ПРИМЕНЕНИЕ ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СИСТЕМ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ АРДАТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НГДУ "ТУЙМАЗАНЕФТЬ" ОАО "Башнефть"

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине «Скважинная добыча нефти»

Если вы заинтересованы в приобретении данной работы и вы,естественно, хотели бы получить ее полностью,
пишите на e-mail: ...

С.
Перечень сокращений 6
Введение 7
1 Геолого-физическая характеристика Ардатовского месторождения 8
1.1 Общие сведения о районе работ 8
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика 10
1.3 Общая характеристика продуктивных пластов 13
1.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов 18
2 Динамика и состояние разработки Ардатовского месторождения 22
2.1 Анализ показателей разработки 22
2.2 Анализ фонда скважин 30
2.3 Современные технологии повышения нефтеотдачи, применяемые на Ардатовском месторождении 33
3 Применение композиции осадкогелеобразующих реагентов в НГДУ «Туймазанефть» 35
3.1 Физико-химические основы предлагаемого метода увеличения нефтеотдачи 35
3.2 Выбор объекта для проведения обработок по технологии «КОГОР» 37
3.3 Материалы, используемые при проведении технологии «КОГОР» 38
3.4 Оборудование, используемое при осуществлении технологии «КОГОР» 40
3.5 Технология применения композиции осадкогелеобразующих реагентов на основе жидкого стекла и глинистой суспензии 42
3.6 Эффективность применения технологии «КОГОР» на Ардатовском месторождении НГДУ «Туймазанефть» 45
Заключение 51
Список использованных источников 52

В условиях неоднородных, обводненных нефтяных пластов месторождений Республики Башкортостан широкое распространение получили физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН), которые реализуются на практике путем обработок нагнетательных скважин различными химическими композициями. Цель воздействия – восстановление или улучшение фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта, главным образом за счет увеличения ее проницаемости и снижения вязкости флюидов, снижения темпов обводнения добывающих скважин. Иными словами, выделяются два направления воздействия на призабойную зону: увеличение дебита скважин по нефти и ограничение притока воды в добывающие скважины.
Применение существующих физико-химических методов увеличения нефтеотдачи позволяет снизить проницаемость промытых прослое в, изменить направление фильтрационных потоков и вовлечь в разработку нефтенасыщенные участки пласта.
Высокоэффективными являются технология воздействия на основе приме-нения композиции осадкогелеобразующих реагентов («КОГОР») и несколько ее модификаций. Внедрением данной технологии решается задача повышения охвата пласта заводнением путем снижения проницаемости промытых зон пласта и изменения направления фильтрационных потоков в результате образования в пласте на путях фильтрации воды устойчивого геля и осадка.
Технология на основе применения композиции осадкогелеобразующих реагентов («КОГОР») с использованием жидкого стекла и глинистой суспензии является одной из масштабно внедряемых и эффективных технологий, проводимых на залежах НГДУ «Туймазанефть» с целью снижения обводненности добываемой продукции скважин и увеличения добычи нефти.

Масса автоцистерны, кг
9093
3.5 Технология применения композиции осадкогелеобразующих реагентов на основе жидкого стекла и глинистой суспензии
В настоящее время применение композиции осадкогелеобразующих реагентов в НГДУ «Туймазанефть» производится следующим образом.
Процесс обработки скважин начинается с подготовительных работ. Сначала проводятся гидродинамические исследования скважин. Этим занимаются работники ТЦНИПР. Они снимают кривые восстановления давления (КВД), замеряют статический (hст) и динамический (hдин) уровни жидкости в скважине, а также определяют обводненность пласта [5].
В основном эти исследования проводятся в плановом порядке по установленному графику, а при обработке пользуются уже имеющимся данными. После проведения исследований, полученные результаты сравнивают с данными, переданными институту «БашНИПИнефть» для расчетов необходимого объема реагентов осадкогелеобразующей композиции.
Подготовку скважины и закачку реагентов производит ТЦКРС.
Подготовка нагнетательных скважин к обработке включает следующие операции. Проверяют исправность устьевой арматуры, при необходимости производят ревизию и ремонт оборудования. Также проверяют герметичность эксплутационной колонны и отсутствие заколонной циркуляции жидкости.
При отсутствии отклонений переходят непосредственно к процессу обработки.
Закачка осадкогелеобразующей композиции производится в следующем порядке. В емкости ЦА-320М готовят состав соответствующего реагента в необходимом объеме. Открывают затрубную и устьевую задвижки и закачивают в НКТ раствор реагента композиции так, чтобы НКТ были заполнены полностью (давление закачки не должно превышать давление гидроразрыва пласта). После этого закрывают затрубную задвижку и осуществляют продавку раствора под давлением (не более 0,75 от давления опрессовки обсадной колонны с учетом износа наземного и подземного оборудования). После продавки всего объема композиции в пласт закрывают задвижки и оставляют скважину на реагирование в течение 72 часов. По истечении времени реагирования устье обвязывают с водоводом и пускают закачку воды.
Технические средства перед работой промываются пресной водой для предотвращения смешения силикатно-щелочных растворов со сточной водой раствором хлористого алюминия или другими реагентами. Для проверки качества реагентов проводят контрольные лабораторные исследования, подтверждающие получение готовой системы из товарных реагентов при принятых соотношениях компонентов композиции.
Схема обвязки оборудования при закачке композиции представлена на рисунке 3.5.
1 – цементировочный агрегат ЦА-320М, 2 ­– автоцистерна АЦ-8 с глиной, 3 – АЦ-8 с пресной водой, 4 – АЦ-8 со сточной водой, 5 – АЦ-8 с жидким стеклом, 6 – нагнетательная скважина
Рисунок 3.5–Схема обвязки оборудования при закачке осадкогелеобразующей композиции
В НГДУ «Туймазанефть» приготовление закачиваемых реагентов композиции «КОГОР» обычно производится по технологической модификации «В» [6].
Промысловое осуществление технологического процесса прводится с соблюдением следующих условий:
– силикатно-щелочной раствор готовится смешиванием равных объемов товарного жидого стекла и каустической соды;
– массовая доля силиката натрия в растворе составляет 9…15 %, гидроокиси-
натрия – 14…20 %, плотность раствора – 1250…1350 кг/м3;
Силикатно-щелочной раствор и минерализованную сточную воду зака-чивают циклично по схеме (рисунок 3.3).
Оторочка жидкого стекла для предотвращения его смешивания с минерализованной сточной водой призабойной зоны в процессе закачивания изолирует оторочкой пресной воды или глинистого раствора, приготовленного на пресной воде.
Приведенный цикл закачки повторяют непрерывно до полного расхода расчетного объема реагентов. Последний цикл завершают закачкой продавочной жидкости. После завершения технологического процесса скважину оставляют на реагирование в течение 72 часов.
3.6 Эффективность применения технологии «КОГОР» на Ардатовском месторождении НГДУ «Туймазанефть»
Эксплуатация Ардатовского месторождения ведется на основании «Проекта разработки Ардатовского нефтяного месторождения», составленного институтом «БашНИПИнефть» в 1995 году, согласно которому было предусмотрено три варианта разработки данного месторождения. В 1996 году был утвержден третий вариант разработки: с применением нагнетания воды в пласт и последующим внедрением осадкообразующей технологии «КОГОР».
С 1996 по 2000 годы на Ардатовском месторождении для повышения нефтеотдачи применялась только технология «КОГОР». С 2001 года на месторождении внедряется бурение и ввод боковых стволов. Таким образом, на Ардатовском месторождении НГДУ «Туймазанефть» с начала разработки применяется только один физико-химический метод увеличения нефтеотдачи.
Показатели внедрения методов увеличения нефтеотдачи даны в таблице 3.4.
Таблица 3.4–Показатели внедрения МУН на Ардатовском месторождении за 2005-2009 гг.
Методы
2005 год
2006 год
2007 год
2008 год
2009 год
количество скважин
дополнительная
добыча нефти, тыс. т
количество скважин
дополнительная
добыча нефти, тыс. т
количество скважин
дополнительная
добыча нефти, тыс. т
количество скважин
дополнительная
добыча нефти, тыс. т
количество скважин
дополнительная
добыча нефти, тыс. т
«КОГОР»
12
2,7
12
7,0
6
4,6
6
5,3
4
9,9
Зарезка боковых стволов
1
3,6
7
2,0
2
1,5
4
2,3
3
1,3
Результаты внедрения осадкогелеобразующей технологии «КОГОР» на Ардатовском месторождении в течение 10 лет указывают на ее достаточно высокую эффективность, поэтому темпы ее внедрения значительно опережают аналогичные показатели по сравнению с зарезкой боковых стволов (рисунок 3.6).
Рисунок 3.6–Динамика внедрения МУН по Ардатовскому месторождению
Немалую роль в динамике темпов внедрения играет и то, что в отличие от вышеуказанных гидродинамических методов, обработку «КОГОР» одной скважины можно проводить несколько раз.
Динамика удельной эффективности методов увеличения нефтеотдачи, применяемых на Ардатовском месторождении представлена на рисунке 3.7.
Рисунок 3.7–Динамика дополнительной добычи нефти по МУН Ардатовского месторождения
По количеству дополнительно добытой нефти на одну обработанную скважину зарезка боковых стволов в сравнении с «КОГОР» является более эффективным методом. Но ограниченный фонд добывающих скважин Ардатовского месторождения не позволяет увеличить темпы внедрения данного метода, тем более, что затраты на бурение одного бокового ствола в десятки раз выше, чем затраты на обработки «КОГОР».
Реализация осадкогелеобразующей технологии на объекте С1бб Арда-товского месторождения начата в 1996 году обработкой четырех скважин. В результате были получены достаточно высокие показатели эффективности внедряемого метода. Так, на 01.03.1997 г. количество дополнительно добытой нефти оценивалось в пределах 10,6…11,4 тыс. т. Средняя обводненность продукции снизилась с 81,9 до 62,5 %, т.е. на 19,3 %. При этом расчетное уменьшение объема попутно добываемой воды по участку вследствии изменения обводненности составило 44,6 тыс. м3, объемы закачки воды остались на прежнем уровне.
С 1996 по 2005 годы на Ардатовском месторождении проводились обработки 30 скважин на различных участках месторождения. Динамика показателей разработки месторождения за данный период показывает, что обводненность продукции скважин в среднем снизилась на 5-10 %, дебит нефти увеличился на 10 %. Положительный эффект от применения технологии «КОГОР» наблюдается в течение 1…1,5 года, поэтому обработки проводятся один-два раза в год.
Рассмотрим результаты проведения осадкогелеобразующей технологии на Ардатовском месторождении НГДУ «Туймазанефть» за 2005-2009 гг. (рису- нок 3.7). Несмотря на то, что зарезка боковых стволов является достаточно эффективным методом, большую часть дополнительной добычи нефти по месторождению в целом приносит осуществление технологии «КОГОР». Так, за указанный период дополнительная добыча нефти от закачки «КОГОР» в среднем составля- ет около 5 тыс. т. Максимальный эффект был получен в 2009 году и составил 9,9 тыс. т дополнительно добытой нефти.
По очагу нагнетательной скважины № 297 получены следующие результаты. В добывающей скважине № 346 обводненность продукции уменьшилась с 87,2 до 79,5 %, дебит жидкости уменьшился на 22,5 %, дополнительная добыча составила 386,2 тонны.
В добывающих скважинах № 295, 309 наблюдается снижение обводнености на 1…2 %. В скважине № 309 дебит нефти не изменился, что при понижении обводненности дает скрытый положительный эффект, а в скважине № 295 увеличился объем добываемой нефти на 12,5 %. В целом по очагу добыча нефти возросла на 14 %, что дало 456,4 тонны дополнительно добытой нефти.
В очаге нагнетальной скважины № 314 по добывающей скважине № 313 получены следующие результаты: обводенность продукции снизились с 87 до 80 %, добыча жидкости уменьшилась на 17,2 % в результате объем добытой нефти увеличился на 28,6 %. В скважинах № 316, 56 наблюдается уменьшение обводненности продукции и увеличение добычи нефти – на 42 % и 12,5 % соответственно. Технологический эффект в целом по очагу оценивается в 741,2 тонны дополнительно добытой нефти.
Результаты внедрения данной технологии на участке месторождения представлены в таблице 3.5.
Таблица 3.5–Показатели внедрения осадкогелеобразующей технологии на Ардатовском месторождении
Номер очага
Номер
реагиру-ющей
скважины
До проведения
мероприятия
После проведения
мероприятия
Дополнительная добыча нефти,
т
добыча нефти,
т/сут
добыча жидкости,
т/сут
обвод-нен-ность,
%
добыча нефти,
т/сут
добыча жидкости,
т/сут
обвод-нен-ность,
%
297
346
4,4
34,6
87,2
5,5
26,8
79,5
386,2
295
1,6
22,6
92,9
1,8
22,0
91,8
70,2
309
7,5
9,2
18,5
7,5
9,1
17,5
-
314
313
3,5
27,3
87,1
4,5
22,6
80,1
351,0
56
2,4
19,6
87,7
2,7
15,2