Файл: Задание на выпускную квалификационную работу.pdf

35
Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.
Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти – зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней – зона повышенной водонасыщенности.
Микробиологическое воздействие – это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:
- спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних;
- биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения;
- биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы;
- газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины.

36
Ванкорского месторождения. Предварительно был разработан кислотный пакет
Платинум на основе проб жидкости и пластового образования, доставленных компанией «Ванкорнефть». Интервал кислотной обработки охватил 3 секции горизонтального участка скважины: с 2920 м до 3000 м, с 3050 м до 3150 м и с
3205 м до 3250 м. Промывка скважины кислотным раствором была ориентирована на весь интервал с 3250 м до 2920 м. Для промывки скважины в целом было использовано 10 м3 12% соляной кислоты. Для самой кислотной обработки использовалось 37 м3 12% соляной кислоты. В качестве присадок использовались следующие материалы: ASA-60, AI –3, MS – 1, IC – 7.
Скважина осваивалась азотом. Кислотная обработка была спроектирована исключительно для устранения повреждения на основе формирований остаточного кальция. Данная работа не была направлена на какой-либо другой механизм повреждения.
Скважина была введена в эксплуатацию в августе 2009 году со стартовым дебитом нефти 152 т/сут, обводненностью 12% и забойным давлением 100 атм.
В последний месяц до обработки скважина эксплуатировалась со следующими средними параметрами: дебит нефти 42 т/сут, дебит жидкости 48 т/сут, обводненностью 13,5%, забойное давление 66 атм. После обработки скважины была пущена в работу в середине сентября. После выхода на установившийся режим рабочие параметры скважины составили: дебит нефти 54 т/сут, дебит жидкости 63 т/сут, обводненность 14,4%, забойное давление 51 атм. Обращает на себя внимание значительное увеличение обводненности в первые недели после обработки (на 8%), затем обводненность упала. Таким образом, после обработки забойное давление было снижено на 15 атм, обводненность увеличилась на 1%, коэффициент продуктивность возрос на 20%.
На 01.01.2013 г. дополнительная добыча нефти за счет СКО составила 0,5 тыс.т, эффект от воздействия продолжается. Учитывая, что солянокислотная обработка проводилась исключительно с целью устранения повреждения ПЗС формированиями остаточного кальция, данную обработку на этой скважине можно оценить как успешную, но эффективность невысокая.
В декабре 2012 г. ООО «КРС Евразия» была проведена соляно-кислотная обработка нагнетательной скважины №213 на объекте Нх 3-4. Наряду с кислотной обработкой были проведены повторные перфорации следующих интервалов: 3496 - 3526 м., 3471 – 3493 м., дострелы в интервалах 3493 – 3496 и
3526 – 3546 м.
По результатам замеров приемистость скважины выросла с 29 м3/сут. до
150 м3/сут. Средняя приемистость на 01.01.2013 г. составляет около 140 м3/сут при буферном давлении 165 атм. Данную обработку скважины и дополнительную перфорацию можно оценить как успешное геолого- технологическое мероприятие.
Гидроразрыв пласта
Для пилотного проекта по гидроразрыву пласта (ГРП) на Ванкорском месторождении были отобраны четыре скважины пласта Нх-1: №723 и №735

37 введенные как новые с ГРП, а также №724 и №728 с ГРП на эксплуатационном фонде.
По результатам исследований направлений максимального и минимального стрессов был сделан вывод, что все скважины пласта Нх-1 направлены перпендикулярно направлению распространения максимальных напряжений, следовательно все трещины должны быть поперечными.
Для скважин переходящего фонда было принято решение произвести перфорацию сетчатого фильтра перфораторами ЗПКО-73 БО плотностью 38 отверстий на метр с последующим ГРП в отстрелянном интервале.
На новых скважинах проводился ГРП первого интервала на перфорированном интервале с последующей отсыпкой интервала проппантом. На следующем этапе проводилась перфорация второго интервала при помощи ГНКТ 51 мм. перфораторами с малогабаритными зарядами DynaWell. Аналогичные работы проводились при подготовке ГРП на третьем интервале.
Параметры работы скважин и эффективность ГРП приведены в таблицах ниже:
Таблица 3.1 - Параметры работы скважин после ГРП на переходящем фонде
(одностадийные ГРП)
Параметры до ГРП
Расчетные параметры
Запускные параметры
Скважи Кус
Qжи Qнеф Об Qжи Qнеф Об ∆Qнеф
Дата
Qж
Qне
Об ∆Qнеф д ти в д ти в ти ид фти в ти на т м3/с т/сут
% м3/с т/сут
% т/сут запуска м3/ т/сут
% т/сут ут ут сут
724 7
31 24 7
92 61 20 36,8 10.06.2011 94 60 22 36,6 728 12 54 44 0
111 91 0
47 31.03.2011 111 91 0
47
На 01.01.2013г. параметры работы скважин следующие:
- Скважина №724 работает с дебитом нефти – 33 т/сут, дебит жидкости


– 54.5 м3/сут. и обводненностью 39 %;
- Скважина №728 работает с дебитом нефти 10 т/сут с обводненностью

1 %.
Таблица 3.2 - Параметры работы новых скважин с многостадийным ГРП
Скважина
Расчетные параметры
Запускные параметры
Куст
Qжид
Qнефти
Обв
Дата
Qжид
Qнефти
Обв
% запуска м3/сут т/сут
% м3/сут т/сут
% достижения
723 7
104 81 5
13.05.2011 124 82 20 100,4 735 12 86 71 0
30.05.2011 172 75 47 106

38
На 01.01.2013г. параметры работы скважин следующие:
- Скважина № 723 работает с дебитом нефти 39 т/сут., дебитом жидкости
69 м3/сут. и обводненностью 44 %;
- Скважина №735 работает с дебитом нефти 36 т/сут., дебитом жидкости
92 м3/сут. и обводненностью 61 %.
Исходя из результатов многостадийного ГРП были выделены основные проблемы при проведении данного ГТМ:
1. Конструкция и заканчивание скважин:
- Низкое качество заколонного цементирования горизонтальных участков;
- Риски возникновения неконтролируемых утечек через подвеску хвостовика;
- Отсутствие контроля утечек через заколонные пакера при нецементируемом заканчивании;
- Ограничение размера перфоратора проходным диаметром пакера ГРП.
2. Технология проведения
- Высокие потери давления на трение в призаобойной зоне;
- Несовершенство сборки многосекционных систем перфораторов;
- Ограничение максимального размера проппанта перфорационными отверстиями.
3
. 3. Длительность работ

- Среднее затраченное время на проведение многостадийного ГРП (3

операции) составило 29 суток;
- Затраты времени на несовершенство технологии, увеличение длительности работ из-за проведения дополнительных операций при перфорации.
4
. 4. Проблемы освоения скважин
- Значительное поглощение при промывке горизонтальных участков вплоть до потери циркуляции;
- Недохождение до забоя и высокий риск прихвата ГНКТ.
Исходя из результатов проведения пилотного проекта многостадийного гидроразрыва пласта Нх-1 на Ванкорском месторождении, можно сделать следующие выводы. Во-первых, использование новых перфорационных систем нуждается в увеличении надежности в местах соединения двух секций перфораторов. Во-вторых, для уменьшения времени работ, возможных рисков утечек необходимо изменение конструкции заканичвания горизонтального на систему аналогичную StageFrac.
По результатам работы скважины №728 можно сделать вывод о низкой эффективности одностадийного ГРП, эффект от которого продлился в течение двух месяцев. Снижение эффекта возможно связано с прекращением дренирования приобщенных маломощных низкопроницаемых пропластков, в результате чего скважина вернулась к первоначальному режиму работы до проведения ГРП.

39
Увеличение обводненности происходит за счет приобщения нижних алевролитистых пропластков. В связи с чем, необходимо проводить постоянный контроль обводненности и анализировать работу скважин в течение следующих за ГРП двух-трех месяцев.
3.3 Выбор методов увеличения нефтеотдачи в условиях разработки
Ванкорского нефтегазового месторождения
Анализ эффективности применения методов воздействия на залежи месторождений России и зарубежья, а также проведенный комплекс лабораторных исследований по испытанию различных композиций реагентов позволили выделить критерии применимости методов воздействия для геолого- физических параметров продуктивных пластов. Кроме того, при определении критериев применимости использованы данные, опубликованные в научно- технической литературе. Результаты проведенных работ по применению методов воздействия на залежи показали, что их технологическая эффективность в основном определяется особенностями геолого-физического строения продуктивных горизонтов и состоянием их разработки.
Основными объектами разработки на Ванкорском месторождении являются газонефтяная залежь Як-III-VII, нефтегазоконденсатная залежь Нх-III-
IV и нефтяная залежь Нх-I. Основными особенностями данных объектов, определяющими выбор метода воздействия, являются:
- высокая неоднородность коллекторов;
- низкие коэффициенты начальной нефтенасыщенности пластов;
- высокая газонасыщенность пластовой нефти;
- наличие газовых шапок и подошвенной воды;
- высокая глинистость пластов;
- повышенная вязкость нефти залежи Як-III-VII;
- низкие значения эффективных нефтенасыщенных толщин и проницаемости (Нх-I);
- наличие «суперколлектора» (Нх-III-IV);
- применение закачки воды и газа для ППД.
Для условий залежей Ванкорского месторождения рассмотрена возможность применения следующих методов воздействия: гидродинамических (заводнение); физико-химических (закачка водных растворов ПАВ, полимера, щелочи); газовых (закачка углеводородного газа, диоксида углерода, водогазовое воздействие); тепловых (закачка пара, горячей воды); микробиологических (активизация пластовой микрофлоры, мелассное заводнение) с учетом реальной возможности обеспечения их необходимыми химическими реагентами и оборудованием на разрабатываемом месторождении.
В Приложении В приведены геолого-физические характеристики
Ванкорского месторождения и критерии применимости методов воздействия,

40 по которым путем их сопоставления сделано заключение о применимости того или иного метода.
Заводнение –самый распространенный метод воздействия.В качестве рабочего агента используется вода в силу своей вытесняющей способности, широкой доступности и дешевизны. Достоинства и недостатки данного метода достаточно подробно освещены в литературе.
Промысловый опыт внедрения заводнения на нефтяных месторождениях показывает, что наиболее эффективное вытеснение нефти достигается при использовании минерализованной воды, химический состав которой максимально соответствует составу пластовой воды. В этом случае обеспечивается сохранение коллекторских свойств пласта, отсутствуют негативные явления (кольматация призабойной зоны нагнетательных скважин, отложение солей и набухание глин) и происходит наиболее эффективное вытеснение нефти.
На Ванкорском месторождении в настоящее время система ППД путем закачки воды находится в заключительной стадии. Единственным технологическим фактором, ограничивающим применение заводнения, является высокая глинистость коллекторов. Поэтому для закачки в пласты рекомендуется использовать подтоварную воду и воду долганской свиты, как наиболее близкую по составу и свойствам к пластовой воде. Применение заводнения в низкопроницаемом глиносодержащем пласте Нх-I имеет только технические проблемы – низкие приемистости нагнетательных скважин и высокие давления нагнетания. Данные проблемы решаются бурением горизонтальных нагнетательных скважин и обработками призабойных зон этих скважин.
Физико-химические методы воздействия Нагнетание водных
растворов ПАВ.
Сущность метода заводнения сприменением дозированной закачки больших объемов растворов ПАВ низкой концентрации (0.05-0.1 %) заключается в повышении вытесняющих свойств закачиваемой воды за счет снижения межфазного натяжения между водой и нефтью. Исследования, проведенные институтами БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть и СибНИИНП по доотмыву остаточной нефти из заводненных пластов, показали, что применение водных растворов ПАВ при данных концентрациях способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти на 2-3 %, снижению поверхностного натяжения между водой и нефтью от 35-45 до 7-7.8 мН/м, снижению набухаемости глин в 1.1-2 раза, повышению работающей толщины пласта на
10-42 %, повышению фазовой проницаемости нефти на 40-80 %, уменьшению солеобразования в пласте при несовместимости вод [5].
Однако удовлетворительных результатов на испытаниях не было достигнуто из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентрированных растворов ПАВ.