Характеристика Приобского месторождения, методы его разработки

В результате промысловых испытаний технологии (около 120 обработок), в основном, на месторождениях Канады, был определен наиболее оптимальный компонентный состав продавочной жидкости и порядок выполнения операций. В качестве “головной” порции жидкости (около 250 м НКТ над перфораторами) может заливаться кислотный состав, нефть, метанол или солевые растворы. Выше располагается “носитель” - цилиндрическая установка с расклинивающим агентом (боксит и др.) в оболочке, раскрывающейся с помощью специальных зарядов. срабатывающих одновременно с основными перфораторами при создании на устье колонны НКТ давления 30-50 МПа. При срабатывании перфораторов устьевое давление в течение 15-30 секунд снижается в 2-2,5 раза. Над носителем располагается азот или другой сжимаемый газ, который обеспечивает рост общей энергии системы. За счет расширения азота достигаются высокие скорости поступления жидкости и расклинивающего агента в отверстия перфорации. Для сжатия газа сверху используются вязкие буферные жидкости.

Промысловые испытания показывают, что эффективность данного метода равноценна гидроразрыву с закачкой в трещины около 2 тонн расклинивающего агента.

Согласно рекомендациям применение СТПП на Приобском месторождении рекомендуется проводить по данным ГИС в зависимости от проницаемости вскрытого пласта.

Если минимальная проницаемость пропластков составляет 2-5 мД, то использование СТПП считается авторами предпочтительнее, чем ГРП. При этом гидроразрыв может быть применен в дальнейшем.

Технология может быть применена также как метод оценки добывных возможностей пласта для проектирования более дорогостоящих интенсифицирующих обработок.

В ходе разработки Приобского месторождения выполнялись мероприятия, направленные на увеличения охвата пластов воздействием и более полного вовлечения их в работу.

Выполнялись:

дострел интервала перфорации в пределах вскрытого горизонта

приобщение пластов

Основные работы по приобщению и дострелу пластов Приобского месторождения произведены в 2007-2010 годах. Результаты проведения мероприятий по дострелу представлены в табл. 3.3 , по приобщениям в таблице 3.4

Сводная таблица результатов дострелов за период 2007 -2010 года.

2007 год

Таблица 3.3

2008 год

2009 год

2010 год

Судя по таблице 3.3 , наибольшее количество мероприятий по дострелу было произведено в 2010 году , в 2009 году - самое минимальное - 9 . количество дострелов за весь период по пластам : АС10 - 43 , АС11 - 14 , АС12 - 78 . Пласт АС12 , как самый низкопродуктивный , но наиболее значимый по запасам , гораздо чаще остальных пластов подвергался дострелу, т.к. с увеличением охвата пласта воздействием растет нефтеотдача.

Несмотря на то ,что в 2010 г. осуществлялось наибольшее количество дострелов , прирост добычи составил 8703,4т. , что меньше , чем в 2007г. -13801т. , но больше , чем в 2008 г. - 6013 т. , и в 2009 г. -6500т .

Анализируя результаты мероприятия можно сделать вывод , что прирост добычи напрямую зависит не от количества дострелов , а от общей эффективной мощности пласта. Максимальная эфф. мощность в 2007 г., ее значение - 286 м.. , в этот же год - . максимальный прирост в добыче ( 13801 т.) .

Для более полного вовлечения пластов в работу в ходе разработки проводились мероприятия по приобщению пластов , т.е. в..скважине , в которой уже были проведены перфорационные работы на каком - то пласте ранее , проводят перфорацию вторично , но уже другого пласта.

Результаты таких приобщений представлены в таблице 3.4

Сводная таблица результатов приобщений за период 2007 -2010 гг.

2007

таблица 3.4

2008

2009

2010

По данным таблицы 3.4 самый удачный год для проведения данного метода интенсификации является - 2010 г., т.к. 2010 год характеризуется максимальными показателями за весь период . ( кол-во приобщений - 100 ,

общая эффективная мощность приобщения - 819,1 м , прирост добычи - 24173,7 т.) , Неудачный год по результатам таблицы 3.4 для проведения приобщений , как и для дострелов - 2009 год. В 2007 г. прирост добычи составил 20643 т. , число мероприятий - 50 , в 2008 г. соответственно 12196 т. и 41 приобщений . В общем за 4 года количество приобщений на пласт АС10 составило порядка 112 , АС11 - 31 , АС12 - 53. , в целом за рассматриваемый период было проведено 196 приобщений.

С момента проведения мероприятий в 2007 г. средний прирост дебита составил 6,07 т./сут. , добычи - 20643 т. , к 2008 г. дебит упал до отметки 5,35 т./сут , прирост добычи снизился до 12196 т. , 2009 г. характеризуется нулевыми результатами , а в 2010 г. - резкий рост дебита до 9,9 т./сут. , добычи - до 24173,7 т.

Для сравнения методов по результатам проведения операций представлена таблица 3.5

Таблица 3.5

Как видно из сводной таблицы 3.5 , за период 2007-2010 гг. дополнительная добыча от приобщений за 4 года составила 57012,7 т. , что больше на 23495,3 т. прироста добычи нефти за тот же период от дострелов , а число проведенных приобщений больше на 61 операцию

В общем за весь период было проведено 331 перфорационных работ и суммарная дополнительная добыча от них составила 90530,1 т.нефти.

В процентном соотношении от общей добычи по месторождению в целом дополнительная добыча от методов перфорации по годам соствляла : в 2007 г. - 4,25% , в 2008 г. - 1,7% , в 2009 г. - 0,55 % , в 2010 - 2,43 % .

Дополнительным средством повышения продуктивности скважин является совершенствование перфорационных работ, а также образование дополнительных фильтрационных каналов при перфорации.

Таким образом , дострел интервала перфорации в пределах вскрытого горизонта и приобщение пластов , можно рекомендовать как мероприятия, направленные на увеличения охвата пластов воздействием и более полного вовлечения их в работу.

Заключение

Анализ существующих методов интенсификации добычи нефти показывает, что в качестве основного метода стимулирования добывающих скважин Приобского месторождения следует рекомендовать ГРП. Наиболее эффективным методом восстановления приемистости нагнетательных скважин является кислотная обработка ПЗC.

Дополнительным направлением интенсификации добычи нефти на месторождении является повышение эффективности перфорации.

Для удаления возможных отложений АСПО и жидкости глушения в ПЗC предлагается использовать обработки растворителями.

Следует также в дальнейшем провести опытно-промысловые испытания других методов воздействия на ПЗC и, в первую очередь, для добывающих скважин - технологии ГОС и обработку растворителями, а для нагнетательных скважин - обработку растворами ПАВ.

Размещено на Allbest.ru