремонта скважин и занимает всего 8-10 часов после извлечения из скважины насоса и насосно-компрессорных труб.

Вопрос 4. Когда применяется технология ПИВ?
Технология ПИВ универсальна, успешно применяется на всех этапах эксплуатации как добывающих, так и нагнетательных скважин, в частности:
• на стадии освоения – для вызова притока жидкости и быстрого вывода добывающей скважины на режим эксплуатации;
• на месторождениях поздней стадии разработки – на высокообводненных скважинах (более 75 %) без добавок в скважину химреагентов, с целью повышения их дебита;
• на нагнетательных скважинах – с целью увеличения приемистости и выравнивания профиля приемистости.
ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время разрабатываются и эксплуатируются месторожде-ния с трудноизвлекаемыми запасами нефти, которые приурочены к низко-проницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчленённым коллек-торам. Увеличение нефтеотдачи пластов – актуальная проблема нефтяной науки и нефтепромысловых предприятий. Несмотря на высокое развитие техники и технологий добычи нефти, средняя нефтеотдача в США не превы-шает 0,41, в России – 0,4 (диапазон изменения от 0,1 до 0,72). Более полови-ны первоначальных геологических запасов нефти остаются неизвлечёнными.
На Первомайском месторождении проводится целый комплекс меро-приятий по повышению нефтеотдачи пластов. Здесь и гидравлические раз-рывы пласта, проводимые фирмой «Шлембурже Интернешнл», и физико – химические методы.
В этой работе мы проанализируем программу интенсификации добы-чи нефти в скважинах, оборудованных установками электрических центро-бежных насосов (УЭЦН), проводящуюся совместно с другими методами уве-личения нефтеотдачи (МУН). Нужно учесть, что данная программа примене-на впервые в мире (по крайней мере, в таком масштабе).
На предприятии НГДУ «Васюганнефть», на территории которого находится Первомайское месторождение, надзор за выполнением технологи-ческих регламентов, связанных с программой интенсификации, и анализ программы ведёт служба супервайза.
В настоящее время мы сможем судить только об экономической эф-фективности программы, так как срок её действия всего два года.
Анализ показывает, что на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, за 2012-2020 г.г. может быть добыто 161,6 млн. тонн нефти, в том числе в 2012-11,4 млн. тонн, 2014-9,1 млн. тонн, 2016-6,9 млн. тонн, 2018-5,0 млн. тонн и 2020-2,1 млн. тонн. Таким образом, добыча нефти в Томской области будет непрерывно падать. Анализ показывает, что при интенсивной реализации программы ввода в разработку новых месторожде-ний на территории Томской области добыча может быть стабилизирована на достаточно длительный период. Но планируемые к вводу в разработку ме-сторождения являются средними и мелкими. Ввод их в разработку и эксплу-атация требуют значительных капиталовложений. Кроме того, интенсивный отбор на таких месторождениях не рентабелен, многие из них удалены от со-временных линий трубопроводного транспорта.
В современных условиях наиболее эффективный метод стабилизации добычи нефти - интенсификация разработки месторождений, находящихся в эксплуатации, с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пла-стов.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Технологической схемой разработки (1978 г.) принят вариант блоко-вой трёхрядной системы заводнения с поперечным разрезанием залежи на 17 блоков и размещением 793 скважин основного фонда (554 добывающих и 239 нагнетательных). Расстояние между добывающими скважинами в рядах и между рядами 500 м. Расстояние между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин-600 м.
Разработка месторождения начата разведочными скважинами в 1981 г. Проектный эксплуатационный метраж (2300 тыс. м) за период 1982-1983 гг. реализован на 94,2 % (2167 тыс. м).
За двадцатипятилетний период разработки (1983-2008 гг.) добыто 43651 тыс.т нефти. В первые семь лет (1983-1989 гг.) фактические уровни го-довой добычи нефти были ниже проектных из-за отставания по вводу добы-вающих скважин и более низких (в среднем на 24%) фактических дебитов жидкости.
В последующие 5 лет (1990-1995 гг.) при меньшем фонде добываю-щих скважин (в среднем на 17%) ежегодные уровни добычи нефти превыша-ли максимальный проектный (2700 тыс. т) на 10,1-17,6%, что объясняется более высокими фактическими дебитами жидкости, в среднем превысившими проектные на 43,7% (8.6 т/сут.). В 1995 г. при незначительном превышении максимального проектного уровня добычи (на 2 тыс. т) отмечается довольно значительное (на 12,2% - 375 тыс.т) снижение последней к уровню 1993 г. из-за ухудшения структуры добывающего фонда скважин (рост обводнённо-сти). Из-за значительного увеличения обводнённости добывающих скважин и снижения коэффициента использование фонда скважин до 0,693 в 1995 г. произошло дальнейшее значительное (на 15,8%) снижение добычи нефти к уровню 1994 г. при превышении фактического дебита жидкости над проект-ным на 4,2 т/сут. (21,9%).
В период максимальных уровней добычи нефти фактическая обвод-нённость, составившая в 1995 г. 19,2%, в среднем на 9% была ниже проект-ной, что, с одной стороны объясняется переводом в процессе эксплуатации обводнённых скважин (ЭЦН) на менее производительные насосы (ШГН), ограничивающие добычу жидкости; с другой стороны, оптимизацией отбо-ров жидкости (перевод на ЭЦН) малообводнённых и новых скважин, что позволяло в течение всего периода разработки обеспечивать довольно ста-бильные дебиты жидкости ЭЦН (в среднем 48,9 т/сут) при невысокой обвод-нённости, в последние два года достигшей лишь 12%.
До 1999 г. Первомайское месторождение разбуривалось на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП в 1978 г. на базе утверждённых ГКЗ СССР (1976 г.) извлекаемых запасов нефти (катего-рия С1 – 66,5 млн.т.). Согласно решениям технологической схемы реализо-вана трёхрядная блоковая система разработки с расстоянием между добы-вающими скважинами в рядах и между рядами – 500 м., между добывающим и нагнетательным – 600 м. Расстояние между нагнетательными скважинами в рядах – 350 м.
Максимальная добыча нефти – 2700 тыс.т/год определялась на 8 лет (1986 – 1995 гг.), фактически последняя реализовывалась в течение 5 лет (1991 – 1996 гг.).
По результатам эксплуатационного и разведочного бурения (ОАО ''Томскнефть'' ВНК) институтом ''ТомскНИПИнефть'' пересчитаны и утвер-ждены ГКЗ РФ в 1992 г. (протокол No 26 от 9.06.1992 г.) запасы нефти, сни-зившиеся (извлекаемые В + С1) на 19,1% (12,7 млн.т) к ранее утверждав-шимся.
На основе материалов эксплуатационного и разведочного бурения, в северо-западной части месторождения выделился участок, не рассмотренный в техсхеме 1978 г. Для вовлечения его в разработку институтом ''ТомскНИ-ПИнефть'' составлена дополнительная записка к техсхеме (1995 г.), которой на упомянутом участке предусматривалось бурение 94 скважин (в том чис-ле 34 нагнетательных) по внедряемой сетке и системе.
Разбуривание основного фонда скважин, предусмотрено техсхемой (1978 г.), завершено в 1994 г., в связи с чем по заданию ОАО ''Томскнефть'' ВНК институтом ''ТомскНИПИнефть'' в 1998 – 1999 гг. выполнена уточнён-ная технологическая схема разработки Первомайского месторождения, рас-смотренная Центральной Комиссией по разработке (протокол от 18.09.1999 г., г. Москва), которая упомянутый проектом документ сочла нужным утвер-дить в качестве дополнения к технологической схеме разработки с реализа-цией 3 варианта разработки и технологическими показателями на 1999 – 2003 гг. при этом ЦКР рекомендует :
― разбуривание и ввод в разработку северо-западной части
месторождения (55 добывающих и 26 нагнетательных скважин)
― осуществление ГРП пласта в 75 добывающих скважинах;
― проведение опытно-промышленных работ по испытанию техноло-гии
магнитной обработки воды и бурения 6 горизонтальных сква-жин,
(блоки II, III) с длиной горизонтальной части ствола 500 м;
―обеспечение учёта объёмов закачки воды в пласт.
Анализ показал, что почти половина эксплуатационного фонда (дей-ствующего и бездействующего) характеризуется невысокими добывными возможностями. Из 153 высокообводнённых скважин по 31 (20,3%) прямыми геофизическими исследованиями установлена связь обводнённости продук-тивного пласта с закачиваемой водой, по 44 скважинам (28,5%) эта связь определена косвенным методом по наличию радиохимических аномалий (по-вышение гамма-фона против первоначального), являющаяся, как представ-ляется, следствием обогащения радиоактивными солями (за счёт выщелачи-вания) движущейся по пласту закачиваемой воды.

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 проведения ремонтных работ произошло увеличение дебита скважины на 20,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 6648 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3037,51 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения ремонтных работ в сумме 31,8 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 51,7 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 44,4 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 3037,51 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения мероприятия.











ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На сегодняшний день в России бóльшая часть крупных нефтяных месторождений характеризуется значительной текущей выработкой запасов. Кроме того, непреложным фактом является высокая степень обводненности продукции, что значительно увеличивает долю неработающих скважин.
Известно много методов воздействия на продуктивные пласты с целью дополнительного извлечения углеводородов посредством повышения пластового давления, улучшения проницаемости пласта, уменьшения вязкости добываемой нефти. Однако все они обладают существенным недостатком – узкая специализация при решении задач.
В конце 1990-х годов группа российских ученых под руководством проф. А.А. Молчанова начала работу с целью найти источник направленных импульсов, мощность которых превосходила бы пластовое давление, создавала высокую температуру, имела способность к мгновенному сжатию и расширению, была бы многократно повторяемой, управляемой, создавала колебания в газожидкостной среде, частота которых совпадала бы с частотой отдельных слоев продуктивной залежи. При этом стояла задача добиться возможности работы на любых коллекторах, в скважинах с любым уровнем обводненности.
Проводя исследования и патентный поиск, удалось отойти от традиционных методов обработки призабойной зоны скважин и найти решение проблемы с позиций нелинейных систем, к которым относятся системы со значительным энергосодержанием и энерговыделением, высокоскоростные, высокотемпературные процессы, колебания и волны со значительной амплитудой.
В первую очередь были рассчитаны и определены периодичные возмущения в газожидкостной среде, которые приводят к эффекту резонансной турбулизации, кавитации и флотации в вязких средах, в результате чего происходит миграция жидкости из области застойных зон (целиков) к скважинам, увеличивается проницаемость пластов, одновременно обрабатываемая среда накачивается резонансной энергией.
Так родилась идея плазменно-импульсного генератора, который прошел опытно-промышленные испытания на месторождениях со сложными терригенными, карбонатными коллекторами в России, Китае и Казахстане.
Практика показала, что при плазменно-импульсном воздействии увеличивается проницаемость призабойной зоны скважины и улучшается гидродинамическая связь нефтяного пласта с забоем скважины, что подтверждается результатами ГИС до и после обработки.
Отличительным эффектом плазменно-импульсного воздействия является инициирование резонансных колебаний в продуктивных пластах с целью усиления миграции нефти в направлении добывающих скважин.
Ток высокого напряжения в 3 тыс. вольт подается на электроды, которые замыкаются калиброванным проводником, что приводит к его взрыву и образованию плазмы в замкнутом пространстве. Освобождение значительного количества направленной энергии создает ряд последовательных эффектов, в частности:
выделяется температура порядка 25 000 – 28 000 oС (длительность процесса 50-53 микросекунды);
формируется ударная волна со значительным избыточным давлением, многократно превышающим пластовое; за счет технологических ограничений ударная волна через перфорационные отверстия распространяется направленно по профилю каналов;
при многократных повторениях, ударная волна, воздействуя на твердый скелет пласта в упругой газо-жидкостной среде, вызывает продольные и поперечные (сдвиговые) волны, которые превращаются в ряд последовательных упругих колебаний с частотой от 1 до 12 тыс. Гц;
коллектор, находясь в упругом состоянии, представляет собой совокупность колебательных систем, в результате последовательные импульсы вызывают собственные колебания пластов на резонансных частотах.
За счет создания явления резонанса в продуктивном пласте, положительным дебитом откликаются расположенные рядом скважины. Имеющиеся наработки свидетельствуют о том, что в терригенных коллекторах реагируют скважины на расстоянии 250-300 м друг от друга, а в карбонатных коллекторах, обладающих большим модулем объемной упругости, положительным дебитом откликаются скважины на расстоянии от 700 до 1 500 м. При этом, как правило, обводненность на всех скважинах значительно снижается.
Кроме масштабного воздействия, создание плазмы позволяет решать и локальные задачи по очистке призабойной зоны скважин. Мгновенное расширение плазмы создает ударную волну, а последующее охлаждение и сжатие плазмы вызывает обратный приток в скважину через перфорационные отверстия, что на начальном этапе обработки скважины способствует выносу кольматирующих веществ в ствол скважины.