4.3.3 Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты

Анализ методов воздействия на пласт на месторождениях природного битума

4.3.3 Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты

Сабыров А. С., Чурикова Л. А., Юсубалиев Р. А. Анализ методов воздействия на пласт на месторождениях природного битума // Молодой ученый. — 2018. — №48. — С. 43-46. — URL https://moluch.ru/archive/234/54431/ (дата обращения: 04.02.2020).



Статья посвящена вопросам обоснования паротеплового воздействия на пласт с целью повышения эффективности разработки месторождений, содержащих нефти повышенной вязкости.

Авторы предлагают применять на месторождениях природных битумов и высоковязких нефтейпароциклические обработки скважин (ПТОС), характеризующееся более быстрым периодом окупаемости и более низким паронефтяным отношением по сравнению с паротепловым воздействием на весь пласт.

Ключевые слова: скважинная продукция, высоковязкая нефть, горячая вода, нефтяной пласт, паротепловая обработка, коэффициент извлечения нефти.

Особенность освоения мелких месторождений высоковязкой нефти связана с отсутствием специального оборудования. Обустройства такого рода месторождений не дает высоких экономических показателей, следовательно, применение типового оборудования в таких условиях нерентабельно [1].

При разработке мелких месторождений высоковязких нефтей, нефтяные компании испытывают некоторые проблемы, связанные с физико-химическими свойствами нефтей: сложное строение и низкие энергетические показатели; небольшие объемы добычи нефти; низкий коэффициент извлечения нефти; малодебитные скважины; затруднение в подборе объектов для системы ППД; быстрое обводнение скважинной продукции; осложнения эксплуатации нефтепромыслового оборудования; аварийность работающего оборудования; высокие эксплуатационные затраты на обустройство месторождений [2].

Сократить затраты в системе добычи, сбора и подготовки скважинной продукции возможно, применяя новые технологические решения, позволяющие улучшить эффективность извлечения скважинной продукции в осложненных геолого-промысловых условиях.

Разработка мелких месторождений высоковязкой нефти предусматривает применение комплекса организационно-технологических мероприятий, предусматривающих применение высокоэффективных и менее затратных методов борьбы с осложнениями, включающих в себя: применение модернизированного технологического оборудования и технических устройств.

Применение новых технологий и оборудования позволит предотвратить потери нефти по причине аварийной замены отказавшего внутрискважинного и нефтепромыслового оборудования, а также сократить затраты на закупку, ремонт и замену отказавшего оборудования. Учитывая опыт крупных компаний, применяющих новые технологии и оборудование, малые компании смогут оптимизировать технико-экономические показатели разработки сложного месторождения.

Для повышения эффективности разработки месторождений, содержащих нефти повышенной вязкости, широко применяются термические методы воздействия на пласт.

Рис. 1. Основные технологии термического воздействия на пласт

Освоение месторождений тяжелых нефтей и битумов предусматривает применение наиболее эффективных термических методов, но в то же время остаются не решенными вопросы, связанные с комплексной эксплуатацией месторождения.

Повышение нефтеоотдачи в условиях добычи высоковязких нефтей обязательно связано с увеличением температуры нефтеносного пласта, что следует из анализа температурного изменения физических свойств скважинной продукции.

Для выбора метода теплового воздействия на пласт месторождения необходимо учесть факторы, влияющие на повышение эффективности теплового воздействия, а также возможность снижения себестоимости при проведении данной технологической операции [3].

Водяной пар благодаря скрытой теплоте парообразования обладает значительно большим теплосодержанием, чем горячая вода. В процессе закачки пара нефтяной пласт нагревается в первую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразования. Пар поступает в поровое пространство и конденсируется.

Пласт нагревается за счет использования теплоты горячего конденсата, а затем охлаждается до начальной температуры пласта. При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления.

Процесс внутрипластового горения обладает всеми преимуществами термических методов вытеснения нефти горячей водой и паром, а также смешивающегося вытеснения, происходящего в зоне термического крекинга, в которой все углеводороды переходят в газовую фазу.

Современное состояние изученности высоковязких нефтей и природных битумов позволяет утверждать, что они отличаются от традиционных нефтей по химическому составу, физико-химическим свойствам, а также по степени взаимодействия с коллекторами и по структуре их насыщения. Это существенно влияет на коэффициент эффективности добычи высоковязкой нефти. Поэтому, методы и подходы, применяемые при разработке залежей традиционных нефтей, не могут быть внедрены на залежах высоковязких нефтей и природных битумов.

Наименьшим процентом к извлекаемым запасам нефти характеризуется месторождение Салтанат. Месторождение природных битумов и высоковязких нефтей Салтанат расположено в Атырауской области Респубдики Казахстан, на правобережье р. Эмба.

Большинство проектов по паротепловому воздействию начинается с пароциклических обработок скважин (ПТОС), характеризующуяся более быстрым периодом окупаемости и более низким паронефтяным отношением по сравнению с паротепловым воздействием на весь пласт [4].

Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляются периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей их эксплуатацией.

Цель этой технологии заключается в увеличении притока нефти к скважинам за счет снижения вязкости нефти, повышения забойного давления, облегчения условия фильтрации.

Для определения основных технологических параметров и эффективности пароциклического воздействия на призабойную зону скважин необходимо решить следующие задачи. Во-первых, рассчитать период закачки теплоносителя (пара) в пласт, определить распределение температуры в призабойной зоне и эффективные размеры зоны, охваченной тепловым воздействием.

Во-вторых, решить задачу о паротепловой пропитке, т. е. прогнозировать скорость конденсации пара и всасывания нефти из «холодной» области пласта в прогретую зону.

И, наконец, рассчитать степень повышения продуктивности скважины за счет разогрева нефти в призабойной зоне и закон падения дебита по мере охлаждения призабойной зоны потоком нефти из пласта.

Физико-химические методы применяются в отношении нефтей малой и средней вязкости, что не отвечает характеристикам пластовых флюидов месторождения Салтанат. Так же минусом данных методов является и высокая стоимость реагентов, что может привести к неоправданным затратам при разработке данного месторождения.

Таблица 1

Критерии применения методов увеличения нефтеотдачи вмировой практике

МетодыТехнологияГлубина залеган., мТолщина пласта, мПрони-цаемостьмкм2Порис-тость,%Вяз-кость, мПа*сПлот-ность, кг/м3
Холодные методыШахтовый метод, CHOPS, ГС, VAPEX, водонагнетание50–80020–2001–1220–4020000–45000932–935
Термические методыЗакачка горячей воды, вытеснение нефти паром, CSS, внутрипластовое горение, SAGD, SAP, THAI, N-Solv, забойные электронагреватели50–15002.7–2500.005–9.3815–370.6–45000825–1070
Физико-химические методыПолимерное заводнение, вытеснение нефти ПАВ, комбинированные методы600–35001.1–68.50.005–230–400.86–500850–960
Газовые методыЗакачка диоксида углерода1253–33703–1500.004–1.71423–300.45–50815–976
Гидродинамические методыВолновое воздействие178–25613.8–250.001–0.92810–300.95–28.2748–931

Опыт применения закачки воды в пласт на надсолевых залежах месторождения Кенкияк показал, что данный метод является неэффективным в условиях высокой вязкости нефти, в связи с чем, метод не рекомендуется для применения на месторождении Салтанат. Использование волновых методов возможно на заключительных этапах разработки, так как они могут распространять свое влияние на значительные расстояния (сотни и тысячи метров), а площадь залежей II и III не превышает 6 км2.

Наиболее оптимальным выбором будет применение термических методов разработки.

В ходе проведенного анализа установлено, что из существующего множества термических методов добычи ВВН и ПБ метод паротеплового воздействия получил наибольшее распространение.

Объяснением данного факта является более высокая теплоемкостью пара по сравнению с водой и газом [5]. Данный метод имел положительный результат при применении его на соседнем месторождении Кенкияк.

В настоящее время метод CSS является наиболее изученным способом извлечения тяжелой нефти и имеет большой опыт применения в разных странах мира. Коэффициент извлечения нефти составляет 15–20 %. Технология CSS может быть рекомендована для применения на месторождении Салтанат.

В настоящее время на месторождении проведена пробная эксплуатация четырех скважин после проведения паротепловой обработки.

Воздействие высокотемпературного пара на залежи ПБ и ВВН показало высокую эффективность данной технологии в существующих горно-геологических условиях.

На рисунке 2 представлены приведенные на первую дату добычи графики динамики дебита нефти и жидкости, обводненности, приемистости пара по результатам проведения паротепловой обработки в скважинах.

Рис. 2 Приведенные графики динамики основных технологических показателей работы скважин по результатам применения ПЦОС

Применение модели с оптимальными параметрами для месторождения Салтанат позволяет увеличить дебит добывающей скважины в среднем на 30–40 %

Литература:

  1. Желтов Ю. В., Кудинов В. И., Малофеев Г. Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. — М.- Нефть и газ.- 1997г.
  2. Мирзаджанзаде А. Х., Аметов И. М. Прогнозирование промысловой эффективности методов теплового воздействия на нефтяные пласты. — М.: Недра, 1983.-222 с.
  3. Дошер Т. М., Хассеми Фархад. Влияние вязкости нефти и толщины продуктивного пласта на эффективность паротеплового воздействия // Экспресс-информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1984. с. 3–44.
  4. Андреев, В. Е. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений с применением энерго- и ресурсосберегающих технологий [Текст] / В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Р. Р. Хузин. — Уфа: Изд-во «Гилем» АН РБ, 2011. — 352 с.
  5. Ишкинеев, Д. А. Проблемы разработки мелких месторождений высоковязкой нефти Татарстана [Текст] / Д. А. Ишкинеев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: Матер. XIV Всеросс. научн.-практ. конф. — Уфа, 2014. — С. 51–53.

Основные термины(генерируются автоматически): CSS, скважинная продукция, горячая вода, месторождение, высоковязкая нефть, коэффициент извлечения нефти, нефтяной пласт, пласт, призабойная зона, нефть.

Источник: https://moluch.ru/archive/234/54431/

Эффективность применения методов воздействия на призабойную зону пласта в НГДУ

4.3.3 Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

22

Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны.

Во второй половине 90-х годов большинство наиболее крупных месторождений Западной Сибири вступили или вступают на позднюю стадию разработки.

Текущее состояние разработки основных пластов Южно-Ягунского нефтяного месторождения характеризуется также снижением добычи нефти в связи с увеличением обводненности. Это предопределяет актуальность промышленного применения методов повышения нефтеотдачи пластов.

Опыт реализации этих мероприятий вывел зависимость эффективности технологии мероприятий от геолого-физической характеристики пластов и особенностей текущего состояния разработки.

Многочисленные исследования по контролю за разработкой на Южно-Ягунском месторождении позволили выявить закономерность: закачиваемая в пласт вода прорывается в добывающие скважины по наиболее проницаемым в разрезе пропласткам ограниченной толщины в то время как пропластки пониженной проницаемости процессом вытеснения не охвачены.

По мере снижения пластового давления в зонах пониженной проницаемости и загрязнения призабойных зон в добывающих и нагнетательных скважинах, низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки постепенно полностью самоотключаются из работы, что приводит к консервации активных геологических запасов на определенное время и снижению текущей и конечной нефтеотдачи.

Одним из основных методов повышения эффективности разработки месторождений является обработка призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности скважины.

Ускорение научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, интенсификация процесса разработки в основных нефтегазодобывающих районах страны предполагает использование всех возможностей для наращивания добычи нефти.

На современном этапе сокращается число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции.

Вновь открываемые и разрабатываемые месторождения запасов нефти имеют худшие геолого-промысловые показатели по сравнению с ранее разрабатываемыми.

В таких условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта и участка залежи.

За прошедшие десятилетия стратегическим направлением в решении этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологии воздействия на призабойную зону уделялось недостаточное внимание.

Вместе с тем, накопительный опыт показывает, что воздействие на призабойную зону существенно увеличивает показатели скважин, в том числе и нефтедобычу. залежи стратиграфический пласт нефть

Целью данного дипломного проекта является наглядное отображение эффективности применения методов воздействия на призабойную зону пласта в НГДУ «Когалымнефть».

Учитывается влияние методов на пласт, всевозможные отрицательные и положительные стороны воздействия.

В работе рассмотрены и проанализированы методы ПНП, применяемые на этом предприятии, рассмотрены технологические требования и параметры, возможность применения в данных условиях, рассчитана экономическая эффективность.

f1. Общая геологическая характеристика залежи

1.1 Общие сведения о Южно-Ягунском месторождении

Южно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении оно расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации, в 117 км к северо-востоку от г.Сургута и в 97 км к юго-востоку от г.Ноябрьска.

В непосредственной близости от Южно-Ягунского месторождения расположен ряд крупных нефтяных месторождений, находящихся в разработке: Федоровское (54 км на юг), Повховское (93 км на восток), Холмогорское (30 км на север), Южно-Ягунское (6 км на восток), Карамовское (61 км на север). Западнее Южно-Ягунского месторождения проходят трассы нефтегазопроводов Уренгой — Челябинск, «Холмо-горовское-Федоровское месторождения» и ряд трасс местного значения.

В орографическом отношении площадь представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов. Абсолютные отметки рельефа изменяются от плюс 70 м на юге до плюс 85 м на севере.

Гидрографическая сеть представлена представлена реками субмеридио-нального направления: Ингу-Ягун, Кирилл-Выс-Ягун, Орть-Ягун, Тлунг-Ягун и др. Они имеют сильно меандрирующие русла, сохранившиеся старицы, множество мелких притоков, изобилуют песчаными перекатами и завалами леса.

Благодаря равнинности рельефа и слабому дренажу широко распространены болота и многочисленные озера. Основная масса озер имеет небольшую величину. Наиболее крупными являются озера Выртль-Сам-Лор, Ики-Инг-Лор, Юль-Виум-Лор, Коголым-Лор, Васыг-Лор, Тетль-Котым- Энтль-Лор, Вондыр-Лор. Озера, в основном, неглубокие (3 — 6 м).

В зимнее время часть из них промерзает до дна. Судоходные реки на территории Южно-Ягунского месторождения отсутствуют.

Для целей водоснабжения практический интерес представляют воды новомихайловского водоносного горизонта, который имеет повсеместное распространение в пределах данной территории и залегает на глубине 75-104 м.

Воды удовлетворяют требованиям предельно допустимых концентраций, за исключением мутности, содержания ионов железа и марганца. Для улучшения качества вод необходимо проводить аэрацию с последующим фильтрованием.

Климатические условия района работ формируются под воздействием холодных воздушных масс Полярного бассейна и теплого воздуха Азиатского материка и отличаются своей континентальностью: короткое жаркое летои продолжительная холодная зима.

Самым холодным месяцем является январь с минимальной температурой до минус 55 0С, самым жарким — июль с максимальной температурой до плюс 350 С. Отрицательная среднегодовая температура составляет минус 23,2 0С, положительная плюс 16,1 0С. Продолжительность снежного покрова с октября по май, его высота достигает 2 м.

Глубина промерзания почвы 1,3 — 1,7 м. В конце октября реки покрываются льдом и вскрываются во второй половине мая.

Рассматриваемая территория расположена в зоне не сплошного распространения многолетнемерзлых пород. По результатам геофизического изучения скважин наблюдается двухчленное строение вечной мерзлоты.

Верхний (современный) слой залегает на глубине 10-40 м от поверхности, температура его постоянна и близка к 0 0С. Нижний (реликтовый) слой залегает на глубине от 160 до 360 м.

Глубина сезонного протаивания почвы на вечномерзлых породах составляет 0,5 — 0,6 м, достигая на таликах до 4,5 м. Наибольшая глубина протаивания отмечается в августе.

Территория Южно-Ягунского месторождения находится в зоне средней тайги. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болотные ассоциации, с отдельными островками карликового леса (сосна, береза). Залесненность площади составляет около 15 %.

Транспортировка грузов до района работ осуществляется круглогодично по железной дороге через г.Тюмень до станции Когалымская, которая расположена на расстоянии около 28 км на юго-восток от месторождения и далее автотранспортом. В зимнее время транспортировка грузов и оборудования до подбаз и буровых осуществляется гусеничным или автотранспортом по зимникам после полного промерзания болот.

В непосредственной близости от Южно-Ягунского месторождения (на территории Южно-Ягунского месторождения) разведано шесть песчаных карьеров, предназначенных для разработки как механизированным, так и открытым способом. Они приурочены к русловым отложениям р.

Ингу-Ягун и представлены песками пылеватыми, мелкими и средней крупности. Кроме того, в междуречье Ингу-Ягун и Кирил-Выс- Ягун оконтурен перспективный участок песчано-гравийной смеси с содержанием грубообломочного материала до 30 %. Условия залегания позволяют разрабатывать участок открытым способом.

Гравий, галька и валуны наблюдаются непосредственно в обнажениях, в массе разнозернистого песка.

В пределах соседнего Холмогорского месторождения разведано два месторождения песка и одно — глин. Месторождение кирпичных глин расположено в верховьях рек Пырин-Яха и Канто-Яха в 6 км севернее озера Пыр-Ялор. Запасы по категории С составляют 3 млн.м3. Глины пригодны для изготовления строительного кирпича марки «150».

Пески месторождений могут быть рекомендованы для отсыпки дренирующего слоя автодорог, приготовления строительных растворов, некоторые — для производства силикатного кирпича, в качестве наполнителя бетонов. Гравийный материал может быть использован в качестве заполнителя для бетонов, иногда — материала для отсыпки дренирующего и морозостойкого слоя автодорог.

Южно-Ягунское месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 25 км от г.Когалыма.

По решению администрации города, нефтяники должны обеспечить развитие инфраструктуры города, вести строительство жилья и объектов соцкультбыта.

Город Когалым связан с центральной частью России железной дорогой, а с г.Сургутом еще и автодорогой.

Электроэнергией город и нефтяные месторождения обеспечиваются от Сургутской ГРЭС.

Южно-Ягунское месторождение расположено на четвертом кусте (зоне) сосредоточенного строительства вдоль железной дороги Ульт-Ягун-Пурпе на десятом километре от железнодорожной станции разгрузки.

Пунктом разгрузки принята станция железной дороги Когалымская, где и расположены две БПТО и КО. Доставка грузов от БПТО и КО на Южно-Ягунское месторождение осуществляется автотранспортом.

Поисково-разведочное бурение на площади начато в 1979 году бурением скважины №22. Нефтеносность месторождения связана с пластами (снизу вверх) ЮС1-1, БС18, БС16, БС11-1а, БС11-1, БС11-2, БС10-1, БС10-2.

Залежи этих пластов явились объектами подсчета запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, результаты которого утверждены ГКЗ Минприроды России (протокол №353 ДСП от 01.11.95).

Обзорная карта Южно-Ягунского месторожде- ния представлена на рисунке 1.1

Рисунок 1.1 — Обзорная карта Южно-Ягунского нефтяного месторождения Южно-Ягунское месторождение открыто в 1979 году.

Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году.

Источник: https://revolution.allbest.ru/manufacture/00522155_0.html

Анализ эффективности методов интенсификации добычи газа в каменноугольных отложениях АГКМ

4.3.3 Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты

     Происходившее в позднепермско-среднетриасовое время образование соляных штоков и дифференцированное погружение различных участков свода (от 800 м на северо-западе и 500 м в центральной части до отсутствия прогибания на юго-востоке) привели к некоторому выравниванию глубин залегания залежей и величин Рпл и, следовательно, к сближению фазового состава УВ в различных залежах (они в основном стали двухфазными). В начале среднетриасовой эпохи, видимо, наступило замедление темпа нисходящих движений, а затем инверсия. Ее амплитуда могла достигать 600 м. В результате Рпл могло снизиться на 7 МПа. В этом случае в залежах должна была преобладать газовая фаза (БПН составлял в разных куполах 1,1–3). В юрское время погружение свода на 350–600 м могло вызвать увеличение Рпл на 3– 6 МПа, к концу юрской эпохи Рпл изменялось в интервале 14–48 МПа.

     К концу раннемелового времени Рпл возрастало везде, кроме восточного прогиба, где погружение отсутствовало.

Наименьшая величина Рпл отмечалась в центральной части свода – 23 МПа, наибольшая по-прежнему на относительно погруженном участке – 49 МПа.

Возможно, в это время начались перетоки жидких УВ из наиболее погруженных зон продуктивного пласта и заполненных до замка ловушек в вышележащие, что способствовало формированию нефтяных оторочек в последних.                          

     В палеоцене произошли крупное прогибание центральной части свода и небольшое на его периферии. Все залежи могли стать нефтяными, кроме трех, расположенных в центральной зоне, где доля жидких УВ могла резко возрасти. Затем периферийные участки стали воздыматься, амплитуда подъема составила не менее 400 м.

В результате Рпл в окраинных районах могло снизиться на 5–6 МПа и залежи, вероятно, вновь стали двухфазными. В центральной же части продолжалось погружение. Произошло примерное выравнивание глубин залежей и, следовательно, барических условий в них, что привело, видимо, к единообразию фазового состава УВ.

К концу палеогена величины БПН, вероятно, колебались в пределах 0,9–1,3. Должны были преобладать газовые залежи с нефтяными оторочками. В неогене нисходящие движения амплитудой от 400 м в восточном прогибе и до 800 м в центральной части захватили весь свод. К настоящему времени Рпл достигло 63 МПа, величина БПН равна примерно 0,7.

Большая часть жидких УВ растворилась в газовой фазе. Месторождение является газоконденсатным с очень высоким содержанием растворенных жидких компонентов (270 г/м3).  

     2.3. Характеристика процесса разработки газоконденсатной залежи.

     2.3.1. Система разработки.

     Происходит, разбуривание залижи эксплуатационными скважинами по определенной схеме и принятому плану с учетом мероприятий по воздействию на пласт.

      Проектирование разработки залежи, процесс разработки носит стадийный характер. Технологическими проектными документами являются следующими:

    1. проекты пробной эксплуатационной залижи;
    2. технологические схемы опытно-промышленной разработки;
    3. технологические схемы разработки;
    4. проекты разработки;
    5. уточненные проекты разработки (доразработка);
    6. анализ разработки залижи (месторождения).

     Газоконденсатные месторождения вводятся в разработку на основе выше перечисленных документов. Условиям и порядок ввода месторождения в разработку определяется правилами разработки газоконденсатных месторождений.

     2.3.2. Обводнённость пласта и продукции скважин.

     В гидрогеологическом плане Астраханское месторождение располагается в юго-западной части Прикаспийского артезианского бассейна, в разрезе которого выделяются два гидрогеологических этажа: надсолевой и подсолевой.

     Гидродинамика подсолевой водоупорной системы определяется элизионным режимом, для которого характерны аномально высокие пластовые давления. Водообмен обусловлен продолжающимися в настоящее время процессами эммиграции вод из центральной части Прикаспийской впадены к бортовым дислокациям.

     В подсолевых отложениях, к которым приурочена газоконденсатная залежь, вскрыты и опробованы водоносные комплексы нежекаменноугольных отложений – визейский ярус – и среднекаменноугольных – башкирский ярус, представляющие собой единую гидрогеологическую систему.

     В гидрогеологическом отношении наиболее полно изучены отложения башкирского возроста.

     Водонапорная система АГКМ имеет следующие особенности:

  1. Существование АВПД, превышающего гидростатическое на 40-50%.
  2. Сложная гидрогеологическая обстановка: наличие в каменноугольных отложениях вод трех типов: хлоркальциевого – на Долгожданной и Астраханской площадях, хлормагниевого – на Пионерской и гидрокарбонатнонатриевого – на  Светло-Шаринской площадях.
  3. Состав растворенных газов пластовых вод почти полностью представлен кислыми компонентами и метаном.

     Изученные воды АГКМ по отношению к залежи подразделяются на подошвенные, законтурные, внутренние.

           Минерализация  подошвенных вод меняется в пределах от 35-60 до 70-90 г/л. Дебиты вод колеблются в пределах от 1 м3/сут.   до  11 м3/сут. Тип вод – хлоркальциевый, нередко меняется на гидрокарбонатнонатриевый.

Так, дебит пьезометрической скважины 623Н при испытании интервала 4182-4189 м составил 7,2 м3/сут.  Плотность воды – 1,0616 г/м3, общая минерализация 67,152 г/л. Тип воды по классификации Сулина В.А. – хлоркальциевый.

Пластовое давление равно 61,2 Мпа, пластовая температура 107ºС.

           Законтурные воды вскрыты на северном и западном крыльях Астраханского свода. Минерализация вод 93-111 г/л и более, воды хлоркальциевого типа. Дебиты достигают величины 135 м3/сут – скв.1 Ширяевская.

           Внутренние воды получены на Астраханском ГКМ в продукции эксплуатационных скважин. Основу их составляют воды конденсационного генезиса. Точнее эти воды назвать техногенно-конденсационными. Они представляют сложную смесь, в состав которой входят:

  • собственно конденсационная вода, находящаяся в пластовых условиях в парообразном  состоянии;
  • остаточная поровокапиллярная вода в порах коллектора;
  • фильтрат бурового раствора;
  • продукты реакции соляной кислоты с карбонатными породами в процессе СКО.

       —  Смешение в различной пропорции этих составных частей и определяет разнообразие химического состава техногенно-конденсационных вод. Эти воды, в основном, хлоркальциевого и гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация их колеблется от десятых долей до первых десятков г/л. Дебиты  не превышают 7,0-8,0 м3/сут. Химический  состав  вод по некоторым скважинам приведен в.

           Для оценки режима работы залежи привлечены результаты промысловых и гидрогеологических исследований скважин.

Отмечены незначительные дебиты пластовых вод по некоторым скважинам, что  свидетельствует  о низкой активности водонапорной системы. Внедрение подошвенных вод в залежь пока не наблюдается.

По результатам геофизических исследований контрольных скважин 83Н, 102Н, 314, 316 положение ГВК находится на первоначальном уровне.   

     2.3.3. Продуктивность и производительность скважин.

     Технологические режимы работы эксплуатационных скважин устанавливаются ежеквартально на основе методики,  разработанной АНИПИгаз. В качестве  основных ограничивающих факторов принимаются:

          — обеспечение выноса жидкости с забоя скважин;

          — возможность срыва ингибиторной пленки с внутренней поверхности НКТ;

          — возможность выпадения конденсата в призабойной зоне пласта;

          — подтягивание конуса подошвенных вод.

     В соответствии с методикой,  ограничения устанавливаются для каждой скважины  индивидуально  с  учетом конструкции скважинного оборудования (НКТ),  состава добываемой пластовой смеси, величины текущего пластового давления,  наличия признаков появления в продукции пластовых вод.

     Выделяются три основные группы скважин:

  1. Высокодебитные и среднедебитные, допускающие регулирование добычи в довольно  широком диапазоне изменения параметров работы скважин.
  2. Низкодебитные, в которых нарушаются условия стабильной работы из-за действия одного или двух факторов — условий выноса  и выпадения конденсата  в призабойной зоне, по мере снижения пластового давления количество их постоянно увеличивается.
  3. С наличием пластовых вод в продукции, на которых режимы выбираются  с условием минимального подъема конуса воды.
  4. Скважины, с рабочими депрессиями, превышающими 15 МПа. К этой группе  временно (до проведения СКО, СКВ) можно приобщить “новые” скважины, вводимые в эксплуатацию из обустройства после длительного их простоя и после проведения КРС.

  

3. Проектный раздел

     3.1. Обоснование метода воздействия на пласт.

    Астраханское газоконденсатное месторождение представлено пористыми известняками со значительными толщинами (5-15м). Основные промышленные запасы приурочены к породам пористостью 6-0%, а их эффективная мощность достигает 50% от продуктивной толщи.

    Однако в окрестностях скважины эти пачки могут являться полупроницаемыми экранами, имеющими значительное фильтрационное сопротивление в силу вероятного отсутствия трещиноватости или наличия закрытой трещиноватости.

    Условия  вскрытия продуктивной толщи бурением и перфорацией на глинистом растворе приводят к внутрипоровой и внутритрещинной глинизации высокопроницаемых интервалов, что подтверждается величинами дебита при освоении скважин.

Целью интенсификации является снижение фильтрационного сопротивления в окрестностях скважины и увеличение производительности скважин.

В трещиноватых коллекторах снизить фильтрационное сопротивление в окрестностях скважины удается путем проведения скоростных солянокислотных обработок, однако, для скважин, имеющих низко проницаемые поровые коллектора, их эффективность не высока. Для таких скважин рекомендуется проводить гидроразрыв пласта.

3.2. Выбор скважин для применения методов.

    По данным за период с 1997 по 2003 г. включительно произведено 105 обработок на 37 скважинах. Обработки распределялись следующим образом:

    — метанолсолянокислотные — 62

    — солянокислотные — 25

    — раздельные метанолсолянокислотные — 10

    — ГРП  — 7

    — метанольные — 18

  • кислотные на основе гидрофобных эмульсий — 4     

 

    Причем по годам обработки распределялись следующим образом:

    1997 г. — 12

    1998 г. — 28    

    1999 г. — 37

    2000 г. — 28

    2001 г.  — 12

    2002 г. — 7

    2003 г. — 2

    Суммарный объем закачиваемой в процессе обработки жидкости в пласт составляет от 50-100 до 300-350 и выше куб.м. Средняя объемная скорость закачки варьировала от 0,5 до 3,5 м3/мин.

Наибольшая кратность эффекта (отношение дебита до обработки к дебиту после ее) была получена после проведения СКО и МСКО, особенно если это были первичные обработки в данной скважине.

Достаточно высокие показатели эффективности у СКОЭ и ГРП.

    Число обработок на одной скважине достигает 5-6 и более. Эффективность третьих и четвертых обработок резко снижается. Объемы кислоты в них, как правило, или незначительно отличаются от ранее применявшихся на данной скважине, либо даже меньше их.

В этих случаях не происходит увеличение глубины обработки пласта и установление надежной гидродинамической связи ствола скважины с новыми не вовлеченными ранее в активную фильтрацию участков залежи.

К такому же результату приводили и повторные обработки, сделанные хотя и с достаточными объемами кислоты, но с недопустимо низкими скоростями закачки, либо с частыми или длительными остановками.

Источник: https://www.stud24.ru/geology/analiz-jeffektivnosti-metodov-intensifikacii-dobychi/19445-52989-page4.html

Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов

4.3.3 Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты

Предыдущая12345678910111213141516Следующая

За последние годы по ООО НГДУ «Туймазанефть» применялись различные методы увеличения нефтеотдачи.

Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора и т.д. Рассмотрим наиболее современные и распространенные методы увеличения нефтеотдачи.

Все виды воздействия на призабойную зону скважин в ООО НГДУ «Туймазанефть» по технологии прведения можно объединить в следующие группы

– химические методы: закачка осадкогелеобразующей композиции «КОГОР», закачка нефтенола, цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта поверхностно – активными веществами, ингибиторами коррозии;

– тепловые методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка труб и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;

– механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка насосно-компрессорных труб от парафина штанговыми скребками, центраторами – фрезами;

– комбинированные методы: обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическими зарядами, термоимплозионная обработка ПЗП;

– гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение и изменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов.

Также наиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являются вибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участки нефтяной залежи, что приводит к перераспределению полей напряжения в продуктивных пластах.

Это ведет к их частичной реструктуризации и образованию новых фильтрационных каналов.

В результате вибросейсмического воздействия уменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов, приводя к высвобождению гораздо большего количества нефти, повышая конечную нефтеотдачу пласта.

В ООО НГДУ «Туймазанефть» в последние годы стали испытывать новый метод извлечения прикровельной нефти. Он заключается в следующем. Вначале в скважине перфорируют интервал пласта ниже нефтенасыщенной части на несколько метров.

После этого в скважину спускают электроцентробежный насос высокой производительности и осуществляют пуск скважины.

За время работы скважины с перфорацией только нижней водонасыщенной части пласта нефть «засасывается» из верхней нефтенасыщенной части пласта в зону перфорации, увеличивая таким образом величину нефтенасыщенной толщины призабойной зоны пласта.

При последующей перфорации верхней нефтенасыщенной части пласта скважина вступает в работу в условиях, когда в призабойной зоне пласта уже создан «обратный нефтяной конус», снижена относительная проницаемость для воды, что способствует работе скважины более длительное время с меньшей обводненностью.

Таким образом, выбор метода увеличения нефтеотдачи, как видим, зависит от многих факторов, таких как, например, обводненность добываемой жидкости, геологических условий, коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение плана работ по внедрению новых методов увеличения нефтеотдачи по НГДУ приведено в таблице 12.

Таблица 12. Внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов по ООО НГДУ «Туймазанефть»

Технология 2003 год
План Факт
Количество скважин Эффект, тыс. тонн Количество скважин Эффект, тыс. тонн
1 Микробиологические методы
1.1 Закачка активного ила 8,516
1.2 Закачка био-ПАВ 0,756
итого 9,281
2 Физико-химические методы
2.1 Закачка композиции КОГОР 4,576
2.2 Закачка нефелин+цеолит 4,216
2.3 Дилатационно-волновое воздействие 13,282
2.4 Вмбросейсмическое воздействие 10,391
2.5 ЗГРП 0,472
2.6 Закачка гивпана 0,232
2.7 КСТ 0,755
2.8 Внедрение УС‑108 0,073
итого 33,998
3 Гидродинамические методы
3.1 Зарезка боковых стволов 126,6 116,741
3.2 Создание обратного конуса 19,116
3.3 Возвратные работы 6,525
3.4 Нестационарное циклическое заводнение 36,968
итого 179,350
Всего 218,6 222,629

Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов, применяемых на Туймазинском месторождении, показывает, что наиболее технологически эффективными являются гидродинамические методы. Среди них выделяется метод зарезки боковых стволов, на которые приходится 13% годовой добычи нефти по ООО НГДУ «Туймазанефть».

3. Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами в ООО НГДУ «Туймазанефть»

3.1 Опыт применения и перспективы бурения боковых стволов на месторождениях ООО НГДУ «Туймазанефть»

В ООО НГДУ «Туймазанефть» задача сохранения текущих значений рентабельной добычи нефти в условиях, когда текущие коэффициенты нефтеотдачи приближаются к проектным, а обводненность продукции превышает 90%, становится остро актуальной.

Частично эта задача решается за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. Так на Туймазинском месторождении в различное время применялись такие методы, как гидроразрыв пласта, закачка цеолита, комплексных осадкогелеобразующих композиций, кислотные обработки, гидродинамические методы повышения нефтеотдачи и другие. В последнее время нашел применение метод зарезки боковых стволов.

Бурение боковых стволов в условиях НГДУ «Туймазанефть» можно разделить на три этапа.

Первый этап – бурение боковых стволов на карбонаты кизеловского горизонта. Основной задачей бурения боковых стволов на этот горизонт являлось увеличение дебитов жидкости, путем совершенного вскрытия пласта.

Увеличение степени совершенства вскрытия предполагалось осуществить спуском хвостовика до кровли карбонатов, вскрытием продуктивного коллектора на чистой воде с добавлением ПАВ и последующей кислотной обработкой для создания каверн в открытом стволе с целью увеличения поверхности призабойной зоны пласта.

На кизеловский горизонт пробурено 26 боковых стволов. Средний дебит жидкости составил 2,5 м3/сут, нефти – 1,4 т/сут, обводненность продукции – 38%. Накопленная добыча нефти по скважинам с БС кизеловского горизонта на 01.01.2004 года составила 70539 тонн. Все БС этого горизонта эксплуатируются с открытым забоем.

По скважинам, пробуренным по старой технологии, дебиты составляли: жидкости – 2,5 м3/сут, нефти – 1,4 т/сут, обводненность – 38%.

Как видно, дебиты жидкости и нефти возросли вдвое. Однако малые значения дебитов не позволяют в дальнейшем практиковать бурение боковых стволов на кизеловский горизонт. Это обусловлено низкими значениями пористости, проницаемости и малой нефтенасыщенностью толщи всего скелета пласта.

Второй этап – бурение боковых стволов на пласт DII.

В процессе разработки пласта DII внедрены все проектные технологические рекомендации, дополнительно широко применялся форсированный отбор жидкости с увеличением дебитов жидкости с 57 до 209 м3/сут, т.е. почти в два раза. Значительный рост дебитов связан с развитием системы заводнения путем разрезания залежи рядами нагнетательных скважин. Скважины отрабатывались до высоких значений ВНФ.

ВНФ по скважинам пласта DII изменялся от 0,01 до 428 т/т, при достижении обводненности 99 – 100% они отключались. Отключение скважин пласта DII также обусловлено наличием возвратного вышележащего объекта DI, с хорошей продуктивностью, что побуждало к преждевременному прекращению эксплуатации малодебитных скважин.

Проектная плотность сетки скважин составляет 20 га/скв в нефтяной зоне (НЗ) и 50 – 60 га/скв в водонефтяной зоне (ВНЗ). Текущая плотность составляет 14,8 га/скв в НЗ и 26,7 га/скв в ВНЗ, что меньше проектной. Это обусловлено тем, что большинство скважин, пробуренных на пласт и расположенных в контуре нефтеносности залежи горизонта DI были углублены на пласт DII сразу после бурения.

Отставание в сроках и темпах разбуривания ВНЗ определило низкие показатели выработки запасов из нее. Общая площадь нефтеносности залежи составляла 8456 га, эксплуатационный фонд – 39 скважин, тогда плотность сетки составит 214 га/скв. Чтобы извлечь остаточные запасы нефти из пласта при темпе отбора 1,99% от остаточных извлекаемых запасов понадобится 50 лет.

Поэтому необходимо обновление фонда скважин, что осуществляется путем зарезки боковых стволов и углублением.

Особенностью залежи является не поршневое вытеснение нефти, а постепенное поднятие ВНК. В результате из-за ухудшения коллекторских свойств нефть не втесняется из слабопроницаемых прикровельных участков залежи. При бурении боковых стволов планируется нефть добывать из прикровельной части пласта.

Третий этап – бурение боковых стволов на пласт DIV.

Пласт выведен из эксплуатации в 1995 году. До отключения пласта работало 10 скважин, накопленная добыча составляет 963 тыс. тонн нефти. В течении 1995–1999 годов происходило перераспределение нефти и пластовой воды в пределах залежи.

Развитие системы заводнения пласта DIV не предусматривалось, так как пласт имеет обширную законтурную область и даже при значительных отборах жидкости при форсированной добыче, пластовое давление оставалось достаточно высоким и стабильным.

В 1999 году проведена зарезка бокового ствола на скважине 711, которая не эксплуатировала пласт из-за аварии на забое. Скважина 711С1 вошла в эксплуатацию с дебитом по жидкости 108,7 м3/сут, нефти 79,8 т/сут, обводненностью 18,1%.

Для полной гарантии достижения расчетной конечной нефтеотдачи и выработки остаточных извлекаемых запасов целесообразно пробурить в пределах залежи несколько боковых стволов.

Всего на 01.01.2004 года на девонские отложения Туймазинского месторождения пробурено 91 боковой ствол. Средние дебиты БС по пласту DІ – 2,4 т/сутки, DІІ – 5,2 т/сутки, DІV – 6 т/сутки. Накопленная добыча нефти по девонским отложениям Туймазинского месторождения – 344449 тонн.

В 2001 году на Туймазинском месторождении боковые зарезки были проведены на бобриковский горизонт и на карбонаты среднефаменского подъяруса.

В боковом стволе, пробуренном на среднефаменские отложения был получен приток нефти 5,2 т/сутки. Накопленная добыча по фаменским отложениям составляет 4638 тонн при обводнении продукции 41,5%.

Всего на среднефаменский подъярус пробурено 6 боковых стволов.

Институтом «БашНИПИнефти систематически выполняется технико-экономические исследования в области техники и технологии бурения и эксплуатации боковых стволов.

Работа института «Технико-экономическое обоснование бурения боковых стволов с целью повышения выработки запасов месторождений Башкортостана» по своему содержанию является инвестиционным проектом.

Определена программа по бурению 247 боковых стволов на нефтяных месторождениях шести НГДУ. Подобраны 226 скважин с глубиной зарезки бокового ствола 1300 м и 21 скважина с глубиной зарезки 1600–1800 м.

Анализ пробуренных и технико-экономические расчеты по вновь предлагаемым к бурению боковым стволам скважин показали достаточно высокую технологическую и экономическую эффективность данного направления по усовершенствованию существующих систем размещения скважин, в том числе для залежей с карбонатными коллекторами.

По ООО НГДУ «Туймазанефть» в 2004 году планируется восстановить из бездействия методом зарезки боковых стволов 17 скважин с целью извлечения остаточных запасов нефти в продуктивных пластах девонских отложений (DІ и DІІ), а также в отложениях фаменского яруса (Dфам), бобриковского и радаевского горизонтов (С1bb).

Рассмотренный опыт применения зарезки и бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения с целью повышения нефтеотдачи показывает оправданность метода на заключительных стадиях разработки продуктивных объектов.

Показатели работы боковых стволов на уровне выше экономически предельных при незначительных капитальных затратах свидетельствуют о технологической и экономической эффективности бурения БС.

При этом совершенствование техники и технологии бурения БС, способов эксплуатации боковых стволов, наличие значительных остаточных извлекаемых запасов на месторождении приводит к расширению области применения метода и увеличению объемов бурения БС.

Предыдущая12345678910111213141516Следующая .

Источник: https://mylektsii.ru/10-553.html

Инженер-нефтяник #3 март 2008,

4.3.3 Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты

Высокие цены на нефтепродукты на мировом рынке, растущие потребности промышленности в энергоносителях требуют получения максимального количества углеводородов при минимальных затратах.

Современные методы разработки нефтяных месторождений системой пробуренных скважин при всей их огромной экономической эффективности и быстрой окупаемости капиталовложений обладают существенным недостатком, заключающимся в том, что степень выработки пласта даже при самых благоприятных условиях не превышает 50 % геологических запасов, а из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (низкопоровые и низкопроницаемые коллекторы, содержащие высоковязкие нефти) колеблется от 2 до 10 %.

 Перспективы дальнейшего увеличения добычи нефти обусловили необходимость внедрения новых передовых технологий на всех стадиях геологоразведочного процесса, добычи и переработки углеводородов.

Эту задачу можно решить с помощью повышения нефтеотдачи пластов, которая характеризует полноту извлечения нефти из пластов и определяет эффективность методов разработки и эксплуатации нефтяных залежей.

Увеличение суммарного отбора нефти на месторождениях всего на несколько процентов позволяет получить дополнительно миллионы тонн нефти и газового конденсата.

В настоящее время по различным причинам в российских регионах (Урало-Поволжье, Западная Сибирь, север Европейской части РФ) простаивает более 250 тысяч скважин. Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтегазоотдачи пластов на разных этапах разработки месторождений углеводородов широко применяются различные по эффективности технологии и методы воздействия.

Методы воздействия на продуктивные пласты

Метод

Реагент или способ воздействия

Закачка реагентов

Вода, газ, легкие фракции нефти

Тепловые

Горячая вода, пар, внутрипластовое горение, горючеокислительные смеси

Физико-химические

ПАВ, соляная кислота, щелочные растворы и другие химические реагенты

Волновые

Электромагнитные, вибрационные, сейсмоакустические, импульсные

Механические

Гидроразрыв пласта, разбуривание горизонтальными скважинами

Микробиологические

Активация пластовой микрофлоры

Так, закачка больших объемов воды приводит к выпадению неорганических солей в самых пластах и прискважинной зоне.

Применение кислотной обработки, использование поверхностно-активных веществ (ПАВ), особенно органических добавок или углеводородов или их продуктов, экологически небезопасно и приводит к разрушению нефтепромыслового оборудования.

Применение тепловых методов, и особенно внутрипластовое горение, сопровождается усиленным разрушением продуктивных коллекторов и выносом песка, ростом агрессивности добываемой продукции за счет продуктов горения, образованием в пласте стойких водонефтяных эмульсий и т.п.

Достаточно эффективным стало применение гидроразрыва пластов (ГРП) для создания глубоких дополнительных каналов в пласте. Благодаря этому воздействию изменяются характеристики не только призабойной зоны, но и самого пласта; за счет этого соседние скважины интенсифицируют свой режим работы. 

Однако эта технология требует значительных затрат, сложного компрессорного оборудования и при воздействии в зонах вблизи водонефтяного контакта (ВНК) чаще всего вместо нефти получают воду. Среди физических методов предпочтение отдается акустическому воздействию на продуктивный пласт. 

Группа российских ученых, возглавляемая профессором Санкт-Петербургского Государственного горного института А.А.

Молчановым, в состав которой входят ученые из Научно-исследовательского института электрофизической аппаратуры (НИИЭФА), а также специалисты российской компании «НОВАС», разработала и внедрила в промышленное производство технологию и аппаратуру плазменно-импульсного воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи.

В основу технологии положены принципы нелинейных систем, к которым относятся системы со значительным энерогосодержанием и энерговыделением, высокоскоростные, высокотемпературные процессы, колебания и волны со значительной амплитудой.

Особенностью предлагаемой технологии является воздействие не только на призабойную зону, но и на пласт в целом, благодаря глубокому проникновению сейсмоакустической волны в продуктивную залежь. 

При этом в пласте происходят следующие процессы:

  • разогрев прискважинной зоны;

  • ускорение (до 1000 раз) гравитационной агрегации нефти и газа;

  • увеличение относительных фазовых проницаемостей для нефти в большей степени, чем для воды;

  • увеличение (в десятки раз) скорости и полноты капиллярного вытеснения нефти водой;

  • возникновение сейсмоакустической эмиссии в породах коллектора, сопровождающейся образованием микротрещин;

  • изменение напряженного состояния горных пород коллектора и связанное с этим изменение структуры порового пространства.

 Обработка эксплуатационных скважин производится плазменно-импульсным генератором, спускаемым в скважину на стандартном трехжильном кабеле ГК-3 с помощью геофизической лебедки каротажного подъемника.

По геофизическому кабелю осуществляется питание скважинной аппаратуры электрическим током (220 В), управление работой глубинного блока и контроль режима работы аппаратуры и параметров обработки скважин.

Время обработки и количество импульсов воздействия на пласт определяется мощностью, параметрами продуктивного интервала, геологическими особенностями залежи.

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.

Данная технология позволяет не только повысить в несколько раз или восстановить дебит эксплуатационных скважин, но и за счет снижения поверхностного натяжения на границе фаз «нефть-вода» снизить водосодержание в продукции скважины, увеличить нефтеотдачу пласта.

Учитывая, что за счет направленного излучения упругой энергии глубина ее проникновения в пласт достигает несколько сотен метров и более, при обработке эксплуатационной скважины упругое воздействие воспринимают также соседние скважины.

Заметный эффект наблюдается при обработке плазменным методом воздействия нагнетательной скважины. Сфокусированная упругая энергия, направленная в пласт, очищает каналы и улучшает приемистость нагнетательной скважины в облучаемой части пласта. А поскольку глубина воздействия составляет сотни метров и более, эффект воздействия воспринимают соседние добывающие скважины.

Использование данной технологии позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивных пластов и месторождений, в том числе месторождений, находящихся в поздней стадии разработки.

Отличительной особенностью данного метода является его высокая эффективность при экономичности, безопасности и экологической чистоте.

Метод прошел опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири (Самотлор, Нижневартовск, Приобье (Белоярский)), Урало-Повольжья (Туймазинское, Федоровское, Хомутовское, Городецкая, Знаменская площади, Василковское, Шкаповское, Раевское, Шакшинское месторождения; «Татнефть» – Бавлинское и Сабанчинское, «Удмуртнефть» – Мишкинское месторождение, «Уральская нефть» – Дмитриевское месторождение, «Белкамнефть» – Черновское месторождение), а также на северо-восточных и южных месторождениях Китая и Казахстана (Узеньское месторождение).

Технология показала высокую эффективность как в песчано-глинистых, так и в сложных карбонатных трещинных коллекторах.

Так, например, дополнительная добыча в «Удмуртнефти» в среднем на скважину составила 3,6 т/сут. За 30 суток после обработки «Удмуртнефть» добыла дополнительно 519 т нефти, при этом положительный дебит по жидкости достигнут во всех скважинах.

Эффект интенсификации от обработки длится 9 и более месяцев (согласно результатам, полученным в КНР).

За 9 месяцев Северо-Восточная нефтяная компания Китая добыла около 2500 т дополнительной нефти после обработки 6 скважин.

При этом, поскольку скважинное упругое воздействие производится на весь продуктивный пласт, одновременно с повышением дебита обработанной скважины повысился дебит соседних скважин.

При воздействии на нагнетательные скважины (юг Китая, Башкирия, Нижневартовск) значительно увеличилась их приемистость с одновременным снижением давления нагнетания воды и повышением дебита соседних эксплуатационных скважин.

Применение технологии для вызова притока жидкости при освоении скважины в Башкирии (Бекетовская площадка) и на юге Китая позволили за несколько дней вывести скважины на режим эксплуатации.

Опытно-промышленные испытания указанного метода с целью увеличения дебита скважин и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов доказали его высокую эффективность, что позволяет продлить жизнь многих месторождений в регионах с развитой инфраструктурой.

Основные узлы плазменно-импульсного генератора, методы применения технологии при освоении новых скважин, а также на обводненных и нагнетательных скважинах на месторождениях поздней стадии разработки запатентованы.

Имеется разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № РР-00-14889 на производство аппаратуры и ее применение на месторождениях.

С 2007 года компания «НОВАС» начала промышленное производство плазменно-импульсного оборудование. Имеются конкретные заказы на работы от китайских, азербайджанских, узбекских компаний, а также российских компаний в регионах Урало-Поволжья и западной Сибири. Ведутся переговоры по внедрению технологии на месторождениях в Болгарии, Индонезии.

Источник: http://www.novas-energy.ru/ru/about/articles.php?ELEMENT_ID=2013

Scicenter1
Добавить комментарий