Эффективность применения методов ограничения водопритока к призабойной зоне пласта на Лиственском месторождении ОАО «Удмуртнефть». Дипломная работа

ОТЗЫВ

В дипломном проекте выполнен анализ эффективности применения методов ограничения водопритока к призабойной зоне пласта. Проект выполнен в соответствии с заданием. Автор собрал актуальный материал по ограничению водопритока на Лиственском месторождении ОАО «Удмуртнефть», умело обработал его и сделал правильные выводы. Расчёты выполнены правильно. Предложенный метод обоснован как с технической, так и с экономической точки зрения, что свидетельствует о теоретической подготовке автора, об умении пользоваться производственными материалами и научно-технической литературой. В полном объёме отражены вопросы охраны труда и окружающей среды, а также охраны труда. Графическая часть выполнена в соответствии с требованиями. Над проектом работал самостоятельно, с поставленной задачей справился успешно.

Задание на выпускную квалификационную работу выполнено полностью. Подготовка студента соответствует требованиям ФГОС ВПО по направлению подготовки.

Предлагаю допустить к защите выпускной квалификационной работы на тему «Эффективность применения методов ограничения водопритока к призабойной зоне пласта на Лиственском месторождении ОАО «Удмуртнефть».

В целом дипломный проект заслуживает оценки «отлично», а дипломник Ахкямов Р.Р. присвоения квалификации инженера по специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

РЕФЕРАТ

Проект содержит 144 страницы текста, в том числе 29 рисунка, 34 таблицы, 27 формул. Список использованных источников включает  13 пунктов.

            Ключевые слова: ЗАЛЕЖЬ, ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА, ЗАПАСЫ НЕФТИ, ДОБЫЧА НЕФТИ, ФОНД СКВАЖИН, ПОРИСТОСТЬ, ПРОНИЦАЕМОСТЬ, НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ, ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ, ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ, ВАРИАНТЫ РАЗРАБОТКИ., КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ, ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ.

          В тектоническом отношении месторождение расположено в центральной части Верхнекамской впадины в пределах юго-восточной части Киенгопского вала, вытянутого вдоль северного борта Камско-Кинельской системы прогибов.

Лиственская зона поднятий приурочена к территории развития барьерных рифов, широко развитых в Удмуртии вдоль бортовых частей ККСП. Это валообразная приподнятая зона субширотного простирания с асимметричным строением: крутым южным бортом, сориентированным в сторону внутренней зоны ККСП, и более пологим северным. В Лиственской зоне выявлено три поднятия, наиболее контрастно выраженные по отложениям нижнего карбона: Западно-Лиственское, Центрально-Лиственское и Лиственское. Лиственское поднятие замыкает зону с востока и примыкает через седловину к Западно-Воткинскому поднятию Мишкинского месторождения. Поднятия осложнены мелкомасштабными куполообразными структурами.

Нефть верейских отложений в пластовых условиях – высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 20,84 до 38,93 мПа∙с, составляя в среднем 30,16 мПа∙с.

Нефть башкирских отложений в пластовых условиях – высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 18,33 до 71,99 мПа∙с, составляя в среднем 36,74 мПа∙с.

Нефть визейских отложений в пластовых условиях – высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 26,70 до 43,55 мПа∙с, составляя в среднем 33,86 мПа∙с.

Нефть турнейских отложений С₁t характеризуется как высоковязкая – динамическая вязкость изменяется от 35,03 до 43,55 мПа∙с.

          Месторождение было открыто в 1969 году.

Месторождение разбурено в полном объеме.

          В промышленной эксплуатации находятся три объекта разработки – башкирско-верейский, визейский и турнейский.

          Основная добыча приходится на визейский (48,4%) и башкирско-верейский (30,2%) объекты. Доля добычи с турнейского объекта составляет 21,4%.

          Обводненность продукции превышает проектное значение (83,6 % против 78,7%) и, как следствие, наблюдается превышение над проектными уровнями дебита жидкости и годовой добычи жидкости. Фактический дебит по нефти находится ниже проектного значение, но это отклонение не превышает 10%.

            По состоянию на 01.01.2011г. всего по месторождению добыто 6984,9 тыс.т нефти, что составляет 56,8% от утвержденных начальных извлекаемых запасов. Текущий КИН – 0,227. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов в 2011 году составил 3,0%.

ВВеДЕНИЕ

            Лиственское нефтяное месторождение расположено на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики, в 10-30 км к северо-западу от г.Воткинска. Месторождение было открыто в 1969 году.

На сегодняшний день, на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» возникла сложная ситуация – это высокий процент воды в добываемой  жидкости, образование высокопроницаемых раздренированных интервалов, проникновение жидкостей от технических операций в пласт, кальматация призабойной зоны пласта.

Лиственское месторождение открыто в 1969 году, введено в эксплуатацию в 1986 году и находится на III стадии разработки. Нефти Лиственского месторождения относятся к вязким 31,34 – 39,29 мПа*с, вязкость пластовой воды составляет 1,55 мПа*с. Такое значительное различие подвижности воды и нефти обуславливает преждевременный прорыв воды к забоям добывающих скважин по наиболее проницаемым пропласткам, частичное или полное отключение средне и низкопроницаемых прослоев, и как следствие низкая выработка углеводородного сырья.

При длительной эксплуатации скважин в результате неоднократного воздействия на ПЗП различными методами образуются раздренированные высокопронцаемые интервалы пласта, которые интенсивно поглощают скважинную жидкость при глушении, технологических промывках, что снижает эффективность технологических операций, что в свою очередь приводит к преждевременным ремонтам.

При промывках, глушении присутствующие в жидкости взвешенные частицы кольматируют призабойную зону пласта, ухудшая её фильтрационные характеристики.

Также при глушении, технологических промывках и во время ТРС пласт насыщается жидкостью, которая добывается после пуска скважины в эксплуатацию, этот процесс может длиться от 8 – 15 дней и более, тем самым ухудшая показатели выработки запасов.

При этом, поскольку необходимо вырабатывать ресурсы и достигать проектные показатели, приходится эксплуатировать низкорентабельные скважины с высокой обводненностью продукции. Применяемые сегодня технологии выравнивания профиля притока (виброволновое воздействие, ОПЗ, дострелы и перестрелы) не достаточно эффективны для достижения проектных показателей. Также, как показывает анализ, в результате ГТМ дополнительная добыча воды в 3-4 раза больше, чем нефти.

Традиционно внутрискважинное оборудование устанавливается над интервалом перфорации. В этом случае при дебитах менее 100 м3/сутки в эксплуатационных колоннах диаметром от 140 мм и выше при поступлении флюида из ПЗП в ствол скважины сопутствующая вода успевает выделиться в свободную фазу. В результате в эксплуатационной колонне до приема насоса формируется столб воды, который гидрофилизирует породу пласта в зоне интервала перфорации и создает искусственный барьер для движения нефти в поровом пространстве в направлении ствола скважины. Кроме того, вода затрудняет поступление нефти по стволу скважины на прием насоса — нефтяной фракции приходится «пробиваться» через слой воды, вследствие чего растет обводненность добываемой продукции.

Чтобы увеличить долю нефтяной фазы в поступающей на забой жидкости, необходимо облегчить путь для движения нефти в ствол скважины. Добиться этого можно, устранив процесс гидрофилизации ПЗП.

На основании вышесказанного, основная цель данной работы – это повысить эффективность добычи нефти при минимальном воздействии на пласт, за счет внедрения пакерных компоновок для  гидрофобизации призабойной зоны пласта, которые позволяют: уменьшить обводнённость добываемой продукции; улучшить фильтрационные характеристики продуктивного пласта в ПЗП; избежать вредного воздействия на пласт жидкостей от технических операций; уменьшить время выхода на режим скважин после ТРС; а также повысить экономическую эффективность эксплуатации месторождения.

Выводы по разделу

Приведенные материалы свидетельствуют о том, что при полном выполнении природоохранных мероприятий, загрязнение окружающей среды будет иметь допустимый уровень.

Проводимые мероприятия по охране окружающей природной среды позволят минимизировать возможный ущерб от эксплуатации месторождения и при возможных аварийных ситуациях.

Уровень химического и физического загрязнения находится в допустимых пределах; основное воздействие на окружающую среду связано с возможностью загрязнения окружающей среды при эксплуатации скважин. При полном выполнении природоохранных мероприятий загрязнение окружающей среды будет иметь допустимый уровень.

Подземные воды (грунтовые и основной водоносный горизонт) в настоящее время ощутимого влияния от эксплуатации нефтяного месторождения не обнаруживают.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Лиственское нефтяное месторождение расположено на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртской республики, в 15 км к северо-западу от г. Воткинска. Препятствующих факторов разработки нет. В тектоническом отношении месторождение расположено в центральной части Верхнекамской впадины на северном борту Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) и приурочено к зоне развития барьерных рифов.

          Геологический разрез представлен метаморфическими породами архея и нижнего протерозоя (кристаллический фундамент) и верхнепротерозойскими, палеозойскими и частично мезозойскими осадочными образованиями.

Лиственская зона поднятий приурочена к территории развития барьерных рифов, широко развитых в Удмуртии вдоль бортовых частей ККСП. Это валообразная приподнятая зона субширотного простирания с асимметричным строением: крутым южным бортом, сориентированным в сторону внутренней зоны ККСП, и более пологим северным. В Лиственской зоне выявлено три поднятия, наиболее контрастно выраженные по отложениям нижнего карбона: Западно-Лиственское, Центрально-Лиственское и Лиственское. Лиственское поднятие замыкает зону с востока и примыкает через седловину к Западно-Воткинскому поднятию Мишкинского месторождения. Поднятия осложнены мелкомасштабными куполообразными структурами.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях среднего и нижнего карбона: пласты B-II и B-IIIa верейского горизонта, А_4-1, А_4-2, А_4-3 и А_4-4 башкирского яруса, С_1-al алексинского, Тл-II (по новой индексации включает пласты C-III, C-IV) тульского, Бб-I, Бб-II (по новой индексации соответствует пластам C-V, C-VI) бобриковского горизонтов визейского яруса и карбонатный пласт С_1-t черепетского горизонта турнейского яруса.

Пласты B-II, B-IIIа представлены переслаиванием пористых и частично трещиноватых известняков, аргиллитов, реже алевролитов. Пласты А_4-1, А_4-2, А_4-3 и А_4-4 представлены переслаиванием кавернозно-поровых известняков с плотными известняками и доломитами. Пласт С_1-al представлен песчанниками и алевролитами.Пласты Тл-II, Бб-I и Бб-II представлены переслаиванием аргиллитов, крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых кварцевых песчанников.

На 01.01.2009 г. на государственном балансе запасов числятся запасы нефти в объеме (геологические/извлекаемые): по категории В+С1 – 30309/12450 тыс.т; запасы растворенного газа в объеме: по категории В+С1 – 160/55 млн.м³.

Месторождение разбурено в полном объеме.

          В промышленной эксплуатации находятся три объекта разработки – башкирско-верейский, визейский и турнейский.

          Основная добыча приходится на визейский (48,4%) и башкирско-верейский (30,2%) объекты. Доля добычи с турнейского объекта составляет 21,4%.

          Обводненность продукции превышает проектное значение (83,6 % против 78,7%) и, как следствие, наблюдается превышение над проектными уровнями дебита жидкости и годовой добычи жидкости. Фактический дебит по нефти находится ниже проектного значение, но это отклонение не превышает 10%.

Визейский объект разработки

          Объект находится на III стадии разработки.

          Участок в пределах площади нефтеносности полностью разбурен.

За весь период эксплуатации визейского объекта добыто 3307,6 тыс. т нефти, что составляет 62,8 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,335 при утвержденном значении – 0,534. Всего с начала разработки в пласты визейского объекта закачано 126,9 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора закачкой в пластовых условиях составила 1,6 %.

Основные технологические показатели разработки соответствуют проектным или близки к ним.

Сложившаяся структура фонда скважин удовлетворительная, эксплуатационный фонд включает 66 скважин, из них: 60 добывающих (все действующие) и 6 нагнетательных (в том числе под закачкой 3). Коэффициент использования  скважин добывающего фонда высок и составляет 1,0, коэффициент эксплуатации – 0,983.

Начальное пластовое давление по  визейскому объекту  – 14,8  МПа; текущее пластовое давление, средневзвешенное по площади – 12,5 МПа, средневзвешенное в зоне отбора – 11,7 МПа. Среднее давление насыщения по объекту составляет 5,8 МПа.

Заводнением охвачена только центральная часть объекта.

Основное падение пластового давления наблюдается на алексинском горизонте.

Энергетическое состояние визейского объекта в целом можно оценить как удовлетворительное.

          Турнейский объект разработки

          Объект находится на III стадии разработки.

          Участок в пределах площади нефтеносности полностью разбурен.

За весь период эксплуатации турнейского объекта добыто 1464,9 тыс. т нефти, что составляет 66,0 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,259 при утвержденном значении – 0,392.

          В 2008г. добыча нефти практически точно соответствует проектному значению 121,0, темп отбора от НИЗ составил 5,46 %. Текущая обводненность продукции – 86,6 % превышает проектное значение 79,6%,  что и обуславливает превышение уровня добычи жидкости (901,9 тыс.т) над проектным значением – 592,0 тыс.т на 52,3%. Накопленные значения добычи нефти незначительно ниже проектного значения (на 0,1%), а добычи жидкости превосходят проектное значение на 10,6%.

          Следует отметить, что за последние четыре года наблюдается стабилизация уровня обводненности на отметке 85-86%. Однако необходимо отметить, что достигнутый уровень обводненности (86,6%) опережает отбор нефти от начальных извлекаемых запасов (66,0 %). Такое обводнение, характерное для залежей с высоковязкими нефтями и карбонатными трещиноватыми коллекторами, можно объяснить так же форсированным отбором жидкости на ряде добывающих скважин.

Сложившаяся структура фонда скважин удовлетворительная, эксплуатационный фонд включает 32 добывающие скважины (в том числе 31 действующую). Коэффициент использования  скважин добывающего фонда высок и составляет 0,969, коэффициент эксплуатации – 0,963.

          Объект разрабатывается на естественном режиме.

Начальное пластовое давление по турнейскому объекту  – 15,8 МПа; текущее пластовое давление, средневзвешенное по площади – 14,7 МПа, средневзвешенное в зоне отборов – 14,5МПа. Среднее давление насыщения по объекту составляет 7,4 МПа.

В целом, энергетическое состояние турнейского объекта можно оценить как удовлетворительное.

В работе рассмотрены два варианта по дальнейшей разработки (в первом без корректировки, а второй с применением технологии по водоизоляции:

Расчет показал, что за 1 год эксплуатации, после внедрения КПО, дополнительная добыча нефти составит 2373,3 т. нефти, и будет ограниченно 1934,5 м3 воды. За второй год эксплуатации – 2325,5 т. нефти и 1896,5 м3 воды. В итоге за 2 года эксплуатации будет дополнительно добыто  4698,5 т. нефти  и ограниченно 3831,0 м3 воды.

. За первый год эксплуатационные затраты составят – 14624,11 тыс. руб., себестоимость добычи 1 тонны нефти – 6162,71 руб., чистая прибыль составит 1512,29 тыс. руб.

Из вышесказанного можно сказать, что применение пакерных компоновок с целью гидрофобизации интервалов перфорации является эффективным методом повышения нефтеотдачи пласта путем увеличения фазовой проницаемости по нефти и уменьшения – по воде, увеличения эффективной толщины пласта, улучшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ И ИСТОЧНИКОВ

1. Кудинов В. И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва – Ижевск 2005 – 724 с.
2. Кудинов В. И., д.т.н., профессор, Борхович С. Ю. Методические к дипломному проектированию для студентов очной и заочной формы обучения Специальности 090600 – Разработка и  эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, Ижевск: изд-во «Удмуртский университет», 2009. -68с.
3. Миниулин Б. М. Повышение производительности насосных установок на малодебитном фонде скважин. // Инженерная практика. 07.2010г. С. 29-36.
4. Увеличение межремонтного периода работы скважин, текущих дебитов и конечной нефтеотдачи. // НПФ Октябрьский пакер. 05.2010г.
5.  Способы механизированной добычи нефти с применением пакеров для улучшения условий эксплуатации скважин. // НПФ Октябрьский пакер. 04.2011г.
6. И.Т.Мищенко. Учебное пособие «Скважинная добыча нефти». М.Недра, 2003г. – 816с.
7. Вадим Трифонов. Решение для повышения нефтеотдачи. // Нефтегазовая вертикаль. 14/2009. С. 33-34.
8. Ханнанов Р.Г., Газизов А.А. Гидрофобизация пород ПЗП как метод увеличения дебитов скважин и уменьшения обводненности добываемой жидкости. // Нефтегазовое дело. 2005г.
9. М.К.Гиматудинов. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.Недра, 1983г. – 449с.
10. Стандарт Компании Роснефть. Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности геолого-технических мероприятий. № П4-02  С-00. Москва, 2007г.
11. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08 – 624-03. Госгортехнадзор России, НТЦ «Промышленная безопасность», 2004г.
12. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-007-96. Минэнерго РФ, М., 1996г.
13. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектови их отбору для финансирования. Утверждены Госстроем России, Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Госкомпромом России  21.06.1999 г, № ВК 477.
14. Справочная книга по добыче нефти / Под общ. ред. Гиматудинова Ш.К. – М.: Недра, 1974
15. ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». – Москва, 2003.
16. Регламент проведения работ по заканчиванию скважин на месторождениях ОАО «Удмуртнефть; – Ижевск: УдмуртНИПИнефть 2001.
17. РД «Стандарт АО «Удмуртнефть» на вскрытие продуктивных пластов и освоение скважин», Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 1995 г.
18. РД «Стандарт АО «Удмуртнефть» на крепление скважин», Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 1995 г.
19. РД «Технологический регламент по буровым растворам на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 2001 г.
20. РД «Регламент на освоение и испытание скважин при вызове притока свабированием», Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 2000 г.
21. Токунов В. И., Саушин А. З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцнтр», 2004.
22. РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважине». – Москва: 1997.
23. РД 39-00147275-057-2000 «Методическим руководством по проектированию, строительству и эксплуатации дополнительных (боковых) стволов скважин». – Москва, 2000.
24. РД «Сборник технологических регламентов по буровым растворам на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 2000 г.
25.  РД 08-625-2003 «Инструкцией по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих  нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины». – Москва, 2003.
26. РД153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений».
27. ГОСТ 1581-96 «Цементы тампонажные».