Кислотная обработка.

Обработка и интерпретация геофизических исследований скважин до и после воздействия на пласты

3.1. Менеузовская площадь

3.2. Манчаровская площадь

3.3. Уршакская площадь

Технологический раздел

4.1. Текущее состояние разработки Уршакского месторождения.

4.2.Технико-экплуатационная характеристика фонда скважин.

4.3.Анализ текущего состояния разработки Уршакского месторождения.

4.4. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий Уршакского месторождения.

4.4.1. Анализ проведения гидравлического разрыва пласта на скважинах Уршакского месторождения в 2008-2009гг.

4.5. Проектирование гидравлического разрыва пласта.

4.5.1. Подбор скважин для осуществления программы по проведению гидравлического разрыва пласта на Уршакском месторождении.

4.5.2. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта.

4.5.3. Расчёт прогнозируемых показателей после проведения гидраразрыва пласта.

4.6. Сравнение текущих и прогнозируемых показателей до и после проведения гидроразрыва пласта.

Экономический раздел

5.1. Обоснование показателей экономической эффективности

5.2. Исходные данные и нормативная база для расчета экономических показателей проекта

5.2.1. Выручка от реализации

5.2.2. Эксплуатационные затраты

5.2.3. Капитальные вложения

5.2.4. Платежи и налоги

5.2.5. Прибыль от реализации

5.3. Расчет экономических показателей проекта

5.3.1. Поток денежной наличности

5.3.2. Индекс доходности

5.3.3. Период окупаемости вложенных средств

5.4. Экономическая оценка проекта

5.5. Сравнение технико-экономических показателей базового варианта без проведения ГРП и варианта с проведением ГРП

Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи

Литература

1. Общие сведения о месторождении

Уршакское месторождение нефти находится в Мелеузовском районе Башкирии, в 15 км севернее районного центра г.Мелеуза и в 44 км южнее г. Ишимбай .Район экономически освоен, населен. Ближайшими железнодорожными станциями являются г.Мелеуз (15 км южнее) и п. Зирган (18 км севернее). В 10 км от месторождения проходит шоссейная дорога Уфа-Оренбург. На площади месторождения и между населенными пунктами имеются грунтовые и гравийные дороги. Месторождение обустроено линиями электропередач, нефтепроводами, газопроводами. Нефтеперерабатывающий завод находится в г. Салават (30 км севернее месторождения).

Управление по добыче нефти и газа, осуществляющее разработку месторождения, расположено в г.Ишимбае, в 44 км севернее месторождения.

В пяти-десяти километрах к северу от месторождения расположены Тереклинское и Южно-Введеновское месторождения, в пяти-десяти километрах к югу – Шамовское и Старо-Казанковское месторождения.

Климат территории – резко континентальный: суровая зима (в январе среднемесячная температура: - 15…-16˚С). Среднее количество осадков составляет 400 мм в год. Глубина промерзания почвы достигает 1 м. Месторождение расположено в степной части Башкирии, в пределах водораздела рек Белой и Сухайли. Воды реки Белой используются для питьевых и технических нужд.

Разработка месторождения осуществляется филиалом “Башнефть-Ишимбай”: с 1958 по 1982 гг. на естественном режиме истощения и с 1983 г. по настоящее время – с применением метода газового воздействия на пласт. Для нагнетания в рифовую залежь газа старый фонд скважин с открытым стволом ликвидирован (42 скв.) и к 1986 г. пробурен новый фонд скважин (37 добывающих и 6 нагнетательных), оборудованный от башмака до устья обсадными колоннами.

Добываемая нефть сдается в систему АК «Транснефть». Большая часть добываемого газа используется для закачки в пласт и на собственные нужды (в качестве топлива для котельных Казанковской и Введеновской КС и печей установок подготовки нефти).

2. ОБЗОР МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТВО, ПРИМЕНЯЕМЫХ В ОАО АНК "БАШНЕФТЬ".

В настоящее время на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» для увеличения нефтеотдачи пластов применяют различные методы воздействия на призабойную зону пласта. Применение конкретного вида воздействия зависит от геологических условий месторождений, физико-химических свойств нефти и др.

При разработке нефтяных месторождений на естественных режимах коэффициент нефтеотдачи в среднем достигает 0,1 - 0,4, т.е. от 90 до 60 % первоначальных запасов нефти остаются в пласте, поэтому важнейшей задачей является внедрение мер направленных на увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи пласта. В целом или селективно эти методы направлены на увеличение коэффициента охвата пласта, изменение физико-химических свойств пластовой нефти, воды, коллекторских свойств пласта.

Для восстановления проницаемости до первоначальной величины, применяют ряд методов. Это различные виды кислотных и тепловых обработок, гидроразрыв пласта, нагнетание ПАВ и других реагентов.

Кислотная обработка.

Дебит скважины во многом зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его призабойной зоны – ПЗП), которая всегда меняется в процессе заканчивания и эксплуатации скважины. Коллекторские свойства неизбежно ухудшаются вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола, гидратации пород, размножения сульфатвосстанавливающих бактерий. Методы восстановления, а порой и улучшения фильтрационных характеристик коллектора в ПЗП приобретают особое значение. Кроме того, после снижения кольматации (процесс естественного и искусственного проникновения мелких, главным образом глинистых и коллоидных частиц в поры и трещины горных пород) солями жесткости (привносимыми закачиваемой водой) повышается приемистость нагнетательных скважин в терригенных коллекторах.

Существует множество технологических вариантов проведения кислотной обработки: начиная от небольших кислотных ванн и до объемных кислотных обработок с использованием потокоотклоняющих технологий. Современные кислотные композиции, кроме собственно соляной или глино-кислоты, содержат целый «букет» компонентов (выполняющих различные функции), в том числе добавки поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что на всех этапах освоения залежей и добычи нефти ухудшается проницаемость пород-коллекторов в призабойной зоне пласта. Основные причины описаны выше. В результате, величина закальматированной вскрытой эффективной толщины пласта составляет до 80 % общей эффективной толщины пласта продуктивного горизонта.

Из кислотных обработок в АНК «Башнефть» наибольшее применение нашли простые соляно-кислотные, пенокислотные, термо-пенокислотные, гивпано-кислотные обработки, а также незначительное количество других видов обработок скважин с применением солянойкислоты.

Действие соляной кислоты основано на реакции растворения ею

известняка и доломита, содержащихся в скелете породы:

CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2;

СаМg (CО3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2.

В результате реакции в породе образуются каналы растворения. Продукты реакции – водорастворимые соли, вода и углекислый газ легко

удаляются из пласта при создании депрессии.

Опыт показывает, что в разных геолого-промысловых условиях этот

способ воздействия на ПЗП имеет различную эффективность и величина его

определяется влиянием самых разнообразных факторов, среди которых наиболее основными являются: выбор скважин для СКО не ограничивается глубиной залегания пласта и величиной дебита. Обработки могут проводиться в скважинах с разным сроком эксплуатации, как в скважинах с открытым стволом, так и в обсаженных. Выбранные скважины должны быть технически исправными и иметь герметичность в интервале обработки.

Таким образом, наиболее перспективно применение кислотных растворов в виде пенных и гелевых систем, гидрофобных кислотных эмульсий, при которых обеспечивается более глубокое проникновениекислоты в пласт и охват воздействием по толщине. При правильном выборе скважины и соблюдении технологии проведения обработки достигаются хорошие результаты по воздействию кислотой на ПЗП. Так при кислотном воздействии получены следующие результаты: дополнительная добыча нефти в среднем составила 274,2-771,3 тонны на одну обработку, степень увеличения дебита на одну скважину 1,9-2,5 раз. Как уже было сказано эти результаты можно улучшить, для этого при выборе скважины следует учитывать влияние дебита и обводнённости до обработки.

Доля дополнительной добычи нефти от применения химических

методов воздействия на ПЗП в общей структуре добычи нефти от всех методов обработок ПЗП составляет 45%, в свою очередь доля нефти полученная от обработок ПЗП соляно-кислотными обработками от нефти

полученной за счёт химических методов составляет 29,7%. Таким образом,

можно сделать вывод, что соляно-кислотные обработки в условиях ОАО АНК “Башнефть” обладают значительной эффективностью по сравнению с

другими методами интенсификации добычи нефти.

На основе анализа данных полученных после проведения различных видов соляно-кислотного воздействия получены следующие результаты:

1) выведены уравнения связи, характеризующие зависимость между дебитами по нефти и обводнённостями до и после обработок;

2) определены границы эффективного применения обработок:

простая СКО – от 0 до 30%, ПКО от 0 до 40%, ТПКО от 0 до 25% и ГКО

выше 50%;

3) установлено, что наибольшей эффективностью в скважинах с высокой обводнённостью обладают ГКО, позволяющие кроме увеличения дебита по нефти снизить обводнённость продукции скважин. Так по 5 скважинам, подвергшимся гивпано-кислотным обработкам в 2001 году, получены результаты: дополнительная добыча нефти на одну скважину всреднем 323 тонны, уменьшение отбора воды на 217 тонн, снижение обводнённости на 21,5%.

4) произведён технологический расчёт режима закачки реагентов в

скважину при ГКО.