Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения углеводородными композициями-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объе

Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения углеводородными композициями-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Талинское месторождение Западной Сибири является уникальным по сложности промылово-геологических характеристик. Оно не имеет аналогов среди месторождений СНГ и даже мира, поэтому имеющийся огромный опыт разработки месторождений практически не может быть здесь использо-ван без учета специфики данного месторождения. На Талинском месторож-дении приходится накапливать собственный опыт, который выявляет все бо-лее сложные геолого-физические характеристики и указывает на необходи-мость постепенного поиска нестандартных методов разработки. В этой связи контроль, сбор и обработка информации о состоянии залежей и об их изме-нениях, происходящих в пластах в процессе эксплуатации, - важное звено в системе разработки месторождения.
В настоящее время решать проблему сохранения уровня или замедле-ния темпов падения добычи нефти и газа становится весьма сложной задачей из-за ряда неблагоприятных факторов:
• обводнения скважин;
• истощения старых месторождений;
• резкого сокращения объемов геологоразведочных работ, что огра-ничивает выбор нефтяных и газовых месторождений, расположенных в бла-гоприятных для освоения регионах;
• увеличения числа бездействующих скважин;
• сокращения объемов строительства новых скважин на действующих площадях из-за отсутствия финансирования этих работ.
Поэтому для сохранения уровня добычи нефти и газа кроме известных методов повышения продуктивности пластов необходимо наращивание объ-ема работ по борьбе с различными осложняющими факторами, одним из ко-торых является отложение асфальто-смолопарафиновых отложений.
Этот проект представляет собой анализ состояния, проблемы осложне-ний АСПО и разработку мероприятий для удаления и защиты от образова-ния отложений в оборудовании скважин и в нефтесборных коллекторах.
Основной задачей, решаемой в процессе выполнения всей работы, бы-ло определение и внедрение наиболее эффективного метода предотвращения и ликвидации отложений АСПО в глубинном оборудовании нефтяных добы-вающих скважин и в выкидных линиях.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Эксплуатационное бурение на Талинской площади Красноленинского месторождения начато в 1982 году на северо-западе залежи пласта ЮК-10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИ (про-токол ЦКР№894 от 01.10.80.) на базе запасов нефти категории С1(тюменская свита), подсчитанных по состоянию на 01.01.80г. Главтюмень-геологией. Основным проектными решениями по разработке предусматри-валось:
- выделение одного эксплуатационного объекта( пласты ЮК-2 – ЮК-11);
- площадная девяти точечная система разработки с плотностью сетки скважин 400 + 400 м;
- механизированный способ с начала разработки.
В 1983 году составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки. Целью работы явилось уточнение проектных показателей разработки и учетом приращенных в 1981-1982гг., извлекаемых запасов нефти южной части площади объеме 35.153 млн.т по категории С1. Необхо-димость составления новой технологической схемы разработки в 1984 году была вызвана следующими обстоятельствами:
- уточнением запасов нефти, часть которых в конце 1983 года утвер-ждалась ГКЗ СССР;
- переориентировкой объема эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние пласты ЮК10-11 и, в связи с этим необходимостью пересмотра утвержденной системы разработки.
Запасы нефти были подсчитаны в условиях границах северной части площади и утверждены в ГКЗ СССР по пластам ЮК10-11 в объеме 320250 тыс.т извлекаемых запасов категории С1 и 45042 тыс.т балансовых, 16373 тыс.т извлекаемых категории С2 по пластам ЮК10 и ЮК11. По южной части площади по этим пластам запасы были утверждены ЦКЗ Мингеологии в объ-еме 358783 тыс.т балансовых, 165003 тыс.т извлекаемых категории С1,342046 тыс.т балансовых, 118380 тыс.т извлекаемых категории С1.
В целом по Талинской площади по состоянию на 01.01.84 г. на балансе Мингеологии СССР числилось :
- по категории С1 балансовых запасов 679033 млн.т , извлекаемых 309187 млн.т;
- по категории С2 балансовых 387088 млн.т, извлекаемых 134753 млн.т.
Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает сле-дующие основные положения:
- выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10-ЮК11 с разбури-ванием их самостоятельными сетками скважин;
- применением блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 + 400 м при расстоянии между первым нагнетательным рядом 500 м (плотность сетки 18 га/скв.);
- способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газ-лифтный в 1988 году; проектные уровни добычи нефти - 17,4 млн.т (1992 г), добыча жидкости 66,9 млн.т (2000г), закачка воды 91,9 млн.м (2000г);
- темп отбора нефти при проектном уровне – 3,8 % от начальных из-влекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня 7 лет;
- фонд скважин всего 8488, в т.ч. добывающих –5224, нагнетательных 1766, резервных 1107;
- извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах 464,9 млн.т. конечный коэффициент нефтеотдачи – 0,436;
- применение нестационарного заводнения;
- объем нагнетательных вложений за весь срок разработки – 3823,5 млн.руб., себестоимость добычи – 32,6 руб/т.
В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного про-ектированием в предыдущих документах.
На дополнительном участке, рекомендованном к вводу в разработку
Эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1и 2 залежей.
ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме раз-работки Талинского месторождения со следующими основными технологи-ческими положениями:
- выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11;
- блоковая система разработки с 3х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м;
- оптимизацию сетки скважин, для вовлечения в разработку слабопре-нируемых запасов нефти, производить по мере разбуривания и уточнения особенностей геологического строения продуктивных пластов;
- систему разработки, предложенную для южного участка, распро-странить на участках расширения контура нефтеносности.
Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило « Технологические пока-затели по участку расширения Талинской площади» со следующими показа-телями :
- проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т.
- жидкости - 12,5 млн.т.
- закачка воды - 16,5 млн.м3.
- ресурсы газа - 10,7 млрд.. м .
- общий фонд скважин - 1553.
- в том числе добывающих - 777.
- нагнетательных - 259.
- резервных - 517.
- применение механизированного способа эксплуатации ( ЭЦН, ШГН );
- давление на устье скважин 18,0 МПа;
- приемистость нагнетательных скважин 400 м3/ сут.
За период, прошедшей после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров и оперативном порядке проведены следующие проектных решений:
- увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.;
- временно оказались от разбуривания 1 и 2 залежей пласта ЮК11, со-средоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10;
- предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектно – нагнетательных скважин, находящихся в обработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления, разре-шен перевод скважин под нагнетание без длительной обработки;
- организация совместной разработки пластов ЮК10 и Юк11 на залежах 1 и 2 в участке 3;
- внедрение насосного способа добычи ( ЭЦН, ШГН ) в связи с применением газлифтных компрессорных станций.
В «Дополнительной записке к технологической схеме разработки Та-линской площади» предусматривалась двухстадийное разбуривание участка расширения площади : на начальной стадии – по плотности сетки 36 га/скв. С последующим уплотнением. С целью повышения эффективности принято решение о бурении дополнительных скважин в зонах стягивания одновре-менно с основным фондом. Принятые решения меняют технологические по-казатели разработки.
В связи с этим проведены расчеты динамики добычи нефти, жидкости, закачка, фонд скважин и других показателей по ДНС –30,31,32 и в целом по участку расширения. Динамика эксплуатационного бурения и ввода скважин принята на основании плана разбуривания Талинской площади разработан-ного в объединении Красноленинскнефтегаз: проектные уровни по добыче:
- нефти – 4,65 млн.т.
- жидкости – 17,0 млн.т.
- закачки воды – 21,8 млн.м3
- фонд скважин, всего – 1640
- в т.ч. добывающих – 1177
- нагнетательных - 463
Из сопоставления проектных и фактических показателей следует, фак-тическая добыча нефти ниже проектной:
- в 2008 году – на 38,1 %.
- в 2009 году – на 26,2 %.
- в 2010 году – на 17,2 %.
- в 2011 году – на 5,8 %,
Действующий фонд скважин эти годы превышал проектный фонд. Рас-хождение в уровнях добычи нефти связано с тем, что фактические дебиты нефти меньше проектных
- в 2008 году – на 10,8 т/с.
- в 2009 году – на 13,5 т/с.
- в 2010 году – на 10,3 т/с.
- в 2011 году – на 7,9 т/с.
Отличие фактических дебитов от проектных вызвано следующими причинами:
фактическая продуктивность скважин ниже принятой в технологиче-ской схеме, определенной по результатам испытания разведочных скважин и данным первых эксплуатационных скважин. на площади не реализуется про-ектное решение по способу добычи – внедрение газлифта.
Практическое совпадение дебитов жидкости в 2008 году достигнуто за счет проведения на площади большого количества геолого-технических ме-роприятий, направленных на повышение уровней отбора жидкости: переход с трехрядной системы разработки на более интенсивную блочно – замкну-тую, переводом скважин на механизированной способ эксплуатации, оптими-зации режимов работы скважин и др. В результате добыча жидкости за 2006-2008 годы от проектной соответственно по годам 45,9%, 41,1%, 32,5%. В 2009 году добыча жидкости превысила проектный уровень на 19,7%. Пре-вышение проектного уровня добычи жидкости не позволило выйти на про-ектный уровень по добыче нефти в связи с тем, что фактический темп нарас-тания обводненности продукции превышает проектный. В 2010 году факти-ческая обводненности добываемой продукции составила - 55,9%, по проекту – 43,9%.Отличие фактической динамики обводнения от расчетной объясняет-ся следующими причинами:
- уменьшение начальных балансовых запасов нефти по сравнению с утвержденным ГКЗ СССР и принятым в технологической схеме;
- уточненная структура запасов нефти характеризуется большой филь-трационной неоднородностью, чем принято в проектном документе.

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 растворителей – теплоносителей для удале-ния АСПО произошло увеличение дебита скважины на 9,3 тонны. Рост деби-та скважины привел к повышению объема добычи нефти на 2786 тонну. Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1750,2 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от внедрения мероприятия в сумме 9,9 млн. руб. Фактиче-ская сумма прибыли составила 20,7 млн. руб. и превысила сумму прибыли, получаемую до внедрения мероприятия на 15,2 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1750,20 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности применения растворителей - теплоносителей для борьбы с АСПО.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ


В процессе работы с фондом скважин необходимо использовать как можно больше разнообразных методов борьбы с АСПО. Предполагается, что поскольку каждая скважина имеет свои индивидуальные особенности ра-боты, то и способы борьбы с осложнениями в процессе добычи должны быть разными.
В процессе текущей работы должен определиться тот или иной фонд скважин в которых наиболее эффективно применение определенных методов борьбы с АСПО (превентивной защиты от образования отложений или лик-видации уже образовавшихся).
В данном проекте, в первую очередь рассматривались и применялись такие методы, которые не требовали больших экономических затрат и при-носили максимальный технологический эффект.
Исследованы геолого-промысловые особенности и условия эксплуата-ции Красноленинского месторождения, при которых в добывающих сква-жинах происходит образование отложений асфальтосмолистых и парафино-вых веществ. Образование отложений происходит более интенсивно при большом перепаде температур и давления .
Произведены лабораторные исследования состава асфальтосмолистых парафиновых отложений, сформировавшихся при разных температурах и отобранных с разных глубин лифта. Выявлены лабораторным путем эффек-тивные растворители асфальтосмолистых и парафиновых веществ. Показано, что лучшим растворителем является бензиновая фракция местного произ-водства.
Проведен анализ влияния термобарических особенностей в скважинах на показатели и условия добычи нефти. Разработана и апробирована мето-дика расчета распределения температуры по глубине скважины.
Исследовано влияние различных факторов на образование и локализа-цию отложений. Разработана методика выбора диаметра подъемных труб добывающих скважин для уменьшения возможностей образования в них от-ложений асфальтосмолистых и парафиновых веществ.
Проведены промысловые работы по испытанию и применению неде-фицитной бензиновой фракции для удаления отложений асфальтосмолистых и парафиновых веществ из скважин Красноленинского месторождения.