Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти на основе применения новых технологий (ТЦВП) на примере Гремихинского месторождения
Оригинальный документ?
Содержание
Введение | 3 |
1. Геологический раздел | 6 |
1.1. Общие сведения о месторождении | 6 |
1.2. Геолого-физическая характеристика пластов коллекторов | 7 |
1.3. Нефтегазоносность | 10 |
1.4. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов | 11 |
1.5. Физико-химические свойства нефти, газа и воды | 13 |
2. Технологический раздел | 16 |
2.1 Текущее состояние разработки месторождения с 1999-2003г. | 16 |
2.2 Физико-химическая характеристика нефтей и их зависимость от температуры и давления |
22 |
2.3 Характеристика технологий теплового воздействия | 25 |
2.3.1. Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт (ИДТВ) | 27
|
2.3.2. Технология импульсно-дозированного теплового воздействия с паузами — ИДТВ(П) | 32
|
2.3.3 Технология теплоциклического воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин — ТЦВП |
34 |
2.4. Критерии применения тепловых методов | 42 |
2.5. Технологическая эффективность новых технологий на Гремихинском месторождении |
45 |
3. Экономический раздел | 64 |
Заключение | 74 |
Список литературы | 76 |
Введение
Современное состояние сырьевой базы нефтедобывающей отрасли России характеризуется значительным ухудшением структуры запасов нефти. Возрастает доля трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных на сложнопостроенных месторождениях с нефтями повышенной и высокой вязкости. Эффективность выработки их может быть обеспечена лишь при применении новых высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи.
В России имеются месторождения со значительными запасами вязкой и высоковязкой нефти. Существовавшие в отечественной практике и за рубежом методы разработки таких месторождений позволяли достигать конечных коэффициентов извлечения нефти (КИН) не более 0,25 – 0,27. Наиболее признанными и распространенными методами разработки месторождений вязкой и высоковязкой нефти являются тепловые. Добыча вязкой и высоковязкой нефти до настоящего времени как у нас в стране, так и за рубежом осуществляется в основном за счет применения тепловых методов воздействия на залежи. При тепловых методах разработки месторождений вязкой нефти через систему специальных нагнетательных скважин в залежь закачивается теплоноситель (60 - 80% объема пор пласта), а затем - холодная вода для протакивания тепла к добывающим скважинам до экономически предельного уровня рентабельности (обычно 2-3 поровых объема пласта).
Однако тепловые методы требуют дополнительных капитальных вложений. В среднем при их применении на извлечение 1 т нефти расходуется 5 – 6 т теплоносителя. [6] Сравнительно высокая себестоимость добычи нефти и небольшие КИН (0,25 - 0,27) являлись одним из главных сдерживающих факторов их широкого применения. Поэтому вопросам совершенствования существующих и созданию новых технологий теплового воздействия на залежи вязкой и высоковязкой нефти с получением высоких КИН с меньшими затратами придается важное значение.
Среди нефтяных регионов России Удмуртия является одним из уникальных по сложности разработки месторождений регионов. Здесь более 60% запасов нефти относится к трудноизвлекаемым. Разработка осложняется как геологическим строением залежей, так и структурой запасов. Основные запасы нефти в Удмуртии сосредоточены в многопластовых, крайне неоднородных, трещиновато-порово-кавернозных карбонатных коллекторах. Нефти повышенной и высокой вязкости со значительным содержанием асфальто-смоло-парафиновых соединений (АСПО).
Для разработки месторождений Удмуртии необходимы принципиально новые технологии, существенно повышающие КИН и эффективность разработки.
В результате многолетних исследований были научно обоснованы на уровне изобретений и патентов РФ принципиально новые технологии: ИДТВ, ИДТВ (П) и ТЦВП.
Данные технологии были внедрены в 1985 году на Гремихинском месторождении, которое приказом по МНП СССР было утверждено опытным полигоном для обработки тепловых методов.
Целью курсовой работы является анализ разработки месторождения с использованием тепловых методов, сравнение проектных и фактических показателей, выявление причин отклонения фактических от проектных и анализ метода ТЦВП в сравнении с другими методами термического воздействия на пласт. В работе будет рассмотрена экономическая и технологическая эффективность ТЦВП.
Опытно-промышленные испытания технологии ТЦВП были начаты с декабря 1993 года и к настоящему времени осуществляются на укрупнённых элементах скважин 923, 883, 834, 851 и 990.
Выделение «чистого» эффекта затрудненно тем, что участки ТЦВП-УЭ находятся в пределах опытно-промышленного участка, где ранее ощущалось воздействие от технологии ВГВ, ИДТВ и ИДТВ(П). поэтому для определения технологической эффективности ТЦВП-УЭ базой сравнения принимается не естественный режим, а режим разработки, сложившийся до ТЦВП-УЭ. Для оценки эффективности технологи, в первую очередь, необходимо определиться с зоной реагирования.
Учитывая, что ТЦВП-УЭ имеет сравнительно небольшой срок использования, можно на сегодняшний день ограничить зону реагирования областью. В таком случае, кроме самого 13-точечного укрупнённого элемента, в зону реагирования дополнительно входят 18 добывающих скважин. Выделив конкретный участок ТЦВП-УЭ вместе с зоной реагирования, необходимо, в первую очередь, создать информационную базу, необходимую для решения задач анализа состояния разаработки.
Информационная база включает:
- номера скважин по отдельным группам
а) центральная нагнетательная скважина,
б) скважины (добывающие) первого внутреннего ряда (6 скважин),
в) скважины внешнего ряда элемента, работающие в режиме ТЦВП (6 скважин),
г) скважины первого реагирующего ряда (6 скважин)
д) скважины второго реагирующего ряда (12 скважин)
- данные по текущим и накопленным показателям добычи нефти, жидкости, обводнённости по всем скважинам на достаточно представительном отрезке времени, предшествовавшем началу внедрения ТЦВП-УЭ;
- режимы нагнетания по этапам и циклам;
а) для центральной скважины,
б) для ск5важин внешнего ряда 13-точечного элемента.
Представленной информационной базы достаточно для решения оперативных задач по оценке технологической эффективности ТЦВП-УЭ и анализу процесса разработки.
1. Геологический раздел
1.1. Общие сведения о месторождении
Гремихинское месторождение находится на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртской республики в 25-30 км к востоку от г. Ижевска и к юго – западу от г. Воткинска. Территория площади относится к бассейну рек Кама и Позимь. Крупные реки в пределах площади отсутствуют, однако здесь берут начало мелкие реки Гольянка и Докша, являющиеся притоками реки Кама.
Месторождение открыто в 1964 году. Поисковое и разведочное бурение было начато в 1965 году и завершено в октябре 1967 года. В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность среднего и нижнего отделов каменноугольных отложений.
Существенной особенностью Гремихинского месторождения является высокая вязкость нефти в пластовых условиях и концентрация основных запасов нефти (около 90%) в массивной залежи башкирского яруса, сложенного трещиновато-пористыми карбонатами.
В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхне - Камской впадине, расположенной восточнее Татарского свода. Структура представляет собой антиклиналь с очень пологим сводом с уклоном на северо–запад.
Геологический разрез в пределах месторождения представлен осадочными отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. В целом геологический разрез является типичным для Удмуртии.
По первоначальному подсчету запасов нефти промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласты В-II, B-III), башкирского яруса (залежь A4), визейского яруса тульского (пласты Тл-1, Тл-II) и бобриковского (пласты Бб-1, Бб-2) горизонтов. В отложениях турнейского яруса (кизеловский и черепетский горизонты) отмечены нефтепроявления.
Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ СССР, составляют 73,564 млн. т. .
Начальные извлекаемые запасы нефти – 25,011 млн. т.
1.2. Геолого-физическая характеристика пластов коллекторов
Одной из характерных особенностей Гремихинского месторождения является исключительно сильно развитое многослойное чередовании проницаемых коллекторских карбонатных пород с плотными слоями (рис. 1).
Рис. 1. Гремихинское месторождение. Геологический профиль по отложениям башкирского яруса
По своим фильтрационно-емкостным свойствам этот объект подразделяется на три пачки — верхнюю, среднюю и нижнюю.
Выводы по геологическому разделу:
Гремихинское месторождение относится к месторождению с трудноизвлекаемыми запасами. К осложняющим особенностям разработки относится: сильнорасчлененная толща трещиновато-поровых карбонатных нефтенасыщенных коллекторов, чередующихся с плотными пластами (непроницаемый прослой между пластами резко меняет свою толщину от 0,4 до 4 м), наличие разновязкостных нефтей в пластовых условиях (от 90 до 180 мПа*с), повышенное и высокое содержание в нефти таких осложняющих компонентов, как парафин (>3 %), смола (>15 %), сера (>2 %).
С учетом того, что эта нефть залегает в сложнопостроенных коллекторах (многослойный разрез карбонатных пород с двойной пористостью и с широким диапазоном изменения коллекторских свойств, наличием бассейна подошвенных вод с зональным характером их контактирования с нефтенасыщенной частью и т. д.), промышленное освоение залежи нефти пласта А4 требует постоянного контроля за выработкой запасов нефти из пластов, оперативного совершенствования технологических процессов воздействия на нефтяные пласты и условий их вскрытия в добывающих и нагнетательных скважинах.
2. Технологический раздел
2.1 Текущее состояние разработки месторождения с 1999 – 2003г.
На Гремихинском месторождении, согласно технологической схемы, выделено 3 объекта разработки: верейский (I), башкирский (II), яснополянский (III).
С 1977 по 2002 годы были составлены четыре проектных документа:
1. «Комплексная технологическая схема разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской АССР», ТатНИПИнефть, 1977.
2. «Технологическая схема опытно-промышленных работ по термическому воздействию на нефтяную залежь башкирского яруса Гремихинского месторождения Удмуртской АССР». ВНИПИтермнефть, Удмуртнефть, 1979.
3. «Технологическая схема разработки залежи нефти башкирского яруса Гремихинского месторождения с нагнетанием теплоносителя в пласт». ВНИПИтермнефть, Удмуртнефть, 1985.
4. «Технологическая схема разработки Гремихинского месторождения с применением высокоэффективных методов теплового воздействия на пласт». НПО Союзтермнефть, ПО Удмуртнефть, 1991.
В 1993 году был произведен пересчет запасов нефти по Гремихинскому месторождению и утвержден протоколом ЦКЗ РФ №56 от 18.11.94 г. Запасы по основному разрабатываемому объекту пласту А4 башкирского яруса составили: геологические – 64556 тыс. т, извлекаемые – 25290 тыс. т., по вирейскому (возвратному) объекту: геологические – 10717 тыс. т, извлекаемые – 1591 тыс. т., по яснополянскому объекту: геологические – 7064 тыс. т, извлекаемые – 1644 тыс. тонн.
К настоящему времени разбуривание залежи добывающими, нагнетательными и специальными скважинами завершено. Применена равномерная треугольная сетка скважин с расстояниями между скважинами 173´173 м. В этой сетке сформированы площадные обращенные 7-точечные элементы теплового воздействия.
В техническом исполнении ИДТВ особых дополнительных конструкций и установок не требует, при ИДТВ используются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное, устьевое и наземное оборудование. Технология ИДТВ защищена авторским свидетельством и запатентована. В качестве теплоносителя в ИДТВ могут применяться как пар, так и горячая вода.
2.3.2. Технология импульсно-дозированного теплового воздействия с паузами — ИДТВ(П)
Технология ИДТВ(П) является модификацией ИДТВ. Закачка вытесняющих агентов в циклах ведется не непрерывно, как в ИДТВ, а с кратковременными остановками (паузами) в периоды нагнетания порций холодной воды. Назначение остановок — периодическое создание в пласте перепадов давления с целью нарушения установившихся потоков флюидов и вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон.
Технология ИДТВ(П), обладая всеми свойствами технологии ИДТВ, обеспечивает дополнительный прирост нефтеизвлечения не менее 3 % .
Как и при ИДТВ, для технологии ИДТВ(П) используются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное, устьевое и наземное оборудование. В экологическом отношении технологии ИДТВ и ИДТВ(П) дополнительных осложнений не вызывают, при их внедрении решаются стандартные для термических методов вопросы защиты окружающей среды.
2.3.3 Технология теплоциклического воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин — ТЦВП
Способ комбинированного теплоциклического воздействия на пласт через фонд нагнетательных и добывающих скважин (ТЦВП) является принципиально новой высокоэффективной технологией разработки залежей высоковязких нефтей, не имеющих аналогов у нас в стране и за рубежом.
3. Экономический раздел
Упомянутые методы воздействия на пласт эффективны при определенных геолого-физических условиях в залежи и должны применяться с их учетом.
По результатам анализа промысловых данных на эффективность воздействия из геолого-физических факторов, главным образом, влияют:
- степень истощения запасов;
- текущая нефтеотдача;
- глубина залегания продуктивного горизонта;
- свойства нефти — вязкость, плотность;
- свойства коллектора — проницаемость, пористость;
- тип коллектора;
- мощность пласта, температура.
Основным объектом разработки Гремихинского месторождения является залежь нефти пласта А4 башкирского яруса среднего карбона, который залегает на глубине около 1200 м. Этот объект представлен залежью массивного типа с подошвенными водами крупного водонапорного бассейна.
Рассмотри следующие методы воздействия на пласт: ВГВ, ИДТВ(П) и ТЦВП. Рассчитаем приведенных затрат по ним.
Приведенные затраты рассчитываются по формуле:
ПЗ = С + Ен*К, (17)
где С – технологическая себестоимость, тыс.руб.;
Ен – нормативный коэффициент эффективности;
К – капитальные вложения, тыс.руб.
Расчет капитальных вложений (по основным изменяющимся статьям) приведен в таблице 19.
Список литературы
1. Авторский надзор за разработкой Гремихинского месторождения, 2003 г.
2. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных. РД 153-39-007-96
3. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. — М.: Нефть и газ, 1996. — 282 с.
4. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. Самара: Кн. изд-во, 1998.-368с.
5. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004 г, 720 стр.
6. Кудинов В.И. Новые технологии повышение нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями//Нефтяное Хозяйсвто. – 2002. - №5 – С.92-95.
7. Отчет по договору № 2-н/01 от 10.01.2001г. «Анализ горно-геологических условий и фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и свойств нефтей месторождений Удмуртии с термическими методами разработки и обоснование критериев эффективного их применения»
8. Богомольный Е.И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003 г, 270 стр.