Файл: Лекция Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 51
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Добыча нефти за счет указанных трех методов увеличилась с 9.4 млн.т в 1995 г. до 16.8 млн.т в 2000 г. Вместе с тем наблюдается значительное увеличение масштабов применения методов интенсификации и форсирования добычи нефти, не увеличивающих охват пластов разработкой, а направленных на сокращение сроков выработки, следствием которых обычно являются увеличение потерь в пластах и снижение нефтеотдачи.
Объем добычи нефти за счет увеличения объемов применения методов интенсификации возрос с 13.1 млн. т в 1995 г до 26.3 млн. т в 2000 г. Особенно растут масштабы применения гидроразрыва пласта и горизонтального бурения. Так, в ведущем нефтедобывающем регионе страны – Ханты-Мансийском АО-Югра – гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из основных методов интенсификации, который обеспечивает 20 % текущей добычи по автономному округу.
Основным критерием оценки эффективности ГРП является кратное увеличение добычи нефти. Для проведения ГРП выбираются, как правило, скважины с продуктивностью выше средней по действующему фонду. В результате по большинству из 9 тыс. скважин в Ханты-Мансийском АОЮгра, подвергнутых ГРП, при среднем объеме закачанного проппанта 7.7 т/скв. дебит жидкости после проведения ГРП увеличился в среднем в 3.7 раза, в том числе в 53 % скважин – от 2 до 10 раз по отношению к дебиту до обработки, а в 20 % - более чем в 10 раз.
Такой подход имеет как следствие – увеличение неравномерности выработки пластов, повышение обводненности продукции, блокирование запасов в низкопроницаемых зонах пластов. Вполне очевидно, что в слоистых пластах, неоднородных по своим коллекторским свойствам гидроразрыв, проявляющийся в пласте трещиной/трещинами, благодаря которым и увеличивается дебит жидкости, происходит в первую очередь в хорошо проницаемых и высокопористых разностях коллекторов.
В то же время по низко проницаемым и низко пористым участкам слоистого пласта, отстающим в выработке, условия для фильтрации жидкости по прежнему не меняются. В результате в слоистых и неоднородных пластах гидроразрыв приводит лишь к интенсификации отборов из относительно высоко проницаемых слоев и не увеличивает нефтеотдачу в целом по залежи, а при досрочном прекращении отборов вследствие высокого обводнения добываемой жидкости из скважин – и к потере нефти из-за одновременного отключения из эксплуатации низкопроницаемых зон, еще сохраняющих остаточные запасы нефти.
(слайд 15)
Пример применения различных МУН на конкретном предприятии – «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» (Пильтун-Астохское месторождение, шельф о. Сахалин). Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) является одним из крупных месторождений углеводородов охотской нефтегазоносной провинции (НГП) и находится на континентальном шельфе Северо-Восточной части о. Сахалина в 67 км к ЮВ от г. Оха в Пильтунском заливе, на расстоянии 15-20 км от побережья острова.
В административном отношении данный участок шельфа входит в состав Охинского и Ногликского районов Сахалинской области.Шельф Охотского моря в пределах месторождения представляет собой плоскую равнину современной абразивно-аккумулятивной отмели. Глубина моря плавно изменяется от 0 до 30 м. Рельеф дна слегка волнистый, с пологим уклоном. Месторождение Приурочено к Одоптинской антиклинальной зоне.
Рисунок 2- Местоположение Пильтун-Астохского месторождения
Основные нефтегазоносные и перспективные комплексы района связаны с кайнозойскими отложениями, в толще которых последовательно выделяются 7 структурно-стратиграфических комплексов.Залежи нефти, газа и газового конденсата были выявлены в песчано-алевролитовых коллекторах нижненутовской подсвиты нижнего миоцена на глубинах 1300-2500 м. Пильтун-Астохское НГКМ расположено на глубинах моря 24-48 м.
Пильтун-Чайвинский очаг генерации локализован в Пильтунской и Чайвинских синклинальных зонах вплоть до окобыкайских отложений, активен с середины позднего миоцена и является наиболее вероятным источником УВ в месторождениях: Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Чайвинское.
Расчетное значение аккумуляции УВ, сгенерированных в Пильтун-Чайвинском очаге, - 652 млн. т. нефти и 152 млрд. м3 газа. Свободного газа по категории изученности А+В+С1 - 73,6 млрд куб. м, конденсата - 5,9 млн т, нефти - 1773 млн т; по категории С2 - соответственно 29,2 млрд куб. м, 2,4 и 29,4 млн т (на 2013 г.). В 2017 году было произведено и отгружено 11,49 млн тонн СПГ при первоначальной проектной мощности завода 9,6 млн. тонн в год.
В рамках проекта идет отработка технологий добычи углеводородов на шельфе и сжижения газа. С конца 2008 года на платформе «Пильтун-Астохская-Б» (самая крупная платформа, установленная на проекте «Сахалин-2») ведется добыча нефти и попутного газа на Пильтунской площади Пильтун-Астохского нефтяного месторождения. Углеводороды поступают через транссахалинскую трубопроводную систему на завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) и терминал отгрузки нефти комплекса «Пригородное».
(слайд 16) Платформа спроектирована для круглогодичной эксплуатации в условиях суровых климатических, волновых, ледовых и сейсмических нагрузок. По состоянию на конец 2017 г. фонд скважин платформы ПА-Б включал 15 добывающих, 7 водонагнетательных и 2 поглощающие скважины. В 2017 г. с платформы в сутки добывалось в среднем 4,52 тыс. т (33,26 тыс. барр.) нефти и 1,28 млн м3 газа. С начала разработки на платформе ПА-Б добыто около 15 млн. т (почти 110 млн барр.) нефти. Нефть по групповому составу нафтеново-метановая (нафтеновых - 30%, метановых - 43%). Содержание металлов (ванадия, никеля) невелико.
(слайд 17) На Пильтун-Астохском месторождении используются два вида гидроразрыва пласта: классичсеский гидроразрыв пласта и гидроразрыв пласта с использованием фильтра. Обработка скважины- это закачивание реагентов на основе щелочей и кислот, растворяющих отложения солей. Методика применяется для того, чтобы восстановить проницаемость призабойной зоны и улучшить приемистость скважины. На месторождении применяются оба вида обработок скважин.
Щелочная ванна используется для отчистки скважин от Ba. Со временем нагнетательная вода прорывается к добывающим скважинам. Вода используется с океана и даже после подготовки методами отстаивания и фильтрации, содержит сульфаты. При взаимодействии пластовой воды и ПЗП в скважину вымывается Ba(SО4). Под действием изменения давления и температуры соли откладываются в скважине.
Забуривание боковых стволов - это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. При забуривании вторых стволов из обсадных колонн, вырезание окна с клина, оказался более предпочтительным приемом для примененния в данных геологических условиях, (чем фрезерование секции обсадной колонны).
В 2019 на месторождении была пробурена горизонтальная скважина № 358, по данным исследованиям была получена информация, что «башмак» скважины зачерпывал воду, далее горизонтальную составляющую вывели выше и забурили два боковых ствола в сверх проницаемые пропластки.
Результатом данного действия было повышение нефтеотдачи и уменьшение обводнености. По данным исследования метод интенсификации увеличил дебит в 3,5 раза при этом обводненность варьируется в районе 0.
Еще одним методом повышения нефтеотдачи является повышение нефтеотдачи пластов с помощью азотных станций.
Показ учебного ролика: https://youtu.be/FAFEOCp4crs
(слайд 18) Лекция окончена. Спасибо за внимание!
Контрольные вопросы к лекции:
1.Каким образом подразделяются запасы залежей и месторождений ?
2.Каким образом подразделяются ресурсы невскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью ?
3. На какие категории подразделяют запасы нефти и газа, по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности?
4. Что такое коэффициент извлечения нефти?
5. Дайте определение термину “методы увеличения нефтеотдачи (МУН)”.
6. Какие методы увеличения нефтеотдачи Вы знаете?
7.Что является основным критерием оценки эффективности ГРП?