Помощь студентам в учебе
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ БАРЬЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ ЗАЛЕЖИ НХ III-IV ВАНКОРСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
|
ВВЕДЕНИЕ 9
ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 12
1.1 Особенности разработки запасов нефти нефтегазовых и
нефтегазоконденсатных месторождений 12
1.2 Проблемы освоения тонких нефтяных оторочек
газоконденсатных залежей Восточной Сибири 18
1.3 Применение экранов и барьеров при разработке запасов нефти из
подгазовых зон нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений 28
ГЛАВА 2. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ 33
2.1 Общие сведения о месторождении 33
2.2 Характеристика рассматриваемого объекта 36
2.3 Мероприятия по остановке газонагнетательного фонда.
Исследование циклического воздействия на залежь НХ III-IV скважинами газонагнетательного фонда 41
2.4 Анализ методов изоляции газа на нефтегазовых и
нефтегазоконденсатных месторождениях 49
2.4.1 Изолирующие экраны на водной основе 50
2.4.2 Изолирующие экраны на газовой основе 56
2.5 Опыт применения барьерного заводнения 66
ГЛАВА 3. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
БАРЬЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА ЗАЛЕЖИ НХ III-IV 83
3.1 Барьерное заводнение применительно к нефтегазоконденсатной залежи НХ III-IV Ванкорского НГКМ 83
3.1.1 Геофизические исследования с целью определения
поинтервального профиля притока скважины 14Д 85
3.1.2 Снижение газового фактора на скважине 14Д при помощи
водяного экрана на ГНК 88
3.1.3 Расчет необходимого объёма воды для создания слабопроницаемого экрана на ГНК 92
3.2 Расчет экономической эффективности применения барьерного заводнения на залежи НХ-III-IV 95
3.2.1 Расчет потерь связанных с временным переводом
добывающей скважины в нагнетательную 96
3.2.2 Расчет затрат на ремонтные работы проводимые со скважинами 97
3.2.3 Расчеты потерь в денежной единице измерения, сроки
окупаемости мероприятия 98
ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ 102
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 104
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 105
ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 12
1.1 Особенности разработки запасов нефти нефтегазовых и
нефтегазоконденсатных месторождений 12
1.2 Проблемы освоения тонких нефтяных оторочек
газоконденсатных залежей Восточной Сибири 18
1.3 Применение экранов и барьеров при разработке запасов нефти из
подгазовых зон нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений 28
ГЛАВА 2. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ 33
2.1 Общие сведения о месторождении 33
2.2 Характеристика рассматриваемого объекта 36
2.3 Мероприятия по остановке газонагнетательного фонда.
Исследование циклического воздействия на залежь НХ III-IV скважинами газонагнетательного фонда 41
2.4 Анализ методов изоляции газа на нефтегазовых и
нефтегазоконденсатных месторождениях 49
2.4.1 Изолирующие экраны на водной основе 50
2.4.2 Изолирующие экраны на газовой основе 56
2.5 Опыт применения барьерного заводнения 66
ГЛАВА 3. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
БАРЬЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА ЗАЛЕЖИ НХ III-IV 83
3.1 Барьерное заводнение применительно к нефтегазоконденсатной залежи НХ III-IV Ванкорского НГКМ 83
3.1.1 Геофизические исследования с целью определения
поинтервального профиля притока скважины 14Д 85
3.1.2 Снижение газового фактора на скважине 14Д при помощи
водяного экрана на ГНК 88
3.1.3 Расчет необходимого объёма воды для создания слабопроницаемого экрана на ГНК 92
3.2 Расчет экономической эффективности применения барьерного заводнения на залежи НХ-III-IV 95
3.2.1 Расчет потерь связанных с временным переводом
добывающей скважины в нагнетательную 96
3.2.2 Расчет затрат на ремонтные работы проводимые со скважинами 97
3.2.3 Расчеты потерь в денежной единице измерения, сроки
окупаемости мероприятия 98
ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ 102
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 104
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 105
Актуальность темы диссертации. Система разработки нефтегазовых (нефтегазоконденсатных) месторождений - сложная производственная система, в которой задействованы как геологические объекты, так и объекты наземного обустройства. Вся система находится в тесной взаимосвязи (многофакторной с множеством прямых, обратных и перекрестных связей), которая должна поддерживаться в рабочем состоянии. Технологические процессы, происходящие в этой производственной системе, делятся на две группы: подземные и наземные. Характер этих процессов определяется прежде всего геологическим строением залежей, типом коллекторов, физико¬химическими свойствами нефти, воды и газа, способом воздействия на пласт, вытесняющими агентами, существующими технологиями подготовки углеводородов и т.д.
В нашей стране известно более 200 нефтегазовых (нефтегазоконденсатных) месторождений с запасами более 6 млрд. т нефти в нефтяных оторочках и более 7 трлн. м3 газа в газовых шапках, что составляет значительную часть запасов углеводородного сырья в стране. Разрабатываются данные запасы малоэффективно, что в значительной степени связано с отрицательным влиянием прорыва газа из газовой шапки. Прорывы газа, образуют газовые конусы, тем самым приводят к потере части его запасов, а игнорирование разработки нефтяной оторочки приводит к ее расформированию.
Проблемы освоения нефтяных оторочек месторождений связаны с тем, что большое количество скважин, пробуренных в зоне доказанных запасов, эксплуатируется вертикальными скважинами при безгазовых и безводных дебитах нефти, что малоэффективно. Увеличение дебитов за счет создания значительных депрессий в эксплуатационных скважинах приводит к росту газового фактора и обводненности. Проблемам разработки залежей с нефтяными оторочками посвящено много научных публикаций. Эффективность разработки газовых и газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками зависит от многих факторов: степени разведанности запасов нефти и газа; типа залежи; соотношения геологических запасов нефти и газа, их абсолютных значений; содержания конденсата в пластовом газе; уровня технической оснащенности нефтегазодобывающей промышленности; технико-экономической политики в области нефтегазодобычи и других областях.
При этом основное влияние на КИН оказывают высота этажа газоносности и соотношение объема газонасыщенной части к объему нефтенасыщенной части залежи. Чем больше это соотношение, тем ниже получаемый КИН.
Нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи с нефтяными оторочками относятся к залежам углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Как известно, при традиционной схеме разработки нефтегазоконденсатной залежи на режиме истощения коэффициент извлечения нефти (КИН) по таким объектам находится в лучшем случае на уровне ~ 10 %. В то же время при освоении нефтяных оторочек традиционные технологии поддержания пластового давления методом заводнения оказываются малоэффективными. Поэтому усилия исследователей в настоящее время направлены на поиск инновационных решений, обеспечивающих более высокие КИН.
Особенности геологического строения таких залежей обусловливают различные осложнения в ходе разработки, связанные с локальной и общей деформацией водонефтяных и газонефтяных контактов (ВНК, ГНК), потерей значительных объемов нефти в обводненных и газонасыщенных зонах пластов и даже частичным или полным расформированием запасов залежи. В итоге КИН нефтяных оторочек оказывается крайне низким.
В мире существует проблема эффективной добычи углеводородного сырья из нефтегазоконденсатных месторождений, не удается обеспечивать максимально полное извлечение из недр углеводородного сырья (газа, нефти и конденсата). Наиболее плохо решаются проблемы добычи нефти, а также потерь газа (и конденсата) при прорыве его в нефтяные скважины.
Известно, что максимальной нефтеотдачей характеризуются варианты разработки нефтяной части залежи при консервации запасов газа, но это не всегда оправдано с экономической точки зрения. С другой стороны опережающая разработка нефтегазоконденсатной части залежи приводит к смещению нефтяной оторочки в газонасыщенные коллектора и расформированию запасов углеводородного сырья.
По мнению многих специалистов, условием достижения высокого КИН является создание в пласте разделительного слабопроницаемого экрана между нефтяной оторочкой и вышерасположенной газонасыщенной частью коллектора. При создании экрана на уровне ГНК становится возможной разработка нефтяной оторочки как аналога отдельной нефтяной залежи. Одним из эффективных способов создания слабопроницаемого экрана на ГНК, является применение барьерного заводнения на нефтегазовых залежах.
Цель работы: подбор метода повышения углеводородоотдачи нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей путем снижения фазовой проницаемости на газонефтяном контакте. Оценить возможность применения барьерного заводнения для борьбы с прорывами газа из газовой шапки, тем самым снизить газовый фактор добывающих скважин нефтегазоконденсатных месторождений на примере залежи Нх III-IV Ванкорского месторождения.
Для достижения данной цели необходимо решить такие задачи как:
1) Уменьшение проницаемости по газу на границе газ-нефть, с целью недопущения образования газовых конусов и поступление газа в добывающие скважины.
2) Оценить зависимость дебита добывающей скважины, от газового фактора на примере конкретной скважины.
В нашей стране известно более 200 нефтегазовых (нефтегазоконденсатных) месторождений с запасами более 6 млрд. т нефти в нефтяных оторочках и более 7 трлн. м3 газа в газовых шапках, что составляет значительную часть запасов углеводородного сырья в стране. Разрабатываются данные запасы малоэффективно, что в значительной степени связано с отрицательным влиянием прорыва газа из газовой шапки. Прорывы газа, образуют газовые конусы, тем самым приводят к потере части его запасов, а игнорирование разработки нефтяной оторочки приводит к ее расформированию.
Проблемы освоения нефтяных оторочек месторождений связаны с тем, что большое количество скважин, пробуренных в зоне доказанных запасов, эксплуатируется вертикальными скважинами при безгазовых и безводных дебитах нефти, что малоэффективно. Увеличение дебитов за счет создания значительных депрессий в эксплуатационных скважинах приводит к росту газового фактора и обводненности. Проблемам разработки залежей с нефтяными оторочками посвящено много научных публикаций. Эффективность разработки газовых и газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками зависит от многих факторов: степени разведанности запасов нефти и газа; типа залежи; соотношения геологических запасов нефти и газа, их абсолютных значений; содержания конденсата в пластовом газе; уровня технической оснащенности нефтегазодобывающей промышленности; технико-экономической политики в области нефтегазодобычи и других областях.
При этом основное влияние на КИН оказывают высота этажа газоносности и соотношение объема газонасыщенной части к объему нефтенасыщенной части залежи. Чем больше это соотношение, тем ниже получаемый КИН.
Нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи с нефтяными оторочками относятся к залежам углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Как известно, при традиционной схеме разработки нефтегазоконденсатной залежи на режиме истощения коэффициент извлечения нефти (КИН) по таким объектам находится в лучшем случае на уровне ~ 10 %. В то же время при освоении нефтяных оторочек традиционные технологии поддержания пластового давления методом заводнения оказываются малоэффективными. Поэтому усилия исследователей в настоящее время направлены на поиск инновационных решений, обеспечивающих более высокие КИН.
Особенности геологического строения таких залежей обусловливают различные осложнения в ходе разработки, связанные с локальной и общей деформацией водонефтяных и газонефтяных контактов (ВНК, ГНК), потерей значительных объемов нефти в обводненных и газонасыщенных зонах пластов и даже частичным или полным расформированием запасов залежи. В итоге КИН нефтяных оторочек оказывается крайне низким.
В мире существует проблема эффективной добычи углеводородного сырья из нефтегазоконденсатных месторождений, не удается обеспечивать максимально полное извлечение из недр углеводородного сырья (газа, нефти и конденсата). Наиболее плохо решаются проблемы добычи нефти, а также потерь газа (и конденсата) при прорыве его в нефтяные скважины.
Известно, что максимальной нефтеотдачей характеризуются варианты разработки нефтяной части залежи при консервации запасов газа, но это не всегда оправдано с экономической точки зрения. С другой стороны опережающая разработка нефтегазоконденсатной части залежи приводит к смещению нефтяной оторочки в газонасыщенные коллектора и расформированию запасов углеводородного сырья.
По мнению многих специалистов, условием достижения высокого КИН является создание в пласте разделительного слабопроницаемого экрана между нефтяной оторочкой и вышерасположенной газонасыщенной частью коллектора. При создании экрана на уровне ГНК становится возможной разработка нефтяной оторочки как аналога отдельной нефтяной залежи. Одним из эффективных способов создания слабопроницаемого экрана на ГНК, является применение барьерного заводнения на нефтегазовых залежах.
Цель работы: подбор метода повышения углеводородоотдачи нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей путем снижения фазовой проницаемости на газонефтяном контакте. Оценить возможность применения барьерного заводнения для борьбы с прорывами газа из газовой шапки, тем самым снизить газовый фактор добывающих скважин нефтегазоконденсатных месторождений на примере залежи Нх III-IV Ванкорского месторождения.
Для достижения данной цели необходимо решить такие задачи как:
1) Уменьшение проницаемости по газу на границе газ-нефть, с целью недопущения образования газовых конусов и поступление газа в добывающие скважины.
2) Оценить зависимость дебита добывающей скважины, от газового фактора на примере конкретной скважины.
В ходе диссертационной работы решены следующие задачи и получены следующие результаты:
1. Проанализированы существующие методы разработки нефтегазоконденсатных месторождений.
2. Создана таблица применимости той или иной технологии с использованием вытесняющих агентов применительно к разработке нефтяной оторочки Нх III-IV.
3. Проанализированы положительные и отрицательные результаты применения барьерного заводнения для изоляции газовой шапки от нефтяной части как в Российской, так и в зарубежной практиках.
4. Установлена зависимость дебита от газового фактора скважины 14Д, построен график зависимости.
5. Произведен расчет необходимого объёма воды для создания слабопроницаемого экрана на ГНК .
6. Произведен расчет экономической эффективности применения барьерного заводнения на залежи НХ-III-IV
Добывающие скважины нефтегазоконденсатной залежи НХ-III-IV Ванкорского месторождения, находящиеся в ближайшем окружении газонагнетательного фонда эксплуатируются с высоким газовым фактором. Количество добываемого газа в значительной степени отличается от газосодержания пластовой нефти. Появление столь высоких дебитов газа в добывающих скважинах, это следствие разгазирования пластовой жидкости на забое (в стволе) скважины и прорывы газа из газовой шапки.
Для поддержания добычи нефти на максимальном уровне и избежание не желательных прорывов газа рекомендуется применение технологии барьерного заводнения нефтегазоконденсатной залежи. Данная технология позволит увеличить текущий дебит нефти по скважине 145, коэффициент нефтеотдачи скважины, и при этом уменьшится дебит газа в добываемой продукции, тем самым снизится газовый фактор, увеличится площадь дренирования запасов.
При применении различных способов заводнения нефтегазоконденсатных залежей особо важное значение приобретает контроль за состоянием пластовых жидкостей и движением границ оторочек. Систематический контроль позволит вовремя предупреждать развитие нежелательных процессов в пласте, выяснять и оперативно устранять недостатки принятой системы. Именно это в конечном счете определяет эффективность разработки месторождения.
1. Проанализированы существующие методы разработки нефтегазоконденсатных месторождений.
2. Создана таблица применимости той или иной технологии с использованием вытесняющих агентов применительно к разработке нефтяной оторочки Нх III-IV.
3. Проанализированы положительные и отрицательные результаты применения барьерного заводнения для изоляции газовой шапки от нефтяной части как в Российской, так и в зарубежной практиках.
4. Установлена зависимость дебита от газового фактора скважины 14Д, построен график зависимости.
5. Произведен расчет необходимого объёма воды для создания слабопроницаемого экрана на ГНК .
6. Произведен расчет экономической эффективности применения барьерного заводнения на залежи НХ-III-IV
Добывающие скважины нефтегазоконденсатной залежи НХ-III-IV Ванкорского месторождения, находящиеся в ближайшем окружении газонагнетательного фонда эксплуатируются с высоким газовым фактором. Количество добываемого газа в значительной степени отличается от газосодержания пластовой нефти. Появление столь высоких дебитов газа в добывающих скважинах, это следствие разгазирования пластовой жидкости на забое (в стволе) скважины и прорывы газа из газовой шапки.
Для поддержания добычи нефти на максимальном уровне и избежание не желательных прорывов газа рекомендуется применение технологии барьерного заводнения нефтегазоконденсатной залежи. Данная технология позволит увеличить текущий дебит нефти по скважине 145, коэффициент нефтеотдачи скважины, и при этом уменьшится дебит газа в добываемой продукции, тем самым снизится газовый фактор, увеличится площадь дренирования запасов.
При применении различных способов заводнения нефтегазоконденсатных залежей особо важное значение приобретает контроль за состоянием пластовых жидкостей и движением границ оторочек. Систематический контроль позволит вовремя предупреждать развитие нежелательных процессов в пласте, выяснять и оперативно устранять недостатки принятой системы. Именно это в конечном счете определяет эффективность разработки месторождения.