Техника и технология проведения СКО по скважинам Де-мьяновского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазод

Техника и технология проведения СКО по скважинам Де-мьяновского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Объект изучения данного проекта – нефтяное Демьяновское месторож-дение, которое расположено на территории Жирновского района Волго-градской области.
Демьяновское месторождение открыто и введено в разработку в 1990 г. Промышленно нефтеносными являются отложения евлановско-ливенского горизонта.
Нефтяная залежь евлановско-ливенского горизонта приурочена к кар-бонатным коллекторам. Литологически продуктивный пласт представлен чи-стыми от глинистого материала реликтово-органогенно-обломочными, ре-ликтово-биогермными доломитами светло-серыми до белого, прослоями се-рыми и бурыми, мелко-, крупнозернистыми с минеральными трещинами, ка-вернозными. Размеры каверн доходят до 2-3 мм, образованные органиче-скими остатками. Значительная роль в формировании фильтрационно-емкостных свойств коллекторов принадлежит постседиментационным про-цессам растворения и выщелачивания породообразующего материала. Ем-костное пространство имеет сложное строение и определяется различным со-четанием пор, каверн и трещин.
Разработкой и эксплуатацией нефтяного месторождения называется осуществление научно -обоснованного процесса извлечение из недр содер-жащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых. Этот процесс включает в себя разбуривание месторождения и выработку за-пасов нефти и газа.
Основным в разработке месторождения является выбор оптимальной системы разработки и технологии эксплуатации месторождения. Система разработки нефтяного месторождения – это совокупность взаимосвязанных решений, определяющих объект, последовательность и темп разбуривания и обустройства, наличия воздействия на пласт, число и расположение добы-вающих и нагнетательных скважин, управление разработкой, охрана недр и окружающей среды.
Рассмотрены критерии, влияющие на оптимизацию процесса разра-ботки данного участка. Такие как:
технологические - обеспечивающие максимально текущие уровня до-бычи нефти, максимальных коэффициент охвата;
экономические - обеспечение капитальных минимальных вложений, минимальной себестоимости.
2. 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Демьяновское месторождение открыто и введено в разработку в 1990 г.
В эксплуатации на залежь находятся 8 добывающих скважин, все дей-ствующие. Общая характеристика структуры реализованного фонда пред-ставлена в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Фонд скважин Демьяновского месторождения
Наиме-нование Характеристика фонда скважин Евлано-Ливенский горизонт
Фонд добывающих скважин Пробурено 8
 Всего 8
 В том числе : 
 Действующие 8
  ФОН 5
  ЭЦН 3
  ШГН 

По данным исследований значение начального пластового давления составляет 27,7 МПа, давление насыщения – 14,7 МПа. Начальная темпера-тура пласта 76 оС.
















На Демьяновском месторождении регулярно проводились замеры пла-стового давления. Контроль за энергетическим состоянием в залежи осу-ществлялся методом замеров статических и динамических уровней скважин. На рисунке 2.1 приведена динамика пластового давления.
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки за последние пять лет приводится в табл.2.2.
Таблица 2.2
Сравнение проектных и фактических показателей разработки Демьяновского месторождение
  2006 2007 2008 2009 2010
   про-ект факт про-ект факт про-ект факт про-ект факт про-ект факт
1 Добыча нефти всего, тыс.т  44.2 38.2 41.6 42.8 39.0 46.8 46.3 44.5 57.8 60.1
2 В т.ч. из: переходящих скважин  30.7 38.2 41.6 42.8 39.0 46.8 45.8 41.5 54.0 60.1
3  новых скважин  13.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 3.0 3.8 0.0
4  механизированных скважин  0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5.5
5 Фонд добывающих скважин на конец года, шт.  7 7 7 7 7 7 8 8 9 8
6 В т.ч. нагнетательных в отработке  0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
7 Действующий фонд доб. скважин на конец года, шт.  7 7 7 7 7 7 8 8 9 8
8 Переход скважин на механизирован-ную добычу, шт.  0 0 0 0 0 0 0 0 0 3
9 Фонд механизированных скважин, шт.  0 0 0 0 0 0 0 0 0 3
10 Ввод нагнетательных скважин, шт.  0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
11 Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.  0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12 Действующий фонд нагн. скважин на конец года,шт.  0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
13 Добыча жидкости всего, тыс.т.  48.9 38.2 48.8 42.8 49.0 46.8 48.6 44.6 65.1 73.4
14 Добыча жидкости с начала разра-ботки, тыс.т.  868.8 858.9 917.6 901.8 966.6 948.6 996.2 993.1 1061.3 1066.5
15 Добыча нефти с начала разработки, тыс.т.  862.0 858.4 903.6 901.2 942.6 948.0 993.2 992.5 1051.0 1052.6
16 Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.  0.263 0.262 0.276 0.275 0.287 0.289 0.303 0.303 0.321 0.321
17 Отбор от извлекаемых запасов, %  53.0 52.8 55.6 55.4 58.0 58.3 61.1 61.0 64.6 64.7
18 Темп отбора от начальных утв. извл. запасов, %  2.7 2.4 2.6 2.6 2.4 2.9 2.8 2.7 3.6 3.7

Фактическая добыча нефти в целом по месторождению за период 2006-2010 г. соответствует проектным значениям (так, за 2010 год фактическая добыча нефти – 60,1 тыс.т, по проекту – 57,8 тыс.т (рис. 2.2), при этом дей-ствующий фонд скважин составляет 8 ед. против 9 ед. по проекту.




















Проектным документом планировалось отобрать на месторождении в 2010 г. 65,1 тыс.т жидкости, фактически отобрано 73,4 тыс.т. При этом целе-вые показатели по добыче нефти и жидкости выполняются: так, накопленная добыча нефти составила 1052,6 тыс.т, что всего на 1,6 тыс.т выше проектно-го значения. Карта накопленных отборов евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения приведена на рисунке 2.3.
В среднем по скважинам вскрытая работающая часть составила 38% от толщины продуктивной нефтенасыщенной части.
Залежь разрабатывается семью добывающими скважинами на есте-ственном упруговодонапорном режиме. До 2010 г. отбор нефти осуществ-лялся практически без воды. В результате небольшой активности законтур-ной водонапорной системы наблюдается истощение энергетического потен-циала залежи, что подтверждается снижением дебитов жидкости скважин и замерами пластового давления. Значение пластового давления снизилось от-носительно первоначального на 5,2МПа, что привело к снижению фактиче-ских дебитов жидкости.
С целью выработки остаточных запасов нефти залежи и повышения ко-нечного нефтеизвлечения данного месторождения необходимо:
- выработка запасов нефти на естественном режиме;
- бурение добывающих скважин в местах неохваченных разработкой
- уменьшение водопритока путем отсечения обводнившейся части пла-ста и ограничение дебитов жидкости обводняющихся фонтанных скважин, а также периодическая эксплуатация скважин;
- перевод прекращающих фонтанирование скважин на глубиннонасос-ный способ эксплуатации.












2.2 Увеличение проницаемости пласта химическим воздействием

В процессе разработки месторождения дебит скважин падает. Одной из причин этого является снижение естественной проницаемости пород, слага-ющих продуктивный пласт. Это происходит вследствие несовершенства вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения. Поры пласта загрязня-ются частичками бурового раствора. В случаях, когда пласт вскрывается не на буровом растворе, а на жидкостях на водной основе, проникающая в пласт вода снижает естественную проницаемость коллектора. Негативное влияние оказывает и закупорка пор пласта отложениями парафина, смоли-стых веществ.
Кислотные обработки призабойной зоны пласта основаны на способ-ности соляной кислоты растворять карбонатные породы. Получающиеся продукты реакции хорошо растворимы в воде, что значительно облегчает условия их выноса на дневную поверхность. Химическая реакция соляной кислоты с доломитом записывается следующим уравнением:
CaMg(CO3)2 + HCl = CaCl + MgCl2 + 2H2O + CO2.
В результате взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой образуются продукты реакции: двухлористый кальций и двухлористый маг-ний, хорошо растворимые в воде и при промывке скважины легко извлека-ются на поверхность. Под воздействием соляной кислоты с породой образу-ются пустоты, каверны, каналы разъедания в призабойной зоне, способству-ющие увеличению проницаемости пласта, а следовательно, и увеличению производительности скважин. Через некоторое время после обработки ее де-бит снижается, тогда кислотную обработку повторяют. Наибольший эффект бывает после первой солянокислотной обработки; при третьей и последую-щих обработках скважины эффект их снижается.
На Памятно-Сасовском месторождении за все время эксплуатации бы-ло проведено 9 солянокислотных обработок (СКО) скважин. Повторные СКО не проводились. Количество и концентрацию кислоты для обработки выбирают исходя из пластовых условий. Рекомендуемая концентрация HCl для месторождение Нижней Волги – от 12 до 25 %. Верхний предел концен-трации предпочтителен для малопроницаемых пород, нижний – для хоршо проницаемых. Поэтому при производстве СКО используют 12 % раствор соляной кислоты. Рекомендуемый объем кислоты, нагнетаемой в пласт, со-ставляет 1-1,5 м3 на 1 м мощности обрабатываемой части пласта, для пород со значительной проницаемостью При повторной обработке объем кислот-ного раствора увеличивается на 30-40 % по сравнению с предыдущей обра-боткой или повышают концентрацию рабочего раствора.
Важное условие успешности кислотных обработок – время выдержи-вания кислоты в пласте, которое зависит от многих факторов и для различ-ных условий различно. Для Нижней Волге рекомендуется время реагирова-ния при скоростной обработке 1 ч., а для обычной – 4 ч. Для повышения эф-фективности и комплексного решения вопросов предотвращения осадкооб-разования и снижения коррозии оборудования в настоящее время предложе-но в качестве добавки к товарной кислоте использовать металлический цинк.
Таблица 2.1
Технологические параметры работы скважины до и после СКО
До солянокислотной обработки
Дата № скв Рб Рз Рл Dшт Qн, м3/сут Qг, м3/сут Обвод-нен-ность, %
03.06.08 66 50 34 25,5 7 110 8517 16
16.05.09 68 50 40,5 27 9 217 20925 отс
28.07.10 61 58 32 19 4 48 4320 7,5
После солянокислотной обработки
06.06.08 66 63 46 25,5 7 148 14040 0,03
19.05.09 68 61 34 25 9 247 24900 отс
03.08.10 61 62,5 36 21 5 64 6980 следы

Как видно из таблицы, производительность скважин повысилась в ре-зультате СКО в среднем на 20-25 %. Во всех случаях, где присутствовала обводненность, имело место ее значительное снижение. Это подтверждает эффективность применения СКО.


2.3 Комплексная технология химического воздействия

Простые кислотные обработки являются наиболее распространенным видом химического воздействия и осуществляются с обязательной продавкой кислоты в пласт. Они предназначены для химического воздействия на поро-вое пространство призабойпой зоны пласта и очистки его от загрязняющего материала.
Работы по нагнетанию в скважину растворов кислот проводятся в со-ответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.
При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан.
Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное расчетное рабочее давление.
При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживаю-щий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.
Передвижные насосные установки необходимо располагать на рассто-янии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.
Простые кислотные обработки проводятся в тщательно промытых и подготовленных скважинах без применения повышенных температур и дав-лений. Перед проведением обработки в скважине проводят гидро-динамические исследования (определяют коэффициент продуктивности, ста-тический и динамический уровни, пластовое давление, параметры пласта).
Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в следую-щем (рис. 2.4).



Рис. 2.4 Схема обработки скважины соляной кислотой

Вначале закачивают нефть или воду (рис. 2.4, а), затем при открытой задвижке на отводе затрубного пространства — расчетное количество при-готовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта (рис. 2.4, б). После этого закры-вают кран на отводе затрубного пространства и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт (см. рис. 2.4, в). Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кис-лоту продавливают в пласт нефтью или водой (см. рис. 2.4, г).

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии проведения СКО произошло увеличение дебита скважины на 14 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3701 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1566,78 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от проведения СКО в сумме 12,3млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 32,6млн. руб. и превысила сумму прибыли полу-чаемую до внедрения мероприятия на 21,9млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла 4933,22а на руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности технологии проведения СКО.










ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Кислотное воздействие на терригенные коллектора с целью увели-чения производительности скважин получает широкое распространение. Воздействие на пласт проводится растворами соляной и плавиковой кислот. Эти кислоты сложны и опасны при транспортировке, хранении и приготовлении растворов. В качестве заменителя плавиковой кислоты был изучен и опробован на скважинах и керновом материале бифторид аммония, котрый менее опасен в обращении, сравнительно дешев, хотя также требует мер защиты.
Бифторид аммония для обработки призабойной зоны пласта всех групп скважин может применяться в двух вариантах: 1 - в растворе ПАВ, 2 - в растворе с соляной кислотой.
В первом варианте применение бифторида аммония предлагается для очистки призабойной зоны пласта от загрязнения глинистым рас-твором при бурении скважин.
Во втором варианте рекомендуется применять при обработке призабойной зоны пласта с целью увеличения продуктивности эксплуа-тационных и приемистости нагнетательных скважин.
При закачке соляной кислоты в пласт с высокой пластовой тем-пературой кислота моментально реагирует с карбонатным цементом. Чтобы закачать в отдаленную часть призабойной зоны пласта активную кислоту, рабочий раствор соляной кислоты следует закачивать на мак-симальной скорости работы агрегатов. Соляная кислота реагирует с карбонатным цементом и выщелачивает его из пористой среды приза-бойной зоны. Раствор в пласте выдерживается 6 – 8 часов. На сква-жине, предназначенной для закачки соляной кислоты, проводят специ-альные геолого-технические мероприятия по подготовке забоя скважины и оснащению соответствующей запорно-регулирующей арматурой и приборами. После окончания подготовительных работ по самой сква-жине проводят подготовительные работы по расстановке техники и оборудования для закачки соляной кислоты с бифторидом аммония. Оборудование и механизмы собираются по утвержденной схеме. Разме-щение агрегатов и оборудования должно быть в радиусе не менее 30 м от устья скважины. Спецтехнику устанавливают с наветренной стороны с противоположным расположением переднего буфера от устья скважи-ны на расстоянии не менее 15 м. При этом необходимо учитывать и то обстоятельство, чтобы технологическое оборудование и спецтехника не находились под действующей линией электропередач.
Для повышения эффективности проведения кислотных обработок необходимо шире внедрять бифторид аммония.
В результате проведенного комплекса теоретических, эксперименталь-ных и промысловых исследований всесторонне изучены особенности приме-нения кислотного воздействия в различных геолого-промысловых условиях, исходящие из его физической природы и влияния упругих колебаний на многообразие проистекающих в продуктивном пласте явлений. Получены обоснованные критерии эффективности воздействия для повышения произ-водительности и реанимации скважин. Разработан ряд новых технологий и скважинных технических средств, которые успешно внедряются в различных нефтепромысловых регионах России и других стран.
Использование разработанных на основе накопленного опытно-промыслового материала прогнозных моделей позволяет в рамках системно-го подхода к организации работ существенным образом повышать эффек-тивность и рентабельность обработок скважин. Имеются дальнейшие пер-спективы использования метода кислотной обработки и его дальнейшего развития, такие как применение комплексного подхода к выбору и организа-ции работ на участках - очагах нагнетательных скважин, осуществление дли-тельных режимов кислотного воздействия в ходе разработки с применением нагнетательных и добывающих скважин, усовершенствование и рациональ-ное использование кислотного воздействия на пласты с целью увеличения нефтеотдачи и др.