Уршакское месторождение

Таблица 1.3 - Состав разгазированной нефти

1.5 Состояние разработки месторождения

уршакский месторождение нефть пласт

Уршакское нефтяное месторождение является самым крупным объектом добычи нефти в НГДУ "Ишимбайнефть". Доля его добычи 27,3% от общей добычи, фонд скважин 26,4% . По состоянию на 1.01.2010г. на месторождении имеется 310 эксплуатационных скважин, в том числе: 279 - действующие. Фонд нагнетательных скважин составляет 102, в том числе 92 действующих. Также имеется 38 контрольных скважин.

Почти все скважины на Уршакском месторождении эксплуатируются установками штанговых скважинных насосов.

Из всего действующего фонда скважин УШГН, что составляет 280 скважины, только 22 скважины имеют дебит более 5т/сут, причем обводненность этих скважин колеблется от 20 до 50%.

Наличие большого числа малодебитных скважин характерно для последней стадии разработки месторождений, а также для месторождений содержащих жидкость повышенной вязкости, с низкими коллекторскими свойствами пластов и др.

На Уршакском месторождении большинство малодебитных скважин составляют скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, а также пласты Д1 и ДIV девонских отложений.

Максимальный отбор нефти по Уршакскому месторождению достигнут в 1980г. -- 1055,2 тыс.т. На 01.01.2007 г темп отбора от начальных балансовых запасов -- 2,1%, от начальных извлекаемых запасов - 7,7%. Значительное повышение обводненности произошло в 1983г. с 31,1% до 42,9%, в основном из-за повышения обводненности скважин нижнего объекта

В итоге за 2009г. из месторождения добыто 121,618 тыс.т нефти и 475,069 тыс.т. жидкости. Средняя годовая обводненность по месторождению составила 74,4%. Темп отбора составил 0,9% от начальных и 7% от остаточных извлекаемых запасов. С начала разработки по месторождению добыто 11973,9 тыс.т , что составляет 87,7% от начальных извлекаемых и 24% от начальных балансовых запасов при конечной проектной нефтеотдаче 27,4%.

Добыча нефти за 2009 г. 237 тыс.т, жидкости 781,5 тыс.т. Текущий КИН - 0,24 темп отбора от текущих запасов: балансовых -- 3,8 %, извлекаемых -- 12,1%.

Средние дебиты: по нефти - 1,9 т/сут, по жидкости - 5,3 м3/сут.

В добывающем фонде находятся 302 скважины, из них 212 действующих, в нагнетательном - 86, действующих - 76 скважин.

В последние годы сокращение действующего фонда происходит из-за высокой обводненности скважин и из-за нехватки оборудования.

Рисунок1.2- Показатели разработки Уршакского месторождения

2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 История вопроса

Историю развития микробиологических методов увеличения нефтеотдачи можно считать первый эксперимент по повышению нефтеотдачи микробиологическим методом в 1955 году на одном из приволжских месторождений, который закончился неудачей. Вместо дополнительно добытой нефти из скважины под давлением выделялся сероводород и меркаптаны. Двадцатью годами позже, когда в мире начался биотехнологический бум и добывающие компании обратились к новым методам повышения нефтеотдачи, к проблеме решили вернуться.

В середине 1970_х председатель Госплана СССР Н. Байбаков привлек к разработке методов повышения нефтеотдачи директора Института биохимии и физиологии микроорганизмов Г. Скрябина и академика М. Иванова. Последний предложил использовать для решения проблемы принципиально новую схему.

Еще в середине прошлого века в Институте микробиологии РАН изучали микрофлору нефтяных месторождений. Многолетние исследования позволили выяснить, какие типы бактерий находятся в пластах и каким способом регулировать их численность. Тогда интерес к пластовой микрофлоре был связан с проблемой сероводородной коррозии металлических труб и ухудшением качества нефти. Изучение процесса образования сероводорода при взаимодействии сульфатредуцирующих микроорганизмов и сульфатов, собственно, и привело к идее использовать «нефтяные» бактерии для производства веществ, способствующих вытеснению нефти из пластов.

В качестве экспериментальной площадки необходимо было месторождение, где нагнетаемая вода не содержит сульфатов. Такое месторождение имелось в Татарстане, где Институт

микробиологии РАН ранее уже проводил исследования микрофлоры. На примере месторождений Татарстана были открыты законы функционирования микрофлоры в нефтяном пласте. Кроме того, в регионе началось падение нефтедобычи, поэтому внедрение инновационных методов повышения нефтедобычи было на тот момент актуально.

Новая технология основывалась на механизме, аналогичном процессу образования сероводорода из сульфатов под воздействием микроорганизмов. Только на выходе требовалось получить не сероводород, а соединения, способствующие вытеснению нефти из пласта.

На первом этапе в скважину вместе с водой нагнетали кислород в виде водно-воздушной смеси и минеральные соли азота и фосфора. Они активировали пластовую микрофлору: увеличивались численность, видовое разнообразие и активность бактерий. Попадающие с водой и воздухом в пласт аэробные (живущие при наличии кислорода) бактерии окисляли углеводороды до промежуточных продуктов - низкомолекулярных органических кислот (уксусной, пропионовой, масляной и др.) и спиртов (метанола, этанола и др.).

Затем снова закачивали воду, но уже без кислорода, чтобы доставить образовавшиеся продукты к другим бактериям - анаэробным (живущим без кислорода). Анаэробные бактерии преобразовывали продукты окисления нефти в метан и углекислоту.

Метан при этом снижал вязкость нефти, одновременно повышая локальное давление в пласте. Углекислота также снижала вязкость нефти, но, кроме того, еще и растворяла карбонатные породы, увеличивая таким образом проницаемость пласта и облегчая вытеснение нефти.

Эксперименты длились по 1988 год. Дальше они продолжались в виде опытно-промышленных испытаний. Затем новый метод был принят в эксплуатацию ОАО«Татнефть». Эксперименты показали, что повышение нефтедобычи на разных залежах составляло от 10 до 30 %. В ходе исследований было добыто более 700 тыс. тонн нефти.

2.2 Уровень разработанности проблемы в теории

Методы увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов широко исследуются. Их привлекательность связана, в первую очередь, с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и безопасностью для окружающей среды.

В области увеличения нефтеотдачи биотехнологические процессы можно использовать в двух главных направлениях. Во-первых, это производство на поверхности реагентов для закачки в пласты по известным технологиям. К этому классу веществ относятся биополимеры, диоксид углерода, некоторые ПАВ, растворители, эмульгаторы и т.д. И, во-вторых, использование для улучшения условий нефтевытеснения продуктов микробиологической жизнедеятельности, получаемых непосредственно в нефтеносной толще. Рассмотрим подробнее второе направление.

Известно, что встречающиеся в пластовых условиях и способные к поддержанию там активной жизнедеятельности микроорганизмы делятся на аэробные, для существования которых необходимо присутствие растворенного кислорода, и анаэробные, для которых кислород не обязателен. И те, и другие, используя остаточную нефть в качестве органического субстрата, продуцируют ряд веществ, полезных с точки зрения увеличения отдачи пласта (углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты и другие растворители, биополимеры).

Кроме того, некоторые аэробы способны окислять нефть и таким образом превращать сложные углеводороды, входящие в состав нефти, в более простые.

А некоторые органические вещества, образующиеся в результате окисления, представляют собой пенообразователи, дающие снижение межфазного натяжения на границе нефть- вода. Наряду со снижением вязкости это способствует более полному нефтевытеснению. Среди анаэробов следует особо отметить метанообразующие бактерии, поскольку дополнительное количество метана в пласте, в зависимости от условий, увеличивает запасы свободного или растворенного в нефти газа (при этом снижаются ее вязкость и плотность).

В настоящее время различные аспекты проблемы воздействия на нефтеносные пласты микроорганизмами находятся в стадии всестороннего изучения, и конкретных технологических рекомендаций пока не имеется. В то же время высказываются некоторые общие соображения. Так, на основании исследований, выполненных как в лабораторных условиях, так и при проведении опытного микробиологического воздействия в промысловых условиях, предложен следующий принципиальный подход к биотехнологии увеличения нефтеотдачи. На первой стадии через нагнетательные скважины в пласт вводятся микроорганизмы, причем закачивается пресная специально аэрированная вода с добавками солей азота и фосфора. Таким образом активируется аэробное окисление части остаточной нефти в призабойной зоне. Поступающая затем в более удаленные зоны пласта жидкость оказывается обогащенной такими продуктами, как диоксид углерода и водорастворимые органические соединения, и практически не содержит растворенного кислорода. На второй стадии воздействия активируются анаэробы, в частности, метанобразующие, в „бескислородных» удаленных зонах.

Таким образом, увеличение нефтевытеснения достигается под комплексным воздействием всего многообразия веществ, образовавшихся в результате жизнедеятельности микроорганизмов, как введенных с поверхности, так и присутствовавших в пласте первоначально.

Наибольше применение на месторождениях Башкортостана имеют:

1) технология селективной закупорки высокопроницаемых пропластков биомассой бактерий;

2) технология комплексного микробиологического воздействия и их мо-дификации.

В качестве основы для воздействия на остаточную нефть и создания модификацией в качестве базовой технологии использовался активный ил станции биологической очистки сточных вод Башкирского биохимкомбината по производству белково-витаминных концентратов.Технология обработок следующая: сухой активный ил в мешках завозится на скважины. Рабочий раствор биореагента с массовой долей 10% в расчете на сухое вещество готовится в металлической емкости. Для приготовления суспензии ила использовалась закачиваемая в скважину вода. После окончания закачки биореагента скважина вновь подключалась к водоводу.

Встречающиеся в пластовых условиях и способные к поддержанию там активной жизнедеятельности микроорганизмы делятся на аэробные, для существования которых необходимо присутствие растворенного кислорода, и анаэробные, для которых кислород не обязателен. И те, и другие, используют остаточную нефть в качестве органического субстрата, продуцируют ряд веществ, полезных с точки зрения увеличения отдачи пластов (углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты и другие растворители, биополимеры).

Наиболее интенсивно аэробные микробиологические процессы протекают вблизи нагнетательных скважин. По мере удаления от призабойных зон содержание кислорода в закачиваемой жидкости быстро снижается и реакции окисления сменяются анаэробными процессами. Отмечено, что продукты аэробной деструкции нефтей, а также добавки аммония и фосфатов в условиях пониженной минерализации активизируют деятельность метанобразующих бактерий.

При обычном заводнении из-за слоистой неоднородности коллектора один из пропластков не принимает воду. При последовательной обработке скважины растворами биополимера и БиоПАВ происходит закупорка высокопроницаемых интервалов и подключение в разработку не работавшего до этого времени интервала. Через определенное время, необходимое на деструкцию биореагентов, профиль приемистости возвращается в исходное положение. Результаты расчетов показали, что закачка биореагентов может повысить конечный КИН на 0,04 и более, а удельный технологический эффект 40 тонн дополнительной добычи на 1м3 биореагента.

Задача повышения эффективности действия БиоПАВ в процессе вытеснения нефти заключается в его нефтеэмульгирующей способности, устойчивости эмульсии во времени и повышение ее вязкости.

Указанная задача решалась тем, что в состав биореагента КШАС и воды добавляли углеводородный растворитель ЖОУ. При этом эффективность состава достигается за счет образующейся при взаимодействии этого состава с нефтью микроэмульсии, способствующей обеспечение низкого межфазного натяжения и смачивающей способности.

Жидкие остатки углеводородов способствуют не только растворению АСПО, но и сохранению устойчивости получаемой микроэмульсии. Технология (БиоПАВ - 7,5м3 и ЖОУ - 7,5м3) продавливали 15 м3 сточной воды

2.3 Уровень разработанности проблемы в практике

Методом контроля эффективности микробиологического воздействия на пласт является учет численности микроорганизмов в пластовой воде добывающих скважин до, и после воздействия. Анализы показывают, что количество отдельных групп микроорганизмов после нагнетания активного ила увеличивается в 10 раз в рассолах.

С целью улучшения нефтевытесняющих свойств биореагента производились добавки стимулятора - мелассы (крупнотоннажного побочного продукта сахарного производства). При добавлении мелассы резко увеличивается доля газообразных углеводородов (до 60-80%), повышается в 1,3-1,5 раза нефтеотдача в модельных образцах. На естественном песчанике наблюдается 2-х кратное увеличение коэффициента вытеснения.

В промысловых условиях технология испытывалась на Бураевском и Добровольском месторождениях. На Бураевском (1987-1988гг.) проведено 15 обработок очаговых нагнетательных скважинах, под воздействием которых находилось 50 добывающих скважин.

Продуктивный пласт - песчаник средней пористости 0,22, проницаемостью 84 мкм². Месторождение разрабатывается с применением внутриконтурного заводнения. Обводненность скважин 98-99%.Q_допнефти в 1987 году 12,5 тыс.т. (19 добывающих и 5 нагнетательных скважин). На Добровольском месторождении 4 горизонта девона, толщина пластов 1,5-3м, m = 0,15, к = 0,12-0.56 мкм². в 1987 обработали одну нагнетательную скважину с консервацией скважины после обработки на 12 часов. Q_доп - 600 тонн. В АНК «Башнефть» на 20 месторождениях проведено более 250 обработок (на 01.01 1997г) и охвачено воздействием более 1300 добывающих скважин. У_доп=266 тыс.т (960 тонн от 1 обработки).

2.4 Расчетная часть

Проектирование процесса закачки воды, определение числа нагнетательных скважин.

Исходные данные:

Количество нефти, извлеченной из залежи Q_нд=11300 т/сут;

Количество воды, извлеченной из залежи Q_в=5400 т/сут;

Пластовое давление P_пл=8,7 Мпа;

Коэффициент растворимости газа в нефти б=5 м³/(м³* МПа);

Пластовая температура Т_пл=300 К ;

Объемный коэффициент нефти b_н=1,15 д.ед.;

Объемный коэффициент воды b_в=1,01 д.ед.;

Плотность дегазированной нефти с_нд=852 кг/м³;

Плотность нагнетаемой воды с_в=1170 кг/м³;

Стоимость нагнетательной скважины С_с=600000 руб;

Коэффициент приемистости скважины К_прм=50 м³/(сут*МПа);

Глубина скважины L_с=1500 м;

Время работы нагнетательной скважины t=13 год;

КПД насосного агрегата з=0,7 д.ед.;

Коэффициент сверхсжимаемости z=0,87 д.ед.;

Газовый фактор, G₀=58 м³/м³.

1. Определяем давление на устье нагнетательной скважины:

МПа; (2.1)

где С_с - стоимость нагнетательной скважины, руб.;

з - КПД насосного агрегата, д.ед;

К_прм - коэффициент приемистости скважины, д.ед;

t - время работы нагнетательной скважины, год;

w - энергетические затраты на нагнетание 1 м³ воды при повышения давления на МПа,кВт-ч (w=0,27руб.);

С_ст -стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, (С_ст=0,15 руб.);

Р_пл - среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа;

Р_тр - потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа;

Р_ст - гидростатическое давление воды в скважине глубиной L_с , МПа;

Определяем давление гидростатического столба жидкости:

МПа; (2.2)

где Lс - глубина скважины, м;

св - плотность нагнетаемой воды, кг/м³.

2.Определяем давление на забое нагнетательной скважины:

, МПа; (2.3)

Величину Р_тр можно принять равное 3 МПа.

Необходимое количество закачиваемой воды:

м³/сут; (2.4)

где V_нпл - объем добываемой из залежи нефти приведенным к пластовым условиям, м³/сут;

V_гсвпл - объем свободного газа в пласте при Р_пл и Т_пл, который добывается вместе с нефтью за сутки, м³/сут;

V_впл - объем добываемой из залежи воды, м³/сут.

Объем нефти добываемой из залежи :

м³/сут; (2.5)

где Q_нд - количество нефти, извлеченной из залежи, т/сут;

b_в - объемный коэффициент воды, д.ед.;

с_нд - плотность дегазированной нефти, кг/м³⁰.

Объем свободного газа:

м³/сут; (2.6)

где G₀ - газовый фактор, м³/м³;

б - коэффициент растворимости газа в нефти, д.ед;

z - коэффициент сверхсжимаемости, д.ед;

Р₀ - атмосферное давление (Р₀=0,1МПа);

Т_пл - пластовая температура, К.

Объем воды:

м³/сут; (2.7)

где Q_в - количество воды, извлеченной из залежи, т/сут;

b_в - объемный коэффициент воды, д.ед.;

с_в - плотность нагнетаемой воды, кг/м³;

3.Определяем объем закачки воды в одну нагнетательную скважину:

Q_вн=K_прм?(P_забн-P_пл ), м³/сут; (2.8)

Q_вн=50?(38,2-8,7)=1479,95м³/сут

Тогда число нагнетательных скважин:

=Vв/Qвн (2.9)

=27014,5/1479,95=18 скв.

2.5 Экологическая безопасность

Выполнение требований охраны и рационального использования недр при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ достигается применением совершенных методик проектирования и проведения всех видов работ на всех стадиях поисково-разведочного процесса. На этапе региональных работ выбор направления (и рационального комплекса исследований) должен проводиться на основе научно обоснованной геологической модели изучаемого региона. На стадии выявления и подготовки к поисковому бурению основное внимание необходимо обращать на комплексирование различных методов (структурное бурение, сейсморазведка и др.), проводить поиски ловушек различного типа (как структурных, так и неантиклинальных).

На стадии поискового бурения полнота и рациональное изучение недр достигается вскрытием разреза осадочных пород на полную мощность или технически доступную глубину и изучением всех перспективных нефтегазоносных комплексов. С тем, чтобы избежать пропуска залежей в изучаемом разрезе, главным принципом проведения поисковых работ должен быть «принцип негативной оценки перспектив нефтегазоносности» -- т.е. всякий объект должен считаться перспективным, если отсутствуют доказательства его непродуктивности.

В процессе разведочных работ некомплексное проведение исследований и низкое качество интерпретации приводит к пропуску нефтегазоносных горизонтов, неправильному определению фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов и положения ВНК, ГВК, ГНК. Это является причиной неправильной оценки народнохозяйственного значения залежи и больших потерь углеводородов в недрах. Поэтому разведка должна обеспечивать полноту изучения параметров, необходимых для подсчета запасов и составления технологической схемы или проекта опытно-промышленной эксплуатации.

Одной из проблем охраны недр является освоение не только сырья (нефти и природного горючего газа), но и попутных и рассеянных компонентов (этан, пропан, бутан, гелий, сера -- в газах, тяжелые металлы -- в нефти), и особенно в водах нефтяных месторождений. Общее количество минерализованных вод и рассолов, добываемых попутно с нефтью, составляет по Российской Федерации около 60 млн м³/год. Эти воды содержат литий, цезий, рубидий, стронций, магний, калийные соли, щелочи и др. По величине запасов промышленно-ценных компонентов попутные воды могут конкурировать с традиционными рудными источниками их добычи (например для лития). Утилизация полезной продукции из попутных вод месторождений наряду с очисткой менее минерализованных вод до уровня ПДК (предельно допустимых концентраций) будут способствовать сохранению окружающей среды.

Основным видом работ при поисках и разведке месторождений нефти и газа является бурение глубоких скважин, которое оказывает мощное технологическое воздействие как на недра, так и на окружающую природу и приводит к возникновению целого комплекса геоэкологических проблем.

Не допускается строительство скважин вблизи населенных пунктов, школ, детских учреждений, необходимо применять все меры по охране водоемов, лесных насаждений, сельскохозяйственных угодий, культурных ценностей. В зависимости от типа бурящейся скважины на период ее бурения производится отвод земельного участка, согласно техническим нормам, размером от 0,016 до 0,035 км².

Загрязнителями окружающей среды при бурении скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. Разработаны и внедряются буровые растворы с менее токсичными компонентами, нефть и нефтепродукты, используемые в качестве реагентов для обработки растворов, заменяются кремнийорганическими соединениями.

При бурении поисковых и разведочных скважин происходит нарушение целостности массива горных пород, которое влечет за собой нарушение естественной разобщенности нефтегазоносных и водоносных горизонтов и пластов, а также возможность связи их с атмосферой. В результате такого взаимодействия в водоносные пласты могут попасть углеводороды, а нефтегазоносные пласты могут подвергнуться нежелательному и неконтролируемому обводнению. Межпластовые перетоки могут привести к загрязнению и нанести вред залежам других полезных ископаемых, присутствующих в разрезе месторождения нефти и газа (например калийных солей, пресных или целебных минеральных вод и др.).

К загрязнению поверхности и большим потерям приводит открытое фонтанирование скважин. Особую опасность оно представляет в случае наличия в нефти или газах сероводорода. Весьма опасными являются грифоны, образующиеся в результате прорыва газа по трещинам. Ликвидация последствий открытого фонтанирования -- весьма сложная техническая задача. Необходимо не только прекратить фонтанирование воды и газа через устье, но и исключить возможные перетоки флюидов в открытом стволе или за колонной. Переливающие водой скважины приводят не только к потерям пластовых вод, которые как правило содержат целый комплекс полезных компонентов и часто являются целебными, но и к порче почв и угодий.

При разведке залежей с аномально низкими пластовыми давлениями (как естественными, так и искусственно созданными в результате интенсивной эксплуатации) необходимо применение облегченных растворов с тем, чтобы избежать поглощений бурового раствора. Залежи с аномально высокими пластовыми давлениями должны вскрываться с применением утяжеленных растворов, а устье должно быть оборудовано противовыбросовым устройством, а репрессия на пласт должна быть минимально возможной. Геофизические исследования в перспективных интервалах необходимо проводить в минимальные сроки (не позже, чем через 5 суток после вскрытия), интервал исследования при этом не должен превышать 200 м. Не допускается разрыв во времени между вскрытием продуктивного пласта в колонне и его испытанием, так как это приводит к кольматации (загрязнению) интервала опробования и искажению представлений об истинной продуктивности пласта.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Основные источники

1 .Мищенко И.П. Расчеты в добыче нефти / И.П. Мищенко - М., Недра,2008. - с. 295.

2. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие для средних специальных учебных заведений. / Б. В.Покрепин- Волгоград, Издательство «Ин-Фолио», 2008.- с. 192.

3. Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для средних специальных учебных заведений. / Б. В.Покрепин - Волгоград, Издательство «Ин-Фолио», 2010.- с. 495.

4. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-- М.: Недра, 1985.-- 308 с

Интернет-ресурсы:

1. Издательство Центрлитнефтегаз. - Режим доступа: http://centrlit.ru/

2. Книги по нефти и газу. - Режим доступа: http://neftebook.ru/index.php/

3. Журнал «Нефтяное хозяйство». - Режим доступа: http://www oil-undustry.ru/

4. Подборка материалов о газовой и нефтяной промышленности, технологиях производства нефти. - Режим доступа: http://www.gosgaz.ru/