Развитие и применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи в Ноябрьском регионе

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Общие и комплексные проблемы естественных и точных наук


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 622. 276
РАЗВИТИЕ И ПРИМЕНЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В НОЯБРЬСКОМ РЕГИОНЕ
Мухаметзянов Р. Н., Гималетдинов Р. А., Юдаков А. Н., Кононенко А. А., Митрофанов Д. А.
ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет» г. Тюмень, Российская Федерация,
(625 000, Тюмень, ул. Володарского, 38), e-mail: sarantcha@mail. ru_
В ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на долю трудноизвлекаемых запасов приходится около 40% от всего объема запасов, вовлечение их в разработку — актуальная задача и один из приоритетов развития компании. Большинство нефтяных месторождений Ноябрьского региона находятся на четвертой стадии падающей добычи, а остаточные запасы данных месторождений относятся к категории трудноизвлекаемых. Проблема повышения нефтеотдачи крайне важна для ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», т.к. большинство месторождений с трудноизвлекаемыми запасами невозможно вовлечь в разработку традиционными методами. Проведение работ по физико-химическому воздействию на месторождениях позволит в дальнейшем устойчиво снижать темпы падения добычи нефти на истощенных объектах с трудноизвлекаемыми остаточными запасами. В данной статье представлена информация по развитию, применению и анализу физико-химических методов повышения нефтеотдачи в Ноябрьском регионе.
Ключевые слова: методы повышения нефтеотдачи, выравнивание профиля приемистости.
DEVELOPMENT AND APPLICATION OF PHYSICAL AND CHEMICAL EOR NOYABRSK REGION
Mukhametzyanov R.N., Gimaletdinov R.A., Yudakov A.N., Kononenko A.A., Mitrofanov D.A.
Federal state budget higher professional educational institution & quot-Tyumen State Oil and Gas University& quot-, Tyumen,
Russian Federation (625 000, Tyumen, Volodarskogo street, 38), e-mail: sarantcha@mail. ru_
JSC & quot-Gazpromneft-Noyabrskneftegaz"- the share of hard-to-recover reserves account for about 40% of total reserves, involving them in the development is a vital task and one of the development priorities of the company. The majority of oil deposits in November in the region are in the fourth stage of declining production and remaining reserves of these deposits belong to the category of hard. The problem of enhanced oil recovery is extremely important for JSC & quot-Gazpromneft-Noyabrskneftegaz"-, because most of the fields with hard to recover reserves cannot be involved in the development of traditional methods. Work on physico-chemical effect on the deposits will continue steadily to reduce the decline rate of oil production on degraded objects with hard residual stocks. This article presents information on the development, application and analysis of physico-chemical methods of enhanced oil recovery in the November region. Keywords: EOR, the alignment profile pick.
Нефтяные месторождения Ноябрьского региона имеют длительную, с 1976 года, историю эксплуатации, большинство находятся в IV стадии падающей добычи с высокой степенью выработки активных запасов нефти, остаточные запасы относятся к категории пассивно разрабатываемых или ожидающих их освоения, т. е. трудноизвлекаемых. Доля трудноизвлекаемых запасов в остаточных составляет 99,9%.
В настоящее время из крупнейших эксплуатационных объектов Ноябрьского региона добывается около половины всей нефти, обводнённость добываемой нефти достигла 92%, а степень выработки запасов составляет около 58%. Остаточные запасы являются трудноизвлекаемыми, локализованными в зонах с низкими значениями нефтенасыщенных
толщин, нефтенасыщенности и коллекторских свойств. Как правило, они характеризуются низкой продуктивностью и низкими дебитами нефти, что ведет к увеличению доли трудноизвлекаемых запасов, извлечение которых требует применения третичных методов. Ухудшение качества запасов влечёт за собой увеличение энергозатрат на добычу и себестоимости нефти соответственно. Вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов и снижение энергозатрат на добычу нефти возможны с помощью современных эффективных технологий стимулирования работы пласта и инновационных методов повышения нефтеотдачи. Задача повышения энергоэффективности и энергосбережения для ТЭК является ключевой, так как без принятия соответствующих мер добыча нефти была бы нерентабельной на многих старых месторождениях.
Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды. Развитие добычи нефти на месторождениях России связано с необходимостью дальнейшего ускоренного вовлечения в доразработку трудноизвлекаемых запасов, с интенсификацией добычи из них нефти на поздней стадии эксплуатации. Одной из острых проблем нефтедобычи в Западной Сибири является снижение обводненности добываемой продукции и ограничение попутно добываемой воды. На этом фоне становится актуальным использование современных методов оптимизации разработки месторождений, позволяющих регулировать темпы обводнения залежей, которыми являются физико-химические методы воздействия (ФХВ) на пласт.
Из физико-химических методов технологии выравнивания профилей приемистости (ВПП), перераспределения фильтрационных потоков и снижения обводненности добываемой продукции — одно из направлений повышения технико-экономических показателей разработки месторождений, особенно на поздней стадии с отбором большого количества попутной воды. Для решения этой проблемы применяются технологии, направленные на увеличение охвата пласта по толщине и тем самым на выравнивание профиля приемистости- снижение обводненности продукции добывающих скважин, повышение нефтеотдачи пласта по обрабатываемому участку.
Механизм действия подобных технологий основан на создании в высокопроницаемых, обводненных пропластках продуктивного пласта водоизолирующих и потокоотклоняющих барьеров и перераспределении потоков нагнетаемой воды как по толщине пласта, так и по его простиранию. Одним из основных факторов, определяющих нефтеотдачу пластов, является соотношение вязкостей пластовой нефти и закачиваемой
воды. При вытеснении нефти водой в неоднородных по разрезу пластах происходит преждевременный прорыв воды к добывающим скважинам. Перераспределение потоков дренирующей воды в пласте с целью увеличения охвата пласта заводнением как по мощности пласта, так и по площади достигается путем:
— ВПП нагнетательных скважин за счет уменьшения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и уменьшения их промывки, закачиваемая вода начинает поступать в низкороницаемые пропластки-
— увеличения охвата пласта заводнением за счет полной или частичной изоляции уже промытых высокопроницаемых зон пласта путем создания потокоотклоняющего барьера на пути фильтрации воды.
В 2006 году в ОАО «ГПН-Ноябрьскнефтегаз» после пятилетнего перерыва возобновлены работы по физико-химическому воздействию на нефтяные пласты с применением технологий ВПП нагнетательных скважин. Всего в период 2006—2013 годов проведено 1050 физико-химических обработок в нагнетательных скважинах 11 месторождений ОАО «ГПН-Ноябрьскнефтегаз». Оценка технологической эффективности проводилась по характеристикам вытеснения, которые дают возможность подсчитать дополнительную добычу нефти и качественно оценить влияние закачек композиций на разработку участков. Накопленная дополнительная добыча нефти на начало 2014 года от всех обработок 2006−2013 гг. составила 840 тыс. т, сокращено извлечение попутно добываемой воды на 7728 тыс. т (табл. 2).
Начальный период 2006—2011 гг. характеризуется значительными физическими обьемами работ ВПП (108−181 обработок в год), опытно-промышленным испытанием множества технологий, выбора наиболее эффективных и ростом дополнительной добычи нефти, а также квалифицированным отбором исполнителей — подрядчиков (табл. 1). В период 2012—2013 гг. происходит уменьшение физических объемов работ и эффективности, а также падение удельной дополнительной добычи нефти (табл. 1,2). Анализ по эффективности работ по ВПП показывает, что в процессе разработки по мере выработки запасов нефти удельная эффективность на участках воздействия падает с годовым темпом 61 т/скв., происходит естественное снижение удельной эффективности, сокращение объектов (месторождений) воздействия, приведшее к уменьшению объемов работ, количество технологий снизилось с 20 до 6, что привело к падению дополнительной добычи нефти.
На рисунках 1, 2 и 3 показаны объемы, удельная эффективность, дополнительная добыча нефти по технологиям. При планировании последующих обработок необходимо учитывать
кратность, наличие и величину остаточных извлекаемых запасов, применять более совершенную технологию или увеличивать площадь воздействия (объем композиции).
Таблица 1
Технико-экономические показатели в области ВПП в 2006—2013 гг. по ОАО «ГПН-Ноябрьскнефтегаз»
№ годы 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 итого
1 количество обработок 108 128 143 181 170 175 75 70 1050
2 стоимость ВПП, млн руб. 95.7 117.8 134.2 110.8 97.5 119.4 48.4 50.6 774. 6
3 объем хим. реагентов, тыс. м3 66.8 68.1 67.8 80.8 99.8 111.7 31.1 25.3 551. 3
4 уд. доп. добыча т на 1 м³ хим. реагента 1.9 1.8 1.8 1.4 1.4 1.0 1.5 1.7 1. 5
5 стоимость 1 т доп. добытой нефти, руб. 741.3 974.7 1067.6 956.8 681.0 1020.4 1050.2 1200.2 922. 0
6 доп. добыча нефти, тыс. т 129.1 120.8 125.7 115.8 143.2 117.0 46.1 42.2 840. 1
7 продолжительность эффекта, мес. 8.6 9.0 10.3 9.6 10.5 10.4 7.1 8.7 9. 3
8 уд. доп. добыча нефти на 1 обр., т/скв. 1196 944 879 640 843 669 614 603 800
9 уд. расход хим. реагентов м3 на 1 обр. 619 532 474 446 587 638 415 362 525
10 стоимость 1 скв. -опер., тыс. руб. 886.4 920.2 938.4 612.5 573.8 682.5 645.1 723.7 737. 7
Всего за анализируемый период на месторождениях ОАО «ГПН-Ноябрьскнефтегаз» испытано 20 различных технологий физико-химического воздействия (ФХВ). Механизм воздействия заключается в создании фильтрационных барьеров для воды в высокопроницаемых, водонасыщенных или выработанных зонах залежи. В качестве потокоотклоняющих технологий применяются дисперсные, полимер-дисперсные, эмульсионно-дисперсные композиции, гелеобразующие составы, сшитые полимерные системы, эмульсионные системы, осадкообразующие и комплексные составы. Опробованные технологии повышения нефтеотдачи являются комплексом принципиальных технологических решений, направленных на улучшенную выработку запасов нефти по сравнению с традиционным методом заводнения. При этом обеспечивается изменение структуры дренируемого объема пласта увеличение коэффициента вытеснения нефти, масштабное увеличение охвата пласта воздействием, изменение физических характеристик системы: коллектор — пластовые флюиды — вытесняющий агент.
Таблица 2
Объемы и эффективность обработок ВПП по месторождениям
ОАО «ГПН-Ноябрьскнефтегаз» в 2006—2013 гг.
Месторождение 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
1 Карамовское Количество обр. шт. 11 11 23 26 12 13
Доп. добыча нефти, тыс. т 18,7 11,9 17,1 14,5 5,3 6,2
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 1,7 1,1 0,7 0,6 0,4 0,5
2 Пограничное Количество обр. шт. 16 5 6 18 15 8
Доп. добыча нефти, тыс. т 10,1 1 3 8,9 4,4 2,8
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 0,7 0,2 0,5 0,5 0,3 0,3
3 Холмогорское Количество обр. шт. 12 16 18 19 21 20
Доп. добыча нефти, тыс. т 11, 9,2 12,6 1 15 17,5
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 1 0,6 0,7 0,5 0,7 0,9
4 Зап-Ноябрьское Количество обр. шт. 4 8 4 7 12 12
Доп. добыча нефти, тыс. т 3,2 4,1 3,8 2,7 4,2 1,8
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 0,8 0,5 0,9 0,4 0,4 0,1
5 Спорышевское Количество обр. шт. 15 11 7 19 21 6
Доп. добыча нефти, тыс. т 14,7 9,0 2,7 15,9 13,3 4,4
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 1,0 0,8 0,4 0,8 0,6 0,7
6 Ср-Итурское Количество обр. шт. 6 14 20 19 11 14
Доп. добыча нефти, тыс. т 9,4 12,5 18,0 9,9 5,7 5,8
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 1,6 12,5 0,9 0,5 0,5 0,4
7 Вынгапуровское Количество обр. шт. 44 61 58 78 75 81 75 51
Доп. добыча нефти, тыс. т 60,6 72,0 63,2 65,8 84,5 60,0 46,1 26,4
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 1,4 1,2 1,1 0,8 1,1 0,7 0,6 0,5
8 Новогоднее Количество обр. шт. 1 14 7 1
Доп. добыча нефти, тыс. т 1,0 8,0 1,4 0,4
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 1,0 0,6 0,2 0,4
9 Ярайнерское Количество обр. шт. 1
Доп. добыча нефти, тыс. т 0,1
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 0,1
10 Холмистое Количество обр. шт. 4 2 3
Доп. добыча нефти, тыс. т 5,7 2,1 3,8
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 1,4 1,1 1,2
11 Чатылькинское Количество обр. шт. 1 4 9
Доп. добыча нефти, тыс. т 2,7 7,6 7,2
Удельная эф-ть, тыс. т/скв. 2,7 1,9 0,7
Итого по ОАО «ГПН-Ноябрьскнефтегаз» Количество обр. шт. 108 128 143 181 170 175 75 70
Доп. добыча нефти, тыс. т 129 121 126 116 143 117 46 42
Уд. эф-ть, тыс. т/скв. 1,2 0,9 0,9 0,6 0,8 0,7 0,6 0,6
количество обработок
1- 0% 11- 1% 3- 0%у8-
11- _/ si-system 1% вус
ктдд2 ¦ скс
33- 5- 0% 3% 46- 4%
0%
iбп-92 ивдй5- ивдо+вус ивдс+гос
¦ вус+вэдс ¦ вуС+%кс i гос ¦ гос+вус
пмс+вус ппс+вус пс i рв-зп-1
скс+гос спс тг щпск
ТГ
СКС+ГОС РВ-ЗП-1 ППС+ВУС КТДД2 ГОС ВУС+ВЭДС ВДС+ГОС ВДПС Si-system
27
156
410
177
452
52
53
495
75
637
652
554
1041
56
10
886
905
922
33
1048
0 250 500 750 1 000 125 015 001 750 141 543 645 184 ¦ удельный эффект, т/обр.
6
7
Рис. 1. Соотношение применяемых технологий
Рис. 2. Распределение эффективности по технологиям
дополнительная добыча нефти, т
180 000 160 000 140 000 120 000 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 0
1 6162 7

1 2045 4
1 0225 1 91
75 243 СЛПС1
1 53 186 4 961 I —
40 753 39 632 1 — - 33 934
— - - - 7112 1 — ± - 5258 5448 4799 5573
886 — 1 — 1060 _ 156 —
с гм и (U & lt-? ?§.
И ЕЁ & amp-
и и a 2 й 6
и & gt-
со
и el m
m +
и ^
и +
и
и о
и гм & gt- CI
и t
и & gt-
со +
и
и & gt-
со +
и
и с
с m со
U U (.
зс О С
и lL (. +
и
Рис. 3. Распределение технологий по дополнительной добыче нефти
По некоторым скважинам приёмистость превышает 550−600 м3/сут, что может объясняться либо значительной толщиной эффективной части пласта, либо наличием техногенной или естественной трещиноватости. Для таких скважин предлагается комплексная технология CD-System.
В результате анализа выявлено, что одна и та же технология на различных пластах и месторождениях дает различную эффективность и то, что на одном месторождении различные технологии дают различный технологический эффект. Это связано с различными величинами фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов пласта по площади, взаимодействием вытесняющего реагента с пластовым флюидом и выработкой запасов. Выводы
В результате выполненного анализа эффективности физико-химических методов воздействия на пласты путем ВПП за 2006−2013 гг. в Ноябрьском регионе установлено:
• основные нефтяные месторождения Ноябрьского региона вступили в четвертую стадию разработки с высокой степенью выработки активных запасов нефти, остаточные запасы относятся к трудноизвлекаемым-
•в период 2012—2013 гг. наблюдается необоснованное (более чем вдвое) сокращение физических объемов работ и обьектов воздействия, приведшее к пропорциональному снижению дополнительной добычи нефти от ВПП-
•в последние 2012−2013 годы применение физико-химических методов показывает на достаточную технико-экономическую эффективность или 603−614 т нефти на 1 обработку при показателе прибыльности PI=1. 89-
• за анализируемый период на месторождениях ОАО «ГПН-Ноябрьскнефтегаз» апробировано 20 различных технологий ВПП, из которых для промышленного использования реализуется 6−7-
• развитие добычи нефти в регионе связано с необходимостью дальнейшего вовлечения на поздней стадии в доразработку трудноизвлекаемых запасов путем использования простых, физико-химических методов по выравниванию профилей приемистости-
• в прогнозный период необходимо расширение обьектов и наращивание годовых обьемов применения наиболее экономичных методов физико-химического воздействия на продуктивные пласты до 250−300 скв-обр. путем закачек малообъемных (400−600 м3/1 опер) оторочек в нагнетательные скважины-
• в перспективе требуется изыскание и внедрение прогрессивных технологий ВПП на основе новых, более дешевых реагентов отечественного производства-
• выполнение интенсивной программы в 2014—2015 годы, включающей 277 скважино-операций по 11 месторождениям, позволит:
— обеспечить вдвое рост дополнительной добычи нефти или 118. 598 тыс. т нефти при удельной эффективности 428 т/1 обр. ииндексом доходности Р1 =2,20-
— сократить объемы попутно добываемой воды на 156,5 тыс. т-
— уменьшить темп роста обводненности добываемой продукции скважин охваченных воздействием на участках реагирования в среднем на 1,5−2.5%-
— уверенно сократить темпы падения базовой добычи нефти до 1.5%. Таким образом, проведение работ по ФХВ на месторождениях ОАО «ГПН-Ноябрьскнефтегаз» позволит в дальнейшем устойчиво снижать темпы падения добычи нефти на истощенных обьектах с трудноизвлекаемыми остаточными запасами.
Список литературы
1. Блох А. С. Состояние разработки и пути стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» / А. С. Блох, А. Т. Кондратюк, С. Ф. Мулявин и др. // Нефтяное хозяйство. — 1997. — № 12. — С. 33−35.
2. Кондратюк А. Т. Пути стабилизации и наращивания добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» / А. Т. Кондратюк, Р. Н. Мухаметзянов, С. Ф. Мулявин и др. // Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 19 982 005 гг." (материалы конференции, г. Ноябрьск): сб. науч. тр. — М.: ВНИИОЭНГ, 1998. — С. 26−35.
3. Курамшин Р. М. Методические рекомендации по составлению программы ГТМ / Р. М. Курамшин, С. Ф. Мулявин, Р. С. Юмачиков и др. // Бурение и нефть. — 2004. — № 9. — С. 8−11.
4. Лапердин А. Н. Геологические особенности крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» / А. Н. Лапердин, С. Ф. Мулявин, А. Н. Юдаков // Нефтепромысловое дело. — 2011. — № 6. — С. 4−14.
5. Мулявин С. Ф. Проектирование разработки сложнопостроенных залежей углеводородов [Текст]: учеб. пособие / С. Ф. Мулявин, А. Н. Лапердин, А. Н. Юдаков- LAP LAMBERT AcademicHublishing. — 2014. Saarbrucken, ФРГ. — 292 с.
6. Юдаков А. Н. Результаты гидроразрыва низкопроницаемых пластов на Вынгапуровском месторождении / А. Н. Юдаков, М. В. Кравцова, С. Ф. Мулявин // Горные ведомости. — 2008. -№ 6. — С. 44−50.
Рецензенты:
Грачев С. И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень-
Леонтьев С. А., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой