Анализ состояния разработки Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения с применением методов повышения коэффициента нефтеизвле

Технология депрессионной перфорации способствует также сохранению качества цементного камня,  обсадной колонны и корпуса перфоратора, т.к. при этом происходит снижение максимального давления при простреле.

С целью достижения наибольшего  эффекта при ОПЗ скважин, перфорацию необходимо проводить методом прострела сверху вниз, начиная с кровли пласта, так как при взрыве зарядов избыточное давление ударной волны под перфоратором в два раза превышает избыточное давление ударной волны над перфоратором.

4.Термоимплозионная обработка.

Технология термоимплозионной  обработки призабойной  зоны с  использованием термоисточника направлена на повышение производительности скважин. При внедрении технологии используется термоимплозионное устройство, выполняющее одновременно термогазодинамическое и имплозионное воздействие на пласт.

Основными элементами термоимплозионного устройства  являются: камера с термоисточником  и имплозионная камера.

Выполнение работ при  технологии термоимплозионной обработки  заключается в подготовке термоисточника, имплозионной камеры, их сборке, проверки электрической цепи, спуске устройства в скважину и воспламенении. Воспламенение осуществляется от источника тока, который обеспечивает подачу через кабель-трос к электро-воспламенителю напряжения с устья скважины не менее 150В и силу тока не менее 1А.

Собранное термоимплозионное  устройство на кабель-тросе опускается в заданный интервал скважины.

При подаче электрического напряжения происходит  срабатывание узла воспламенения, что приводит к  воспламенению и последующему сгоранию термоисточника.

Выделяемые при сгорании газообразные продукты, с температурой 700 ºС в объёме 0,8 м3 с одного килограмма сгораемого вещества с избыточным давлением 5-25 МПа в забое скважины, проникают в виде потока газожидкостной смеси в поры пласта. Высокотемпературный поток с теплотой сгорания 3300 кДж/кг нагревает и смывает закупоривающие флюиды, снижая их вязкость и адгезию. Температура нагрева скважинной жидкости ограничивается температурой кипения и в условиях скважинного давления составляет: для воды 80-120 ºС, для нефтепродуктов 100-150 ºС.

По окончании сгорания термоисточника, одновременно  выполняющего функцию заглушки, происходит разгерметизация  имплозионной камеры. Скважинная жидкость, содержащая частицы флюида и механических примесей, под воздействием  мгновенно созданного перепада давления, с высокой скоростью проникает в имплозионную камеру, восстанавливая коллекторские свойства призабойной зоны и повышая тем самым производительность скважины.

На второй стадии имплозионного  процесса столб скважинной жидкости, падая после резкого снижения давления в забое, создаёт на пласт гидравлический удар с давлением равным избыточному давлению создаваемому при сгорании термоисточнтика и давления гидростатического столба жидкости в скважине непосредственно при выполнении процесса.

5. Технология комплексной  акустико-химической стимуляции  скважин  (АХВ).

В процессе выполнения технологии на призабойную зону пласта одновременно воздействуют тепло и ультразвук, депрессия и углеводородный растворитель, и в заключении имплозия и низкочастотное волновое воздействие.

Технология, в первую очередь, предназначена для восстановления нерентабельного фонда скважин, т.е. таких скважин, призабойная зона которых практически заблокирована в результате многократных глушений водными системами и длительного отложения асфальтено-смолистых и парафинистых веществ. Поэтому основной объект воздействия - малодебитный фонд скважин с резко сниженными фильтрационно-емкостными свойствами ПЗП. Следующими объектами являются скважины, в которых вскрыты два или более пласта (пропластка) с различной проницаемостью или один пласт с ярко выраженной неоднородностью по проницаемости. Третьим объектом являются слабопроницаемые продуктивные пласты. Кроме этого технология может быть использована при освоении скважин после бурения и капитального ремонта, а также для восстановления приемистости нагнетательных скважин.

Сущность технологии для добывающих скважин заключается в следующем: в зону продуктивного пласта закачивается углеводородный раствор ПАВ и частично задавливается в пласт, затем при необходимости  производится перестрел пласта в нефтенасыщенной низкопроницаемой зоне, после этого вся перфорированная толщина пласта подвергается обработке ультразвуком в среде углеводородного раствора ПАВ с выделением тепла, одновременно рекомендуется создание динамического режима (полоскание ПЗП) путем создания давления (продавки раствора ПАВ в пласт) с последующим резким сбрасыванием его (обратного движения раствора ПАВ из пласта в ствол скважины) с использованием имплозионных устройств или создания депрессии в скважине.

6. Комплексное химико-депрессионное  воздействие (КХДВ).

Технология заключается  в комплексной обработке призабойной  зоны пласта скважины, сочетающей физико-химическое и управляемые циклические депрессионные воздействия, глубина и степень которых озволяют достичь необходимой гидродинамической сообщаемости скважины с пластом.

Физико-химическое воздействие  осуществляется последовательной закачкой расчетных объёмов химических реагентов  различной функциональной назначенности (растворение, диспергирование и удаление  АСПО, разрушение и растворение части скелета породы и цементообразующих материалов, гидрофобизация поровой поверхности коллектора), чередующимся депрессионным воздействием.

В технологии применяется метод глубокой комплексной обработки пласта с использованием физико-химического воздействия в попеременном сочетании с депрессионным воздействием, способствующим улучшению условия диспергирования и выноса из заданной по глубине зоны ПЗП, кольматирующих  коллектор загрязнителей (АСПО, мехпримеси, частицы горных пород).

7. Гидравлический разрыв  пласта (ГРП).

Гидравлический разрыв пласта является одним из эффективных  методов повышения продуктивности скважин. Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки. Создание оптимальной технологии ГРП подразумевает соблюдение ряда критериев: обеспечение максимальной выработки запасов месторождения,  оптимизация параметров нагнетания жидкости разрыва и проппанта, минимизация стоимости обработки, максимизация прибыли за счет получения дополнительной нефти.

По размерам создаваемых  трещин выделяют следующие виды ГРП:

1. Локальный гидроразрыв.  При этом бывает достаточным  создание трещин длиной 10-20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. Применяется в пластах с высокой проницаемостью (более 300 мд), но с заблокированной (загрязненной) призабойной зоной.

2. Стандартный гидроразрыв  – длина трещин 40-60м. Применяется в

пластах с проницаемостью  150-250 мд.

3. Глубокопроникающий  гидроразрыв  – длина трещин 80-120 м. Применяется в пластах с проницаемостью 100-150 мд.

4. Массированный гидроразрыв  – длина трещин до 1000 м и  более. Применяется в слабопроницаемых пластах большой толщины 50-100 м и более.

5. Гидрокислотный разрыв (без закрепления трещин проппантом). Применяется для образования трещин в карбонатных пластах.

 

3.3.2.Оцнка эффективности внедренных мероприятий по характеристикам вытеснения.

В условиях, когда доля трудноизвлекаемых запасов Татарстана неуклонно растет и превысила в настоящее время 80% остаточных запасов, в осуществлении поддержания уровней добычи нефти определяющая  роль принадлежит применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и интенсификации разработки нефтяных месторождений. В последние годы однозначно доказана целесообразность и необходимость применения как  физико-химических, так и микробиологических и волновых МУН, которые могут быть использованы на фоне гидродинамических МУН.

В 1997 году доля добычи нефти за счет физико-химических МУН на месторождениях Татарстана составила 10% общей годовой добычи (2380 тыс.т), а в целом от их применения за все время разработки добыто более 20,8 млн.т нефти. В целом же оценка перспектив применения технологий МУН и  ОПЗ на Ромашкинском месторождении и сопоставление их с объемами добычи по месторождению свидетельствует о реальности достижения и поддержания уровня дополнительной добычи на перспективу до 12-13 % общей добычи. Это подтверждает важность масштабного применения МУН и ОПЗ, как безусловного фактора стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения.

На Зеленогорской, Павловской, Восточно-Лениногорской, Карамалинской, Азнакаевской, Холмовской площади Ромашкинского  месторождения объем дополнительной добычи за счет физико-химического воздействия только через нагнетательные скважины достиг на 01.01.1999 года, 2,335 млн. т нефти. В том числе наиболее значительная добыча достигнута за счет внедрения следующих технологий: всех модификаций полимерно-дисперсной системы (ПДС-638,0тыс.т), коллоидно-дисперсной системы(КДС-180,0тыс.т), оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ-112,0 тыс.т), тринатрийфосфата (ТНФ-172,2тыс.т), поверхностно-активных веществ (ПАВ-596,4 тыс.т), алкилированной серной кислоты (АСК-350,9 тыс.т).

Кроме этого достигнута значительная добыча нефти в последние годы (1994-1998) за счет сейсмоакустического  воздействия (208,1тыс.т), микробиологического  воздействия (186,5 тыс.т), стимуляции добывающих скважин за счет имплозионного, акустико-химического воздействия и закачки полисила (360,8 тыс.т)

         До середины 80-х годов применяемые технологии были направлены, в основном, на первичное вытеснение нефти из терригенных коллекторов девонского горизонта и для доотмыва остаточной нефти из частично обводненных пористых сред (в основном АСК и ПАВ).

Промышленное внедрение технологий повышения нефтеотдачи пластов  на основе серной кислоты (закачки алкилированной  серной кислоты) началось в 1971 году в  следующих направлениях:

• Первичное вытеснение нефти из терригенных коллекторов девонского и бобриковского горизонтов
• Для улучшения выработки водонефтяных зон
• При разработке частично заводненных терригенных коллекторов
• Повышение нефтеотдачи карбонатных коллекторов трещиновато-порового типа.

       В результате воздействия серной кислоты на минералы скелета пласта и содержащуюся в нем нефть и воду по лабораторным исследованиям прирост коэффициента вытеснения, при создании оторочки алкилированной серной кислоты с массовым содержанием 0,5 и 0,1% объема пор для бобриковских и девонских нефтей при первичном вытеснении составил до 11-14%, а в условиях частично заводненных коллекторов – 3-5%. Результаты анализа промышленного внедрения показали, что наибольший эффект (дополнительная добыча нефти на 1т. закачанного реагента) достигнут при первичном вытеснении (по 385 скважинам в среднем 25т/т), значительно менее эффективен в условиях  улучшения выработки запасов водонефтяных зон (54 скважины в среднем 10т/т) и для повышения нефтеотдачи частично заводненных зон (186 скважин в среднем 8т/т). То есть эффективность применения снижается по мере роста  добываемой продукции.

В дальнейшем происходило усовершенствование метода путем создания композиций на ее основе в сочетании с другими  реагентами: нефтью, углеводородными жидкостями, с поверхностно-активными веществами и.т.д.

Сернокислотное заводнение получило дальнейшее усовершенствование в разработках Союзнефтепромхим. Технология применения этих методов  СНПХ-91 и СНПХ-92 основана на закачке  в пласты серной кислоты и углеводородных жидкостей из числа вторичных химических и нефтехимических производств (соответственно  кубовые остатки, содержащие фракции высших спиртов и микрооторочки отработанного адсорбента). За счет взаимодействия серной кислоты с активными компонентами углеводородных жидкостей протекают реакции сульфатирования ( сульфирирования) с образованием ПАВ, которые повышают поверхностную активность вод, закачиваемых для извлечения нефти.

Вторым по объему внедрения  в Татарстане находится метод  заводнения с применением ПАВ. Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации породы, снижению набухаемости глинистых минералов, ускорению капиллярной  пропитки, увеличению фазовой проницаемости для нефти. Испытания  неионогенных ПАВ с целью повышения нефтеотдачи пластов проводятся с 1972 года в различных геолого-физических условиях и стадиях разработки (первичное вытеснение, из частично обводненных пластов и при доотмыве остаточной нефти из обводненных пластов).

Закачка ПАВ осуществляется по следующим технологиям:

• Долговременного дозирования: закачка с КНС больших объемов растворов ПАВ низкой концентрации (0,05%)
• Разовой закачки ПАВ при первичном вытеснении нефти.

Закачка малых объемов  растворов ПАВ высокой концентрации (5-10%) в    отдельные нагнетательные скважины передвижными насосными агрегатами.

Использовались для закачки  следующие ПАВ – водорастворимые  ОП-10 и маслорастворимые АФ – 6. Работы по разработке новых высокоэффективных технологий,  основанных на использовании ПАВ или композиций на их основе, продолжаются.

Полимерное заводнение – метод  повышения нефтеотдачи, основанный на добавке к воде небольших количеств водорастворимых полимеров при обычном заводнении.

Сущность метода заключается в  изменении соотношения подвижностей вытесняющей жидкости и пластовой  нефти вследствие увеличения вязкости закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полимеров. Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствует выравниванию фронта вытеснения, замедляя ее продвижение в высокопроницаемых зонах. Эти факторы вызывают повышение коэффициентов охвата и вытеснения при  заводнении.