Каталог

Помощь

Корзина

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).

 

Гремихинское месторождение. Геологический профиль по отложениям башкирского яруса

 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)

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

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.