Выполнил:
студент очной формы обучения
Загидуллин Айдар Фаритович
(Ф.И.О.)
Группа 14-16 т.
Тема: «Применение низкоконцентрированного полимера (НКПС) для повышения эффективности разработки в условиях Ерсубайкинского месторождения НГДУ «Ямашнефть»
Руководитель: Рыбаков Акрам Александрович - старший преподаватель кафедры РиЭНГМ
(фамилия, имя, отчество, должность, звание, место работы, подпись, печать)
Консультант:
по экономическому разделу:
Фатхутдинова Ольга Александровна - к.э.н., доцент кафедры «Экономика и управление предприятием»
(фамилия, имя, отчество, должность, место работы, дата, подпись, печать)
по разделу промышленной безопасности и охране труда:
Гаитметов Марсель Гисович, заместитель главного инженера по ПБ и ОТ НГДУ «Альметьевнефть»
(фамилия, имя, отчество, должность, место работы, дата, подпись, печать)
Нормоконтролер: Захарова Елена Федоровна – к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ
(фамилия, имя, отчество, должность, место работы, дата, подпись, печать)
Оценка_______________________________
Дата защиты _______________________________
Альметьевск 2017 г.
СОДЕРЖАНИЕ
АННОТАЦИЯ
Пояснительная записка содержит 121 страниц машинописного текста, 35 таблиц, 25 рисунков, список использованных источников – 37 наименований, 3 приложений.
ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН, ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПЛАСТА, ВЫРАБОТКА ЗАПАСОВ, УВЕЛИЧЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ, КРИТЕРИИ ПОДБОРА, ТЕХНОЛОГИЯ, НКПС, ОБОСНОВАНИЕ, ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОБЫЧА, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ, ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ, ВЫВОДЫИ РЕКОМЕНДАЦИИ.
Объектом исследования является Ерсубайкинское месторождение, для которой проведение НКПС актуально.
Цель выпускной квалификационной работы – оценка эффективности проведения НКПС, включающая в себя:
1) анализ текущего состояния разработки Ерсубайкинского месторождения;
2) анализ эффективности применения МУН на Бурейкинском месторождении;
3) анализ технологической эффективности проведения НКПС;
4) выбор фонда скважин для предлагаемой технологии;
5)корреляционный анализ влияния закачки на отбор при проведении закачки НКПС;
6) расчет и анализ технологической эффективности НКПС по ХВ и методу «прямого» счета;
7) расчет показателей разработки с учетом проведения НКПС;
8) расчет экономической эффективности;
9) разработка выводов рекомендации.
Технология реализуется на нагнетательных скважинах с низкой приемистостью, находящихся под закачкой минерализованных (сточных) или пресных вод.
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
МУН – методы увеличения нефтеотдачи;
КСК– кислотно-стимулирующий состав;
ПЗП – призабойная зона пласта;
ПНП – повышение нефтеотдачи пласта;
НКПС– низкоконцентрированный полимерный состав;
ВПСД – высокопрочная полимерная система;
ВПСК – высокопрочная сшитая компазиция;
КПС – капсулированная полимерная система;
ГТМ – геолого-технические мероприятия;
КИН – коэффициент извлечения нефти;
НКТ – насосно-компрессорные трубы;
ХВ- характеристики вытеснения.
МРП – межремонтный период;
НС – нагнетательная скважина;
ДС – добывающая скважины;
НКТ – насосно-компрессорные трубы;
ОПЗ – обработка призабойной зоны;
ОПР – опытно-промышленные работы.
ВВЕДЕНИЕ
Основной задачей нефтегазового комплекса Республики Татарстан является стабилизация уровня добычи нефти, а также особую роль отводится совершенствованию МУН пластов и интенсификации разработки нефтяных месторождений с применением наиболее рентабельных и успешных технологий.
Технология закачки низкоконцентрированного полимерного состава, разработанная специалистами ПАО «Татнефть» и «ТатНИПИнефть», является одним из решений основной задачи. Так как способствуют улучшению показателей разработки месторождений нефти, а также увеличению доотмыва нефти из менее проницаемой части коллектора, за счёт использования технологии закачки в условиях низкой приемистости нагнетательных скважин. Появляется возможность расширить выбор способов воздействия на разрабатываемый участок или месторождение. Технологический процесс является простым и малозатратным, так как используются реагенты отечественного производства и закачка производится с использованием промышленно выпускаемого современного оборудования.
Использование НКПС технологии дает возможность решать следующие задачи регулирования заводнения: контролирование и выравнивание профиля приемистости, ограничение прорыва воды в добывающих скважинах, блокирование промытых зон и трещин.
Целью данной выпусной квалификационной работы является анализ динамики работы, технологической эффективности методов увеличения нефтеизвлечения до и после закачки НКПС, а также рассмотрение участка и подбор участка-кандидата требованиям, предъявляемые к выбору объекту воздействия. Кроме того, произвести расчет дополнительной добычи по методам характеристик вытеснения, расчет по методики «ТатНИПИнефть» технологических показателей, а также извлекаемые и балансовые запасы нефти.
1 ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫПО ПРИМЕНЕНИЮ НКПС
В связи с тем, что месторождения Волго-Уральского региона переходят на последнюю стадию разработки, которая обуславливается высокой обводненностью добываемой жидкости, создается главные ориентиры методов увеличения нефтедобычи – ограничение поступления воды, применение потокоотклоняющих технологий (ПОТ) [1 - 3].
Как указано в статьях[4 - 6], пик интенсивного развития МУН в России был в 80-х годах, занимала страна 3 место по объему и внедрению технологий, уступая таким странам, как США и Канада. В то время применялось 20 методов (130 технологий) на более чем на 300 объектах 150 месторождений с охватом запасов приблизительно 5 млрд. т., что являлось 75 % запасов, охваченных МУН в бывшем СССР. Проекты, которые были реализованы дали прироста эксплуатируемых запасов 250 млн. т.
Муслимов Р.Х. и соавторы утверждают, что в России изменение направления развития МУН повлияло на образование нефтяных компаний (сейчас жестко конкурируют 11 вертикально-интегрированных компаний). Это наглядно видно на примере ведущих нефтяных компаний, НК «ЛУКАОЙЛ» и ПАО «Татнефть», применяющие все новейшие технологии [7, 8].
В источниках [9 - 11], говорится, что в 70-х годах ХХ века, годовая добыча нефти компании «Татнетфь» достигла максимального значения, более 100 млн.т. После этого первоочередной задачей компании стало поддержание максимально возможных темпов отбора нефти и вследствие чего направление увеличение нефтеотдачи пластов, выполняемые еще с 60-х годов в ТатНИПИнефти, позволило целесообразно проведения в 1972 г. первых опытно-промысловых работ по закачке в пласт раствора ПАВ и концентрированной алкилированной серной кислоты (АСК). После этого стали пользоваться технологиями на основе закачек растворов тринатрийфосфата (ТНФ), сернокислого алюминия (СКА), несколько позже ПАА и др. Также проводилось промысловое испытание закачек углеводородного газа и позднее диоксида углерода. Всех МУН в то время объединяло применение на начальных или довольно ранних стадиях заводнения; оторочки реагентов большого размера образовывались в пласте в больших количествах, которая двигалась к добывающим скважинам после нагнетания обычной воды. Технологии (АСК, ПАВ, ТНФ) были эффективными.
В источнике [12] была затронута тема разрабатывания идеи генерации ПАВ непосредственно в пласте ТатНИПИнефтью. Была создана технология закачки в пласт отработанной серной кислоты, при взаимодействии которой с компонентами нефти образуют сульфокислоты, являющимися ПАВ. В дальнейшем была создана технология закачки в пласт раствора тринатрийфосфата (ТНФ), приводящая к увеличению степени отмыва нефти. При его взаимодействии с пластовой водой образуется суспензия малорастворимых солей кальция и магния, которая повышает эффективную вязкость вытесняющего агента, вследствие чего возрастает охват пласта заводнением. Ценность двух последних технологических процессов заключается также в решении задачи увеличения охвата пласта заводнением, что становилось весьма актуальным к 80-м годам XX века.
Анализируя информацию, полученную в статьях[13, 14] было выяснено, что для увеличения охвата заводнением была создана модифицированная технология выравнивания вязкостей закачиваемого и вытесняемого агентов путем закачки раствора ПАА. Основной недостаток полимерногозаводнения (реакция соли на жесткости пластовой воды) преодолевался созданием предооторочки пресной воды либо использованием солестойких ПАА.
Бондаренко А.В. в своей статье [15] говорит, что технология полимерного заводнения заключается в создании в пласте большеобъемной оторочки полимерного раствора. Этот вид заводнения применяется на объектах разработки, характеризующихся содержанием нефти повышенной вязкости, средней неоднородностью коллекторских свойств по площади и разрезу, опережающей обводненностью продукции добывающих скважин. Предпочтительными условиями для его реализации на протяжении последнего времени считалось нефть от легкой до среднетяжелой, низкая минерализация пластовых и закачиваемых вод, проницаемость коллектора от средней до высокой, низкая температура (ниже 100 оС). Эффективность полимерного заводнения зависит от геолого-физических характеристик и текущего состояния разработки объекта. Определение эффективных параметров технологии, включая свойств полимера, требует проведения комплекса научно-исследовательских работ и инженерных расчетов.
В учебном пособии Муслимова Р.Х [16] изложено, что полимерное заводнение является простым и высокоэффективным методом нефтеотдачи пластов, основанный на добавке к воде небольших количеств водорастворимых полимеров при обычном заводнении нефтяных пластов. Он пишет, что сущность метода заключается в изменении соотношения подвижностей вытесняющей жидкости и увеличения вязкости закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полимеров. Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствует выравниванию фронта вытеснения при заводнении. Размер оторочки полимерного раствора составляет 10-30 % от количества первоначально содержащейся в пласте нефти. Оторочку раствора полимера можно закачивать на любой стадии разработки, но наибольший эффект наблюдается при применении на начальной. Также говорится, что успешность проекта полимерного заводнения зависит от:
- достоверности геологического описания пласта;
- размера оторочки и концентрации полимерного пласта;
-прогнозирования технологических показателей разработки при заводнениии и полимерном заводнении с помощью математического моделирования;
- соблюдения запроектированной технологии и контроля за качеством закачиваемого раствора на промысле.
Полимерное заводнение имеет отрицательное воздействие на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил, допускается до полного устранение использование углеводородного растворителя при вытеснении нефти для создания в пласте наиболее эффективного смешивающегося вытеснения. В результате между нефтью и растворителем возникает зона полной смешиваемости при отсутствии поверхностного натяжения, что обеспечивает вытеснение капиллярно-удержанной и частично пленочной нефти. Вследствие взаимного растворения пластовой нефти и менее вязкого углеводородного растворителя снижаются вязкость и степень расширения нефти, и нефтенасыщенность перед фронтом проталкивающего агента, что способствует формированию водонефтяного вала. Данная тематика рассмотрена в статьях [17 - 20].
В Российской Федерации широко применяются технологии в основу которых заложено полимерного воздействие на пласт. Реагенты биополимер «Ксантан» и полиэтиленоксиды, полимеры на основе различных кислот например метакриловой кислоты, «Продукт БП – 92», полиакриламиды (ПАА) наиболее распространены.[21]
Применение полимеров для увеличения нефтеотдачи можно разделить на 2 группы [22]:
1) Агенты для уменьшения подвижности воды.
2) В качестве сшивателей, для перекрытия высокопроницаемых зон.
Так как наиболее простой технологический метод увеличения нефтеотдачи является закачка ПАВ и композиции на их основе, автором в своей статье [23], был хорошо описан принцип воздействия низкоконцентрированных ПАВ. Говорится, что принцип построен на снижении межфазного натяжения между нефтью и водой и увеличения угла смачивания горной породы, т.те. на снижении капиллярного сопротивления. Так, как критическая концентрация мицеллообразования (ККМ) меньше, рентабельнее использовать низкоконцентрированнные полимерные составы.
В статье [24, 25], рассматривая полимеры низкой концентрации, отмечено, что при использовании их в раствор ГНПК, за счет адсорбции полимера на породе растворы будут работать в качестве глиностабилизирующих.
Одним из наиболее перспективных методов увеличения нефтеотдачи является потокоотклоняющие условия, принцип работы хорошо описан в статье [26]. Автором сказано, что потокоотклоняюшие технологии основаны на закачке в нагнетательные скважины ограниченных объемов специальных реагентов, предназначенных для снижения проницаемости высокопроницаемых прослоев пласта (вплоть до их блокирования), с целью выравнивания приемистости скважины по разрезу пласта и, тем самым, создания более равномерного фронта вытеснения и уменьшения прорывов воды в добывающие скважины.
В источнике [27], говорится, что ведущими специалистами ПАО "Татнефть" и ТатНИПИнефть разработана технология, которая заключается в закачки композиций, содержащих поверхностно-активные вещества (ПАВ) и полимеры, способствующие улучшать показатели разработки месторождений нефти, а также увеличению доотмыва нефти из менее проницаемой части коллектора. За счёт использования технологии закачки низкоконцентрированных полимерных составов для условий низкой приемистости нагнетательных скважин (технология НКПС) появляется возможность расширить выбор способов воздействия на разрабатываемый участок или месторождение.
Три композиции лежат в основе данного процесса, которые могут содержать полимер, ПАВ, а также индуктор гелеобразования. Предусмотрена как совместная, так и попеременная закачка основных компонентов композиций. В технологии используются различные синтетические и природные полимеры, что также расширяет сферу её применения.
Вовлечение в разработку низкопроницаемых пропластков осуществляется за счёт свойств ПАВ - полимерной композиции, вытесняющей нефть из ранее не задействованных воздействием зон. Использование ПАВ - полимерной композиции способствует как повышению коэффициента охвата пласта воздействием, так и увеличению коэффициента вытеснения нефти.Разработанный метод отличается простым в исполнении технологическим процессом и является одним из наиболее малозатратных. В технологии применяются реагенты отечественного производства, закачка которых производится с использованием промышленно выпускаемого современного оборудования.
Исходя из общего положения руководящего документа [28] видно, что данная технология простой, так как для ее реализации не нужно менять действующую систему воздействия на добываемый пласт и реализуется с помощью технических средств по закачке и приготовлению со сшивателями.
Также в особенность данной технологии входит рекомендация его применения на поздней стадии разработки нефтяного месторождения, которая представлена терригенными и карбонатными коллекторами неоднородными по проницаемости. Использование НКПС технологии дает возможность решать следующие задачи регулирования заводнения: контролирование и выравнивание профиля приемистости, ограничение прорыва воды в добывающих скважинах, блокирование промытых зон и трещин.
Чистая прибыль от реализации нефти, полученной в результате применения технологии НКПС, в расчёте на одно мероприятие и за срок проявления эффекта составляет свыше 4 млн руб.
Таким образом, проведя обзор научно-технической литературы по теме ВКР, можно сделать вывод, что тема актуальна. Имеются следующие преимущества и недостатки, реализуемые на большинстве объектах не только компании ПАП «Татнефть» но и других нефтегазодобывающих
компаниях.
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Анализ выполнения проектных решений по объекту разработки, связанных с работой залежи и фондом скважин
Месторождение находится в промышленной разработке с 1979 года.Все объекты разрабатываются сеткой с расстоянием между скважинами – 400 м, кроме опытного участка по турнейскому горизонту, который разрабатывается по сетке 200х200.
Таблица 2.1.1 – Фонд скважин на Ерсубайкинском месторождении с 2010 по 2014 гг.
| Фонд | на 2010г | на 2011г | на 2012г | на 2013г | на 2014г |
| Эксплуатационный фонд | |||||
| Действующий фонд | |||||
| Консервация |
С 2010 по 2014 год идет уменьшение динамики эксплуатационный фонда скважин на 10 скважин, действующий фонд на 12 скважин. Наблюдается рост скважин которых переводят в консервацию, рост пьезометрических скважин с 27 до 39 скважин. Наглядно это продемонстрировано в таблице 2.1.1
Падение ввода новых скважин наблюдается в НГДУ «Ямашнефть» на Ерсубайкинском месторождении наблюдается с 2007 года. По данным таблицы 2.1.2.
За 2011 год из бездействующего фонда введено в эксплуатацию 4 скважины. Годовая добыча по введенным из бездействия скважинам составила 1,266 т.т.нефти, среднесуточный дебит нефти и жидкости составил 1,5 т/сут и 5,9 т/сут соответственно.
За 2011 год из бездействующего фонда введено в эксплуатацию 4 скважины. Годовая добыча по введенным из бездействия скважинам составила 1,266 т.т.нефти, среднесуточный дебит нефти и жидкости составил 1,5 т/сути 5,9 т/сут соответственно.
Таблица 2.1.2. –Фонд новых скважин принятых из бурения на Ерсубайкинском месторождении НГДУ «Ямашнефть» с 2007 по 2014 гг.
| Скважины | 2007 г. | 2008 г. | 2009г. | 2010г. | 2011г. | 2012г. | 2013г. | 2014г. |
| Ввод новыхскв. из бурения в экспл | - | - | - | - | ||||
| Принята из бурения в пьезометрич фонд | - | - | - | - | - | |||
| Принята из бурения в ликвид без спуска колонны | - | - | - | - | - | - | - |
На рисунке 2.1 можно наблюдать, что с начала эксплуатации показатели разработки были весьма не большими. График показывает стабильный рост добычи нефти, наиболее быстрый рост наблюдается до 1990 года. Максимальное значение дебита жидкости зафиксировано в 2010 году со значением 496 тыс. т. В 2014- 2015 году годовой дебит нефти составил 305 тыс.тонн, что не намного меньше максимального значения. Следует отметить что в 1994 году было резкое снижение дебита до значения 151,5 тыс.тонн.
Рассматривая диаграмму обводненности, наблюдается резкий подъем до 1987 года, что обуславливает, что на тот момент были приняты не подходящие меры по эксплуатации скважин, которые привели к увеличение процента воды в добываемой жидкости. С 1987 - 1990 года обводненность фонда идет понижение. 1990 год является точкой с которой начинается обильная закачка жидкости для ППД. Общая закачки жидкости с годами растет как и обводненность.
Рисунок 2.1 –Основные технологические показатели разработки Ерсубайкинского месторождения (1979-2015 г.г.)
Рассмотрим более детально данные с 2011 года. За 2011 год из бездействующего фонда введено в эксплуатацию 4 скважины. Годовая добыча по введенным из бездействия скважинам составила 1,266 т.т.нефти, среднесуточный дебит нефти и жидкости составил 1,5 т/сут и 5,9 т/сут соответственно.В отчетный год из эксплуатационного фонда выбыли 3 скважины: переведена в пьезометрический фонд для наблюдения за изменением пластового давления скважина №10994, переведены в консервацию скважины №10826, №11719, ввиду нерентабельности эксплуатации.В рамках выполнения программы по внедрению оборудования для ОРЭ двух эксплуатационных пластов с раздельным подъемом жидкости на месторождении в 2011 году введено 5 скважин: однолифтовая установка на 3 скважинах №6921, №10803, №6974, двухлифтовая установка на 2 скважинах №6981, №10930. Дополнительная добыча по ним составила 3012 тонн нефти. В отчетный год на скважине №10931 внедрено оборудование ОРЗ.
По тульскомув целях выравнивания профиля приемистости проводилась закачка НКПС на скважинах №№6994, 10815. Дополнительная добыча нефти составила 1629 тонн. Пластовое давление в зоне отбора составило 78,3 атм, что на 0,9 атм ниже по сравнению с 2013 годом. Компенсация отбора закачкой за год 105,7%. Средний дебит нефти, жидкости составили 2,78 т/сут и 4,67 т/сут соответственно.Накопленный отбор от НИЗ – 53,2%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,237 при проектном – 0,445. Темпы отбора составили 1,71% от НИЗ и 3,52% от ТИЗ.
По бобриковскому горизонту извлечено 96,6% от НИЗ, темп отбора 3,49% от НИЗ, 50,68% от ТИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,377 при проектном – 0,39.
По турнейским отложениям с начала разработки отобрано 87,7% от НИЗ. Темпы отбора 0,97% от НИЗ, 7,35% от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,400 при проектном – 0,351.
По турнейским отложениям накопленный отбор от НИЗ – 43,3%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,122, при проектном – 0,282. Темпы отбора составили 1,82% от НИЗ и 3,11% от ТИЗ.
По девонскому объекту отобрано 49,5% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,226 при проектном – 0,457. Темпы отбора составили 2,76% от НИЗ, от ТИЗ 5,18%.
В таблице 2.1.1 фонд скважин на 2014 год составляет 266 скважин действующий фонд, находящиеся в консервации25 скважин, пьезометрический фонд.
Таблица 2.1.1 – Характеристика фонда скважин Ерсубайкинского месторождения по состоянию на 2014 год
| № п/п | Фонд скважин | По состоянию на | ||
| Фактические данные на 2014г. | Проектные данные на на 2014 г. | +,- | ||
| 1. | Добывающий | -2 | ||
| 1.1. | Действующий | +5 | ||
| 1.1.1. | ЭЦН | - | ||
| 1.1.2. | ШГН | +5 | ||
| 1.1.3. | Фонтанные | - | ||
| 1.2. | Бездействующий | -7 | ||
| 1.3. | В освоении | - | ||
| 2. | Нагнетательный | - | ||
| 2.1. | Действующий | - | ||
| 2.2. | Остановлено по технологической причине | -13 | ||
| 2.3. | Бездействующий | - | ||
| 3. | Пьезометрический | +2 | ||
| 4. | В консервации | - | ||
| 5. | Ликвидированные и ожидающие ликвидации | - | ||
| 6. | Водозаборные | - | ||
| 7. | Пробуренный фонд | - |
За 2014 год из неработающего фонда введены в эксплуатацию 9 скважин, все скважины №№10843, 10959, 11909, 11932, 11936, 11939, 4875, 6988, 10845 введены из бездействующего фонда. Годовая добыча по введенным из бездействия скважинам составила 3,428 тыс.т нефти, среднесуточный дебит нефти составил 2,3 т/сут.
В отчетный год из эксплуатационного фонда выбыли 2 скважин: переведены в пьезометрический фонд для наблюдения за изменением пластового давления скважина №№6850, 11903.
Скважины №№6924, 10877, 10832 ликвидированы, в связи отсутствием необходимости использования в других целях, отсутствием нефтеносных пластов.
В 17 скважинах применили методы ПНП, дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий составила 9360 тонн. Произвели герметизацию эксплуатационной колонны на 6 скважинах, дополнительная добыча нефти составила 2019 тонн. Произвели обработку призабойной зоны СКО на 1 скважине, дополнительная добыча нефти составила 384 тонн. На 1 скважине произвели переход на верхний горизонт, дополнительная добыча от проведенного мероприятия составила 451 тонн нефти. На 1 скважине произведена изоляция затрубной циркуляции, дополнительная добыча от проведенного мероприятия составила 656 тонн нефти.
План отбора нефти, жидкости и закачки воды по месторождению выполнены на 100,1%, 100,0%, 100,5% соответственно.
Обводненность добываемой продукции увеличилась на 1,8% и составила 36,9%. Средний дебит нефти стабилизировался, жидкости увеличился на 0,2 т/сут и составляет 3,6 т/сут и 5,7 /сут соответственно.
С начала разработки отобрано 43,04% от НИЗ, темпы отбора составили 1,74% от НИЗ и 2,96% от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,166 (с шешминским горизонтом отобрано 42,53% от НИЗ, годовой темп отбора составил: от НИЗ 1,71%, от ТИЗ – 2,90 %).
Анализируя динамику показателей, можно сделать определенный вывод. С 1995 года добыча жидкости стабилизировалась, это обуславливается тем, что применение методов увеличение подобраны корректно. Месторождение находиться на последней стадии разработки, в связи с этим фонд новых скважин на Ерсубайкинском месторождении уменьшается, увеличивая количество скважин переходящих в режим пьезопроводной или в консервацию.
2.2 Анализ технологической эффективности методов увеличения нефтеизвлечения пластов на рассматриваемом объекте
Закачка на нагнетательных скважинах низкоконцентрированного полимерного состава производится для частичного или полного закрытыя промытых водой высокопроницаемых зон коллектора.
На Ерсубайкинском месторождении с целью прироста дополнительной добычи нефти с 2011 по 2014 года применялись следующие технологии: СПС, НКПС, ВПСК, ВПСД, ПГК, РБК-Ксантан. Для анализа эффективности, сравним технологию закачки НКПС с другими технологиями МУН.
Таблица 2.2.1 – Таблица технологических данных по проводившихся на Ерсубайкинском месторождении МУН за 2011 год.
| Наименование технологии | Количество обработок, ед | Доп добыча нефти т | Удельная эффективность, т. | Затраты, тыс. руб | Удельные затраты на закачку, тыс.руб. |
| 2011 г. | |||||
| СПС | 338,55 | 495,3 | 247,65 | ||
| РБК-Ксантан | 332,1 | 110,7 | 568,99 | 189,66 | |
| НКПС | 439,5 | 146,5 | 1641,2 | 547,07 | |
| 2013 г. | |||||
| РБК-Ксантан | 861,6 | 86,16 | 2899,92 | 289,99 | |
| ПГК | 334,5 | 83,63 | 1870,6 | 467,65 | |
| НКПС | 530,4 | 132,6 | 2574,47 | 643,62 | |
| ВПСК | 473,7 | 157,9 | 857,37 | 285,79 | |
| ВПСД | 133,2 | 66,6 | 913,338 | 456,67 |
Продолжение таблицы 2.2.1
| 2014 г. | |||||
| РБК-Ксантан | 1523,4 | 117,19 | 3158,65 | 242,97 | |
| ПГК | 703,2 | 140,64 | 2182,84 | 436,57 | |
| НКПС | 1700,18 | 566,73 | |||
| ВПСК | 280,8 | 93,6 | 876,817 | 292,27 | |
| ВПСД | 215,7 | 107,85 | 653,95 | 326,98 |
Рисунок 2.2.1 – Гистограмма сравнительной характеристики количества применяемых МУН на Ерсубайкинском месторождении за 2011- 2014 года
По приведенной гистограмме на рисунке 2.2.1 видно, что технология закачки низкоконцентрированного полимерного состава является менее применяемым на данном месторождении. Чаще всех технологий, представленных для сравнения, применяют технологию РБК-Ксантан, что наглядно видно рост количества МУН с 2013 по 2014 год на 3 ед.
Рисунок 2.2.2 – Гистограмма полученной дополнительной добычи нефти от применения МУН на Ерсубайкинском месторождении за 2011- 2014 года.
По итогам 2011 года применение сшитополимерных составов имеет наибольшую дополнительную добычу. В 2013 году технология применения РБК-Ксантан показала наибольшую добычу. За 2014 год виден большой скачек дополнительной дебита нефти по технологии МУН РБК-Ксантан и КСМД. Наблюдая за результатами приведенной на рисунке 2.2.2, отчетливо видно, что происходит рост дебита технологии закачки НКПС, прирост за год составил 126,6 т.
На рисунке 2.2.3 видно, за 2014 год наибольший удельный эффект показало применение закачки НКПС, что на 61,1 т/месс больше, чем в предыдущем году. В 2011 году технология СПС показала сравнимо больший эффект, представив высокие показатели 338,55 т/скв.
Рисунок 2.2.3 – Гистограммы удельной эффективности применения от МУН на Ерсубайкинском месторождении за 2011 - 2014год
Рисунок 2.2.4 – Гистограмма затрат применяемых МУН на Ерсубайкинском месторождении (2011-2014 гг.)
Рисунок 2.2.5 – Гистограмма распределения удельных затрат МУН на Ерсубайкинском месторождении (2011-2014 гг.)
Наиболее затратным по итогам 2011-2014 годов является технология закачки НКПС, так как удельные затраты закачки наиболее высокие в течении всего рассмотренного периода.
Подведя анализ, можно сделать вывод что, за рассмотренные года технология закачки НКПС является наиболее затратной, показала высокие удельные затраты. Наибольшие затраты были в 2013 году - 643,62 тыс.рублей на одну скважино-закачку. Не смотря на это, в 2014 году у закачки НКПС самый высокий удельным эффект - 219 т/мес, что в сравнении с другими технологиями делает ее весьма эффективным методов увеличения нефтеотдачи на данном месторождении.
2.3 Характеристика метода увеличения нефтеизвлечения. Применяемая техника и технология
В 2012 году специалистами из ТатНИПИнефть и ПАО «Татнефть» была разработана композиция для закачки в нагнетательные скважины, в которую входили поверностно-активные вещества (ПАВ) и полимеры. Закачка данной композиции в пласт способствовал улучшениям показателей разработки месторождения, а также увелиение доотмыва нефти из плохо проницаемых частей коллектора. Разработанный метод отличается простым в исполнении технологическим процессом и является одним из наиболее малозатратных. В технологии применяются реагенты отечественного производства, закачка которых производится с использованием промышленно выпускаемого современного оборудования.
Неоднородность продуктивного пласта приводит к неравномерному продвижению вытесняющего агента и образованию промытых водой зон с низким фильтрационнымсопротивлением, что способствует обводнению добывающих скважин, при этом, как правило, низкопроницаемыепропластки разрабатываются более медленными темпами или невовлекаются в разработку.
На Ерсубайкинском месторождении закачка применятся НПКС реализуется в небольших количествах, но при этом является эффективным методом увеличения нефтеотдачи по сравнению с другими МУН.
Основными технологическими свойствами композиции являются: регулируемаявязкость рабочих растворов, сохранение реологических и нефтевытесняющих свойств вшироком диапазоне температур, активности водородных ионов, давлении, минерализации(до 300 г/дм3);
Технология основана на применении трех композиций: композиция № 1 используется при приемистости нагнетательной скважины не менее 120 м3/сут и не более 250 м3/сут при давлении закачки от водовода; композиции № 2 и № 3 используются приприемистости нагнетательной скважины не менее 80 м3/сут и не более 200 м3/сут при давлении закачки от водовода.
Технология реализуется на нагнетательных скважинах с низкой приемистостью,находящихся под закачкой минерализованных (сточных) или пресных вод.
Объект разработки – обводненные терригенные или карбонатные коллекторапорового или трещиновато-порового типа, имеющие проницаемостную неоднородность вразрезе или строении пласта.
Для низкопроницаемых коллекторов технологический процесс (ТП) может реализоваться как без инициаторов гелеобразования, так и со сшивающими агентами в концентрациях, не приводящих к образованию малоподвижных высокопрочных гелей.
Для реализации ТП выбранный участок должен отвечать следующим требованиям:
- система разработки – внутриконтурноезаводнение;
- наличие гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами участка;
- в нагнетательной скважине участка не должен присутствовать водо-нефтянойконтакт;
- приемистость нагнетательных скважин должна быть не менее 80 м3/сут и не более250 м3/сут, составляющем 80 % от давления на водоводе;
- соотношение нагнетательных и добывающих скважин на участке воздействия неменее 1:2;
- нефтенасыщенная толщина пласта должна быть не менее 2,0 м;
- среднее содержание воды в продукции добывающих скважин участка воздействияне менее 40 % и не более 98 %.
Скважина, предназначенная для реализации ТП, должна иметь герметичнуюэксплуатационную колонну, исправную устьевую арматуру, зумпф не менее 5 м, позволяющий проводить комплекс промысловых геофизических исследований (ПГИ), наличиезаколонныхперетоков не допускается.
Непосредственно перед началом работ (но не позднее, чем за сутки) скважинадолжна быть подключена под закачку воды с целью выхода на установившийся режимработы, что позволит получить объективные данные по приемистости скважины до воздействия технологии.
Для осуществления ТП должны использоваться передвижные автоматизированные установки по приготовлению, дозированию и закачиванию составов типа КУДРили их аналоги. При применении автоматизированных узлов приготовления и дозирования для закачки готовых составов в скважину допустимо использование насосных агрегатов типа ЦА-320 и их аналогов, а в зимних условиях необходимо использовать передвижную паровую установку для приготовления раствора ПАВ.
Для реализации технологии используются реагенты, имеющие сертификат соответствия системы "ТЭКСЕРТ" – ГЦСС "Нефтепромхим", допущенные к применению втехнологических процессах добычи и транспорта нефти.
В технологическом процессе используются: натрий - карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полиэтиленоксид (ПОЭ), поверхностно-активные вещества (ПАВ) от различных производителей, сшиватель – ацетат хрома, исследованные на реологические, фильтрационные и нефтевытесняющие свойства в отделе увеличения нефтеотдачи пластов института "ТатНИПИнефть", и рекомендованные для реализации в технологическом процессе.,
Физико-химические показателиполиэтиленоксида представлены в таблице 2.3.2. ПОЭ – термопластичный водорастворимый полимер линейного строения (-СН2-СН2-О-)n.
В основном применяют натрий, производимый по регламенту ТУ 2231-002-50277563-2000. Требования к натрию, карбоксиметилцеллюлоза, представлены в таблице 2.3.1.
Таблица 2.3.1 – Физико-химические свойства карбоксиметилцеллюлозы
| № п/п | Наименование показателя | Значение/Характеристика |
| Внешний вид и цвет | Мелкозерн |