Файл: Анализ эффективности применения гтм на ОреховоЕрмаковском месторождении по дисциплине Проектирование техники и технологии добычи нефти по разделу Методы интенсификации нефтеотдачи и воздействия на пласт.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.11.2023

Просмотров: 292

Скачиваний: 24

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Геологическая часть

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения

1.3 Характеристика продуктивных пластов

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

2 Текущее состояние разработки

2.1 Характеристика состояния разработки месторождения в целом

2.2 Текущее состояние разработки эксплуатационного объекта

3 Технико-технологическая часть 3.1 Причины перевода действующей скважины на механизированную добычу Применение тех или иных методов добычи на различных месторождениях нефти и газа зависит от немалого количества факторов, в числе которых, следующие: - условия залегания недр (пластовые давления и температура, наличие газовой шапки в пласте, пористость и проницаемость пород и т.д.);- характеристикой добываемой продукции (плотность нефти и ее вязкость, компонентный состав и т.д.);- динамикой разработки месторождения (среднесуточные дебиты, обводненность добываемой продукции и др.). Однако основным условием эксплуатации устьевого оборудования является возможность вести добычи на естественной энергии пласта или применять глубинно-насосное оборудование, в числе которого входят электрические центробежные насосы. Так, при запуске в разработку нового месторождения для его рационального извлечения недр сначала используют фонтанное добывающее оборудование и далее по мере снижения дебитов добывающих скважин поэтапно переводят их на механизированную добычу. В таких условиях правильный и своевременный подбор УЭЦН к скважине является важной частью ведения разработки любого нефтегазового месторождения. Перевод фонтанных скважин на механизированную добычу применяется, когда пластовой энергии недостаточно для подъёма жидкости на заданную высоту. Добыча осуществляется погружными насосами. По типу применяемого глубинно-насосного оборудования различают штанговые (ШГН), электроцентробежные (УЭЦН), гидропоршневые (УГПН), электровинтовые (УЭВН), струйные (УСН) и др.Электроцентробежные насосы применяются в глубоких и наклонных скважинах, в сильно обводненных, с высокой минерализацией вод, для подъема соляно-кислотных растворов.Число скважин, оборудованных УЭЦН увеличивается за счет прекращения фонтанирования фонтанных скважин и дальнейшем, перевод их на механизированный способ добычи. Рисунок 3.1 – Схема УЭЦН1 – электродвигатель с гидрозащитой; 2 – погружной, центробежный насос; 3 – кабельная линия; 4 – колонна НКТ; 5 – крепежные пояса; 6 – оборудование устья скважины; 7 – станция управления; 8 – трансформатор 3.2 Расчет и подбор оборудования при переводе фонтанной скважины на механизированную добычу (УЭЦН) Общие положения Расчет и подбор УЭЦН к скважине осуществляется при вводе из бурения, переводе на механизированную добычу и оптимизации по принятой в НГДУ методике.Расчеты и подбор базируются на имеющейся в НГДУ информации: о фактическом коэффициенте продуктивности данной скважины; инклиномограммы обсаженного ствола скважины; газовом факторе; давлениях - пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. В процессе подбора необходимо руководствоваться положениями «Универсальной методики подбора УЭЦН - ОКБ БН», при этом в большинстве случаев глубина спуска УЭЦН должна на 300-400 м превышать развиваемый установкой напор (кроме обводненных более чем на 90 % скважин). Давление на приеме насоса в скважинах с газовым фактором более 50 м3/м3 не должно быть ниже, чем 0,7-0,8 давления насыщения. Установки производительностью менее 50 м3/сут (особенно по фонду скважин, тяжело выходящему на режим и с расчетным притоком менее 60 % от номинальной производительности насоса) должны быть спущены как можно ближе к интервалу перфорации. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос механических примесей или отложение солей в насосе допускается спускать УЭЦН без обратного клапана - для возможности последующей промывки/обработки насоса через НКТ; при этом обязательно должны быть предварительно проверены работоспособность обратного клапана ЗУ «Спутник» и функционирование защиты от турбинного вращения на станции управления УЭЦН. [5].Результаты подбора (в которых указывается расчетный суточный дебит и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, мех.примеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости; и кроме того лицо, несущее персональную ответственность за правильность подбора) согласуются руководителями технологической и геологической служб НГДУ.Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.Установки имеют два исполнения – обычное и коррозионностойкое. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 - 87, при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87, где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».ЗадачаПодобрать расчетным путем оборудования для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определить удельный расход электроэнергии при ее работе. Условно принять: устьевое давление Ру = 0,8 МПа; давление насыщения Рнас = 9 МПа. Исходные данные

3.3 Мероприятия, направленные на увеличение МРП при механизированной добыче

4 Специальная часть

4.1 Анализ эффективности применяемых методов

4.2 Гидравлический разрыв пласта

4.3 Физико-химические методы (ОПЗ)

4.4 Оптимизация

Заключение

Библиографический список



Используя серию многосекционного стимулирования и передовые многосекционные технологии, многосекционная система стимуляции дает возможность выполнить оптимальное количество этапов стимуляции. В основу разработки данным методом положены принципы сокращения расходов на освоение скважин, повышение выработки и увеличения добычи.

Данными многосекционными системами выполняется оптимальное количество стимуляционных секций разрывов пластов для более широкого доступа к пластовому резервуару горизонтальной скважины на ее максимальной протяженности. Дает возможность контролировать глубину и месторасположение стимуляционных участков, увеличивая добычу и сокращая затраты.

Согласно условиям применимости метода наиболее подходящими на Ореховской площади является зона северного участка, а также район скв. 363, которые характеризуются чисто нефтяной зоной толщиной 4-8 м с невысокой проницаемостью коллектора.

Оценка технологической эффективности данной технологии выполнялась двумя методами – аналитические формулы и гидродинамическое моделирование. Наиболее широко используемые аналитические оценки продуктивности горизонтальной скважины с несколькими ГРП являются формула Joshi, Li и др. [7].

Оценочное значение продуктивности для средних условий горизонтального участка длиной 600 м и тремя трещинами составила 2 т/сут/МПа, что при депрессии на пласт 10 МПа приведет к дебиту скважины равному 23 т/сут по сравнению с дебитом ГС равным 13 т/сут. Прирост начального дебита таким образом составит 10 т/сут.

Данные формулы дают погрешность в оценке дебита до 17% по сравнению с точным численным моделированием. В качестве оценки эффективности технологии «сверху» и применения альтернативного метода оценки используем созданную фильтрационную модель, а для описания трех вертикальных трещин ГРП в горизонтальной скважине введем три дополнительных, вскрывающих всю толщину пласта, вертикальных соединения «скважина-пласт» со скин-эффектом «-3», вдоль горизонтального участка скважины.

Результаты показали, что из 16 кандидатов на проведение МСГРП, половина оказалось не эффективна, по причине более раннего обводнения, либо по причине достаточно низких продуктивных характеристик. Однако по восьми скважинам с эффектом расчетная эффективность составила 5 тыс.т на скважину со средним начальным приростом дебита нефти 7 т/сут. Оценка экономической эффективности данного вида ГТМ показала на отсутствие положительного накопленного потока наличности на конец действия эффекта.


Причиной отрицательного экономического эффекта является высокая текущая стоимость данной операции (около 18 млн.руб), низкая продуктивность скважин и низкая плотность запасов, что естественно снижает общую технико-экономическую привлекательность метода на рассматриваемых участках Ореховской площади.

Однако, конкретно решить вопрос о бурении БГС и ГС с проведением в них МСГРП, можно лишь опробовав данную технологию хотя бы в одной скважине.

При сложившейся системе на 01.01.2013 г. для проведения МСГРП мы можем выбрать либо новый участок (район опережающей скв. 584 и в разбуриваемой сейчас западной части в районе скв. 214), либо в районе куста 2, где имеются бездействующие скважины и не отобраны подвижные извлекаемые запасы. Наиболее подходящим на наш взгляд является новый участок. Для опробования технологии МСГРП предлагается использовать проектную горизонтальную скв. 567 на северном участке основной залежи объекта ЮВ11 (основная залежь) (рисунок 4.6).


Рисунок 4.6 - Выкопировка из схемы проектного фонда. Объект ЮВ11

(основная залежь), р-он опережающей скв. 584

На первом этапе бурится опережающая скв. 584 (начало бурения 2014 г.). При подтверждении промышленного притока разбуриваются нагнетательная наклонно-направленная скв. 577 (с возможной отработкой на нефть) и пилотный ствол скв. 567.

После уточнения геологической модели участка с учетом разведочной скв. 358 бурится горизонтальный ствол скв. 567, проводится МСГРП с последующим вводом в эксплуатацию.

Уже по результатам бурения первого горизонтального ствола можно решать вопрос о продолжении бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Относительно выбора приоритетного направления горизонтального участка есть возможность на выбранном участке после бурения горизонтального ствола в субширотном направлении пробурить БГС в субмеридиональном направлении и оценить параметры работы горизонтальных стволов.

При отсутствии или полученной низкой эффективности в сравнении с уже пробуренными и работающими наклонно-направленными скважинами в дальнейшем формировать систему разработки наклонно-направленными скважинами. К тому времени после бурения разведочной скв. 400 и опережающей скв. 584 будет перестроена и уточнена геологическая модель и, скорее всего, выполнен оперативный пересчет запасов.

Заключение


Ореховская площадь Орехово-Ермаковского нефтяного месторождения открыта в 1976 г. В пробную эксплуатацию введена в 2001 г., в опытно-промышленную разработку – в 2008 г.

По состоянию на 01.01.2013 г. на Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения пробурено 73 скважины, в том числе 17 поисково-разведочных, 52 эксплуатационных и четыре специальных (водозаборных).

Нефтегазоносность Ореховской площади связана с терригенными отложениями васюганской свиты. Всего на площади выявлены две нефтяные залежи в продуктивном пласте ЮВ11, по одной нефтяной залежи в пластах ЮВ12-1 и ЮВ12-2. Основной объем геологических запасов нефти содержится в пласте ЮВ11 (94%).

В настоящее время в разработке находится только один основной объект разработки (ЮВ11).

Был произведен расчет и подбор оборудования при переводе фонтанной скважины на механизированную добычу (УЭЦН), а именно: при расчете и подборе УЭЦН для скважины получили следующие результаты: дебит скважины Q=63,9 м3/сут, глубина спуска насоса LH=526м, потребный напор Hс=546м. В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны определили группу насоса – 5. ПЭД-20-103 Для данных условий выбрали УЭЦН5-80-1200. Удельный расход электроэнергии при ее работе составил N=7,31 кВт.

Для увеличения МРП работы скважины, нужно обеспечить работу скважины на установленном технологическом режиме. При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин, автоматизация и механизация трудоемких процессов.

Основным геолого-техническим мероприятием на 01.01.2013 г. является гидроразрыв пласта, поскольку Ореховская площадь находится на первой стадии разработки. Эффективность ГРП высокая и ввод скважин из бурения с проведением ГРП оправдывает себя, так как коллекторы относятся, в основном, к категории низкопродуктивных.

В дальнейшем планируется проведение комплекса ГТМ, включающего в себя кроме проведения ГРП, бурение горизонтальных скважин, бурение вторых стволов и вторых боковых горизонтальных стволов, РИР, ОПЗ, ВПП и оптимизацию. Всего на прогноз планируется 787 мероприятий с дополнительной добычей нефти 3.7 млн.т.

Накопленные показатели по Ореховской площади: добыча нефти – 7 146 тыс.т, добыча жидкости – 53 118 тыс.т, закачка воды – 59 461 тыс.м
3, добыча растворенного газа – 792.3 млн.м3

Библиографический список


1. Гуторов Ю.А., Шакурова А.Ф. Основы технологии гидроразрыва пласта в нефтяных и газовых скважинах. – Уфа: УГНТУ, 2009.

2. ДТСР Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения «пао Газпромнефть НТЦ», 2013г.

3._Зимин, С.В. Проект разработки Орехово-Ермаковского месторождения / С.В Зимин. – Томск: ОАО «Томская типография», 2006.

4._Карагодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафонов В.С. и др. Карта тектонического районирования мезо-кайнозойского осадочного чехла Западного Приобья,1995 г.

5. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти / И.Т. Мищенко. – М.: Нефть и газ, 2003.

6._Панков В.Н. Проект разработки Орехово-Ермаковского нефтяного месторождения[Текст] / В.Н. Панков. - Томск: ОАО «Томская типография», 2002.

7. Уметбаев, В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин [Текст] / В.Г. Уметбаев. – Москва : Недра, 1989.

8. Чертенков В.Г. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Орехово-Ермаковского месторождения. [Текст] / В.Г. Чертенков, Э.С Крец. –Томск: Управление ТНГГ, 2003.

Смотрите также файлы