Анализ проведения ОПЗ на Фёдоровском месторождении
|
Введение 10
1 Общая часть 11
1.1 Общие сведения о районе работ 11
1.2. История освоения месторождения 14
2 Геологическая часть 18
2.1 Геологическая характеристика месторождения 18
2.1.1 Стратиграфия 18
2.1.2 Тектоника 21
2.2 Продуктивные пласты 23
2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов 28
Борьба с АСПО 40
Текущий ремонт скважин 41
4. Техническая часть 43
4.1. Конструкция типовой скважины 43
4.2 Оборудование устья скважины 45
4.3. Способы эксплуатации скважин Фёдоровского месторождения 47
4.3.1. Фонтанная эксплуатация скважин 47
4.3.2. Газлифтная эксплуатация скважин 47
4.3.3.Эксплуатация скважин глубинными насосами 48
4.4.Оборудование для химической обработки и промывки 50
скважин, гидропескоструйной перфорации и ГРП 50
4.5. Используемые химические реагенты и материалы для осуществления технологического процесса 52
5. Специальная часть 55
5.1. Методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации 55
добычи нефти 55
5.1.1. Сущность и классификация основных методов обработки 55
призабойной зоны пласта и воздействия на пласт 55
5.1.2. Методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации 58
добычи нефти на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" 58
5.1.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации 60
добычи нефти на Фёдоровском месторождении 60
5.2. Методика оценки технологической эффективности 62
проведения ГТМ 62
5.3. Анализ и подсчет результатов ОПЗ, проводимых 63
на Фёдоровском месторождении 63
5.4. Обоснование применения для ОПЗ кислотных растворов 70
концентрацией до 24% 70
5.4.1. Критерии применения технологии воздействия на пласты 72
5.5. Заключение: 73
6. Безопасность и экологичность проекта 75
6.1. Обеспечение безопасности работающих 75
6.2. Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему
безопасность 77
6.3. Санитарные требования 78
6.4. Мероприятия по безопасности при 79
проведении ОПЗ кислотными составами 79
6.5. Оценка экологичности проекта 80
Влияние проектируемых работ на окружающую среду 80
6.6.Чрезвычайные ситуации 80
7. Выводы и рекомендации 82
Список используемых источников 86
1 Общая часть 11
1.1 Общие сведения о районе работ 11
1.2. История освоения месторождения 14
2 Геологическая часть 18
2.1 Геологическая характеристика месторождения 18
2.1.1 Стратиграфия 18
2.1.2 Тектоника 21
2.2 Продуктивные пласты 23
2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов 28
Борьба с АСПО 40
Текущий ремонт скважин 41
4. Техническая часть 43
4.1. Конструкция типовой скважины 43
4.2 Оборудование устья скважины 45
4.3. Способы эксплуатации скважин Фёдоровского месторождения 47
4.3.1. Фонтанная эксплуатация скважин 47
4.3.2. Газлифтная эксплуатация скважин 47
4.3.3.Эксплуатация скважин глубинными насосами 48
4.4.Оборудование для химической обработки и промывки 50
скважин, гидропескоструйной перфорации и ГРП 50
4.5. Используемые химические реагенты и материалы для осуществления технологического процесса 52
5. Специальная часть 55
5.1. Методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации 55
добычи нефти 55
5.1.1. Сущность и классификация основных методов обработки 55
призабойной зоны пласта и воздействия на пласт 55
5.1.2. Методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации 58
добычи нефти на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" 58
5.1.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации 60
добычи нефти на Фёдоровском месторождении 60
5.2. Методика оценки технологической эффективности 62
проведения ГТМ 62
5.3. Анализ и подсчет результатов ОПЗ, проводимых 63
на Фёдоровском месторождении 63
5.4. Обоснование применения для ОПЗ кислотных растворов 70
концентрацией до 24% 70
5.4.1. Критерии применения технологии воздействия на пласты 72
5.5. Заключение: 73
6. Безопасность и экологичность проекта 75
6.1. Обеспечение безопасности работающих 75
6.2. Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему
безопасность 77
6.3. Санитарные требования 78
6.4. Мероприятия по безопасности при 79
проведении ОПЗ кислотными составами 79
6.5. Оценка экологичности проекта 80
Влияние проектируемых работ на окружающую среду 80
6.6.Чрезвычайные ситуации 80
7. Выводы и рекомендации 82
Список используемых источников 86
На Фёдоровском нефтегазовом месторождении наступает новый этап работ по повышению нефтеотдачи пластов (ИНИ) и интенсификации добычи нефти. На этом этапе проводится закачка больших объёмов потоковыводящих и нефтеотмывающих химических реагентов. Это связанно с высокой (более 95%) обводнённостью скважинной продукции. Методам обработки призабойной зоны скважин отводится второстепенное значение. В этом дипломном проекте мною проведён анализ целесообразности дальнейшего проведения ОПЗ на Фёдоровском месторождении.
Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвержена наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химически и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе её разработки.
От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приёмистость нагнетательных скважин. Основными причинами низкой производительности скважин является слабая естественная проницаемость пласта, а также уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации и заканчивания скважин. Решение задач по восстановлению проницаемости и увеличению низкой естественной проницаемости - основное направление работ по воздействию на призабойную зону пласта. Применяемые в настоящее время на Фёдоровском месторождении методы воздействия на ПЗП скважин представлены широким перечнем работ: кислотные воздействие и комбинированные воздействия химическими реагентами.
В этом проекте мною проведён анализ эффективности воздействия вышеперечисленными методами на ПЗС Фёдоровского нефтегазового месторождения. Среди используемых методов воздействия, прочное положение занимают физико-химические методы, в частности кислотные обработки. К преимуществам кислотных обработок следует отнести простоту технологических решений, доступность используемых материалов, низкие эксплуатационные затраты на проведение работ. В проекте детально рассмотрена технология проведения солянокислотной обработки ПЗС, приведены критерии применения технологии воздействия на ПЗС кислотными составами. Также проведен анализ от проведения солянокислотной обработки и глинокислотной обработки, проведена оценка безопасности и экологичности проведения ОПЗ.
Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвержена наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химически и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе её разработки.
От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приёмистость нагнетательных скважин. Основными причинами низкой производительности скважин является слабая естественная проницаемость пласта, а также уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации и заканчивания скважин. Решение задач по восстановлению проницаемости и увеличению низкой естественной проницаемости - основное направление работ по воздействию на призабойную зону пласта. Применяемые в настоящее время на Фёдоровском месторождении методы воздействия на ПЗП скважин представлены широким перечнем работ: кислотные воздействие и комбинированные воздействия химическими реагентами.
В этом проекте мною проведён анализ эффективности воздействия вышеперечисленными методами на ПЗС Фёдоровского нефтегазового месторождения. Среди используемых методов воздействия, прочное положение занимают физико-химические методы, в частности кислотные обработки. К преимуществам кислотных обработок следует отнести простоту технологических решений, доступность используемых материалов, низкие эксплуатационные затраты на проведение работ. В проекте детально рассмотрена технология проведения солянокислотной обработки ПЗС, приведены критерии применения технологии воздействия на ПЗС кислотными составами. Также проведен анализ от проведения солянокислотной обработки и глинокислотной обработки, проведена оценка безопасности и экологичности проведения ОПЗ.
1. Фёдоровское нефтегазовое месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского Автономного Округа Тюменской области, в 30-35 км к северо- западу от г. Сургута. Инфраструктура района хорошо развита. В Сургутском районе и непосредственно на территории месторождения имеются огромные запасы торфа, гравия и других строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождения.
2. Месторождение открыто в 1971 году, когда был получен промышленный приток нефти из пластов БС1о и БС1-2 и газа с газоконденсатной смесью из пласта АС4-8. В промышленную разработку месторождение вступило в 1973 году, разбуривание начато в 1972 году. Первым проектным документом было «Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Фёдоровского месторождения», выполненное институтом ГипротюменьНефтеГаз и утверждённое в 1972 году ЦКР МНП (протокол № 3600) для пластов БС1 и БС10. В настоящее время разработка ведётся по «Технологической схеме разработки Фёдоровского месторождения», составленной СибНИИНП в 1994 году и утверждённом ЦКР МТЭ, протокол № 1827 от 13.04.95 года.
3. Фёдоровское месторождение представлено палеозойской, юрской, меловой, палеогеновой, и четвертичной системами. Глубина залегания пластов Фёдоровского месторождения от 1775 м (пласт АС4-8) до 2220 м (пласт БС10). Наибольшую нефтенасыщенную толщину имеет пласт БС10 - 10,2 м, наименьшую пласт БС101 - 3,1 м. Нефть пласта БС10 имеет высокое газосодержание - 118 м3/ т, давление насыщения - 11,5 МПа. Близки к ней по составу нефти пластов БС1, АС9. Пластовые воды преимущественно хлоридно-кальциевого типа.
4. Месторождение находится на завершающей стадии добычи. Пласт БС10 является основным объектом разработки, определяющим добычу на месторождении (Перспектива развития добычи нефти на Фёдоровском месторождении связана с промышленном освоением объектов АС4-8.
5. В 2013 г. на месторождении добыто 7490,0 тыс. тонн нефти. Утверждённый КИН по месторождению - 0,369. На 1.01.2013 года на месторождении пробурено 4411 скважин, из них добывающих - 2684, нагнетательных - 1018, газовых- 7, водозаборных - 103.
6. На Моховом, Восточно-Моховом, Фёдоровском и Мало-Фёдоровском поднятиях принята блоковая, трёхрядная система разработки. Для разработки пласта АС9 принята сетка скважин 400x400 м, законтурное заводнение. Северо-Сургутское поднятие разрабатывается по 9-ти точечной системе площадного заводнения.
7. Запасы нефти Фёдоровского месторождения утверждены ГКЗ СССР и составляют: балансовые - 1848,8 млн. тонн, извлекаемые - 681,3 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,369 (по категориям В+С1), балансовые 310,5 млн. тонн, извлекаемые 43,6 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,141 (по категории С2).
8. Добыча нефти на месторождении ведётся фонтанным и механизированными способами. В эксплуатации находятся 41 фонтанирующая скважина, 125 скважин работают на КГ, парк ЭЦН -2078 скважин, парк ШГН - 430 скважин. Т. О., добыча нефти ЭЦН - основной способ добычи нети на Фёдоровском месторождении.
9. Осложнениями при эксплуатации скважин АСПО, гидратоотложения, песчаные пробки. Борьба с АСПО и гидратоотложениями ведётся промывкой НКТ горячей нефтью, химическими растворителями, механическими методами (использование скребков). При интенсивных пескопроявлениях рекомендуется крепить ПЗС цементно-карбонатными и т.п. смесями.
10. Скважины Фёдоровского месторождения имеют следующую конструкцию:
направление (диаметр Д=324 мм, глубина спуска L=100 м), кондуктор (Д=245 мм, L=500 м для добывающих скважин, L=700 м для нагнетательных), хвостовик (Д=168 мм, L=390- 1800 м, оборудуется башмаком БК - 168, и обратным клапаном ЦКОД-168-1),
эксплуатационная колонна (Д=139,7, 146 мм, глубина спуска - на 50 м ниже проектного горизонта, оборудуется башмаком БК-139,7, БК-146 и обратным клапаном ЦКОД-139,7, ЦКОД-146). К наземному оборудованию относятся фонтанная арматура и манифольд.
11. Для проведения ОПЗ используется следующее оборудование. Насосные установки УНЦ1-160х500К (Азинмаш 30 А), АКПП-500, ЦА-320. Для перевозки кислот используются автоцестерны АПН-11 -257, АЦН-7,5-5334. В зимнее время используется паропередвижная установкаППУА-1200/100 или ППУЗМ.
12. На Фёдоровском месторождении в 2013 году, с целью интенсификации нефтедобычи и увеличения приёмистости скважин, проводились следующие виды ОПЗ: кислотные методы, комбинированные ОПЗ химическими реагентами. В общей сложности проведено 636 ОПЗ скважин, в том числе на добывающих скважинах - 231, на нагнетательных - 405. Дополнительная добыча за счёт ОПЗ составила 622,5 тыс. тонн.
13. Анализ показал, что наиболее эффективными были:
- среди кислотных методов - СКО+ПАВ (5,8 т/сут);
- среди комбинированных методов - ОПРаст+СКО (6,7т/сут),
Воздействие на ПЗП физико-химическими методами (кислотные и комбинированные) восстанавливает проницаемость, ухудшенную в процессе проведения ремонтных работ в радиусе до 1,0 метра, т. е. в зоне наибольшего загрязнения. Кроме того, при воздействии на ПЗС нагнетательных скважин реакция на обработку наблюдается на нескольких добывающих скважинах.
Таким образом, воздействие на ПЗП физико-химическими методами носит комплексный характер, в результате которого происходит:
1.очистка ПЗП от продуктов проведения ремонтных работ (железистые отложения);
2. увеличение проницаемости ПЗС путём растворения агрегатов глинистого цемента и снижение межфазного натяжения на границах фаз;
3. увеличение дебита скважин.
Наибольший технологический эффект от обработок ПЗП физико-химическими методами был получен от проведения СКО (средний прирост дебита - 5,5 т/сут).
Продолжительность эффекта составила 155 суток.В анализируемых скважинах причины безуспешного проведения обработок оказались невыяснены, т. к. после проведения СКО не проводятся геолого-физические исследования. Отсутствие комплекса ГИС не даёт возможности провести полноценный анализ эффективности воздействия на ПЗП. Можно порекомендовать проведение комплекса исследований скважин до и после проведения СКО и включение его в «Перечень обязательных исследований». Результаты таких исследований позволят расширить базу для анализа эффективности ОПЗ.
14. Было установлено, что наибольший эффект от проведения СКО кислотой с концентрацией 24% наблюдается при объёме кислоты, нагнетаемой из расчета 1,5 м3 кислотного раствора на 1 м перфорированной толщины пласта. При повторных обработках в кислоту следует добавлять 1% ПАВ.
16. Проведение СКО возможно при условии, что обрабатываемая зона отвечает следующим условиям:
1. для нагнетательных скважин, при снижении приёмистости на 50% от первоначальной:
- мощность интервала до ВНК не менее 2 м;
- средняя амплитуда апс более 0,6 при глубине залегания менее 2000 м, средняя амплитуда апс более 0,8 при глубине залегания 2000-3000 м;
2. для добывающих скважин:
- мощность интервала до ВНК не менее 3 м;
- нефтенасыщенная толщина не менее 2-х м;
- средняя амплитуда апс более 0,6;
- коэффициент нефтенасыщенности не менее 50%.
15. Если зона, требующая обработки кислотными методами имеет другие геологические характеристики, возможно проведение либо глинокислотной обработки, либо СКО с добавлением ПАВ.
16. В целом, на основании сделанного анализа, можно сказать, что проведение ОПЗ на Фёдоровском месторождении технологически эффективно, дополнительная добыча от воздействия на ПЗП в рассматриваемый период составила 10710 тыс. тонн. В последующих годах запланировано добыть за счёт ОПЗ гораздо больше нефти. Это связано с внедрением новых технологий, показавших высокую эффективность при их испытании на месторождениях других регионов Западной Сибири.
17. Проведённая оценка безопасности и экологичности проекта показала, что НГДУ «Фёдоровскнефть» является предприятием с малой степенью риска, вредным и опасным производством.
2. Месторождение открыто в 1971 году, когда был получен промышленный приток нефти из пластов БС1о и БС1-2 и газа с газоконденсатной смесью из пласта АС4-8. В промышленную разработку месторождение вступило в 1973 году, разбуривание начато в 1972 году. Первым проектным документом было «Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Фёдоровского месторождения», выполненное институтом ГипротюменьНефтеГаз и утверждённое в 1972 году ЦКР МНП (протокол № 3600) для пластов БС1 и БС10. В настоящее время разработка ведётся по «Технологической схеме разработки Фёдоровского месторождения», составленной СибНИИНП в 1994 году и утверждённом ЦКР МТЭ, протокол № 1827 от 13.04.95 года.
3. Фёдоровское месторождение представлено палеозойской, юрской, меловой, палеогеновой, и четвертичной системами. Глубина залегания пластов Фёдоровского месторождения от 1775 м (пласт АС4-8) до 2220 м (пласт БС10). Наибольшую нефтенасыщенную толщину имеет пласт БС10 - 10,2 м, наименьшую пласт БС101 - 3,1 м. Нефть пласта БС10 имеет высокое газосодержание - 118 м3/ т, давление насыщения - 11,5 МПа. Близки к ней по составу нефти пластов БС1, АС9. Пластовые воды преимущественно хлоридно-кальциевого типа.
4. Месторождение находится на завершающей стадии добычи. Пласт БС10 является основным объектом разработки, определяющим добычу на месторождении (Перспектива развития добычи нефти на Фёдоровском месторождении связана с промышленном освоением объектов АС4-8.
5. В 2013 г. на месторождении добыто 7490,0 тыс. тонн нефти. Утверждённый КИН по месторождению - 0,369. На 1.01.2013 года на месторождении пробурено 4411 скважин, из них добывающих - 2684, нагнетательных - 1018, газовых- 7, водозаборных - 103.
6. На Моховом, Восточно-Моховом, Фёдоровском и Мало-Фёдоровском поднятиях принята блоковая, трёхрядная система разработки. Для разработки пласта АС9 принята сетка скважин 400x400 м, законтурное заводнение. Северо-Сургутское поднятие разрабатывается по 9-ти точечной системе площадного заводнения.
7. Запасы нефти Фёдоровского месторождения утверждены ГКЗ СССР и составляют: балансовые - 1848,8 млн. тонн, извлекаемые - 681,3 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,369 (по категориям В+С1), балансовые 310,5 млн. тонн, извлекаемые 43,6 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,141 (по категории С2).
8. Добыча нефти на месторождении ведётся фонтанным и механизированными способами. В эксплуатации находятся 41 фонтанирующая скважина, 125 скважин работают на КГ, парк ЭЦН -2078 скважин, парк ШГН - 430 скважин. Т. О., добыча нефти ЭЦН - основной способ добычи нети на Фёдоровском месторождении.
9. Осложнениями при эксплуатации скважин АСПО, гидратоотложения, песчаные пробки. Борьба с АСПО и гидратоотложениями ведётся промывкой НКТ горячей нефтью, химическими растворителями, механическими методами (использование скребков). При интенсивных пескопроявлениях рекомендуется крепить ПЗС цементно-карбонатными и т.п. смесями.
10. Скважины Фёдоровского месторождения имеют следующую конструкцию:
направление (диаметр Д=324 мм, глубина спуска L=100 м), кондуктор (Д=245 мм, L=500 м для добывающих скважин, L=700 м для нагнетательных), хвостовик (Д=168 мм, L=390- 1800 м, оборудуется башмаком БК - 168, и обратным клапаном ЦКОД-168-1),
эксплуатационная колонна (Д=139,7, 146 мм, глубина спуска - на 50 м ниже проектного горизонта, оборудуется башмаком БК-139,7, БК-146 и обратным клапаном ЦКОД-139,7, ЦКОД-146). К наземному оборудованию относятся фонтанная арматура и манифольд.
11. Для проведения ОПЗ используется следующее оборудование. Насосные установки УНЦ1-160х500К (Азинмаш 30 А), АКПП-500, ЦА-320. Для перевозки кислот используются автоцестерны АПН-11 -257, АЦН-7,5-5334. В зимнее время используется паропередвижная установкаППУА-1200/100 или ППУЗМ.
12. На Фёдоровском месторождении в 2013 году, с целью интенсификации нефтедобычи и увеличения приёмистости скважин, проводились следующие виды ОПЗ: кислотные методы, комбинированные ОПЗ химическими реагентами. В общей сложности проведено 636 ОПЗ скважин, в том числе на добывающих скважинах - 231, на нагнетательных - 405. Дополнительная добыча за счёт ОПЗ составила 622,5 тыс. тонн.
13. Анализ показал, что наиболее эффективными были:
- среди кислотных методов - СКО+ПАВ (5,8 т/сут);
- среди комбинированных методов - ОПРаст+СКО (6,7т/сут),
Воздействие на ПЗП физико-химическими методами (кислотные и комбинированные) восстанавливает проницаемость, ухудшенную в процессе проведения ремонтных работ в радиусе до 1,0 метра, т. е. в зоне наибольшего загрязнения. Кроме того, при воздействии на ПЗС нагнетательных скважин реакция на обработку наблюдается на нескольких добывающих скважинах.
Таким образом, воздействие на ПЗП физико-химическими методами носит комплексный характер, в результате которого происходит:
1.очистка ПЗП от продуктов проведения ремонтных работ (железистые отложения);
2. увеличение проницаемости ПЗС путём растворения агрегатов глинистого цемента и снижение межфазного натяжения на границах фаз;
3. увеличение дебита скважин.
Наибольший технологический эффект от обработок ПЗП физико-химическими методами был получен от проведения СКО (средний прирост дебита - 5,5 т/сут).
Продолжительность эффекта составила 155 суток.В анализируемых скважинах причины безуспешного проведения обработок оказались невыяснены, т. к. после проведения СКО не проводятся геолого-физические исследования. Отсутствие комплекса ГИС не даёт возможности провести полноценный анализ эффективности воздействия на ПЗП. Можно порекомендовать проведение комплекса исследований скважин до и после проведения СКО и включение его в «Перечень обязательных исследований». Результаты таких исследований позволят расширить базу для анализа эффективности ОПЗ.
14. Было установлено, что наибольший эффект от проведения СКО кислотой с концентрацией 24% наблюдается при объёме кислоты, нагнетаемой из расчета 1,5 м3 кислотного раствора на 1 м перфорированной толщины пласта. При повторных обработках в кислоту следует добавлять 1% ПАВ.
16. Проведение СКО возможно при условии, что обрабатываемая зона отвечает следующим условиям:
1. для нагнетательных скважин, при снижении приёмистости на 50% от первоначальной:
- мощность интервала до ВНК не менее 2 м;
- средняя амплитуда апс более 0,6 при глубине залегания менее 2000 м, средняя амплитуда апс более 0,8 при глубине залегания 2000-3000 м;
2. для добывающих скважин:
- мощность интервала до ВНК не менее 3 м;
- нефтенасыщенная толщина не менее 2-х м;
- средняя амплитуда апс более 0,6;
- коэффициент нефтенасыщенности не менее 50%.
15. Если зона, требующая обработки кислотными методами имеет другие геологические характеристики, возможно проведение либо глинокислотной обработки, либо СКО с добавлением ПАВ.
16. В целом, на основании сделанного анализа, можно сказать, что проведение ОПЗ на Фёдоровском месторождении технологически эффективно, дополнительная добыча от воздействия на ПЗП в рассматриваемый период составила 10710 тыс. тонн. В последующих годах запланировано добыть за счёт ОПЗ гораздо больше нефти. Это связано с внедрением новых технологий, показавших высокую эффективность при их испытании на месторождениях других регионов Западной Сибири.
17. Проведённая оценка безопасности и экологичности проекта показала, что НГДУ «Фёдоровскнефть» является предприятием с малой степенью риска, вредным и опасным производством.