4. При малых L/h расположение скважины вне центра пласта уменьшает ее продуктивность, причем потери продуктивности снижаются с увеличением отношения L/h;

5. Для достижения наибольшего охвата запасов сетка горизонтальных скважин разряжена по сравнению с сеткой вертикальных скважин;

6. Величина снижения давления в скин-зоне для горизонтальных скважин меньше, чем для вертикальных.

Общепризнанными преимуществами этого метода являются:

возможность сокращения числа скважин в 2 - 4 раза

снижение объема капитальных вложений

увеличение текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счет повышения коэффициента охвата

возможность ввода в разработку сложнопостроенных залежей с низкопроницаемыми и неоднородными фильтрационно-емкостными свойствами, залежей с активной законтурной областью или с газовой шапкой.

Важным преимуществом является возможность объединения в куст большого числа скважин, что имеет особое значение для разработки мелких месторождений и решения экологических проблем.

Для уменьшения различных рисков при бурении ГС рекомендовалось применение следующей схемы. Сначала бурятся скважины-пилоты (вертикальные скважины), которые позволили уточнить представление о геологическом строении залежи и геолого-физические параметры пласта. После этого принимается решение о целесообразности бурения горизонтальной скважины и ее направлении. [3].

Ввиду того, что соотношение вертикальной проницаемости к горизонтальной пласта Ю₁^3-4 составляет 0,44, по данному эксплуатационному объекту рекомендовалось бурение горизонтальных скважин. При этом при испытании горизонтальной скважины 394Р Майского месторождения дебит нефти достиг 361 м³/сут. [5].

На 396 скважина, горизонт которой составляет 500 метров, дебет был фонтаном 480 м³/сут в течение шести месяцев, после чего она была переведена на механизированную добычу, дебет на данный момент горизонтальных скважин составляет от 80 до 200 м³/сут.

Так как еще не ввели систему ППД, Майское месторождение разрабатывается методом растворенного газа. Так как месторождение маленькое пластовое давление падает значительно быстро и из-за этого и падает ежесуточно добыча нефти.

Ожидалось, что коэффициент продуктивности горизонтальных скважин по данному пласту будет превышать продуктивность вертикальных скважин в 3 - 4 раза оправдалось. (таб.4.14). Однако перед началом бурения горизонтальной скважины определяли оптимальную траекторию ствола внутри продуктивного горизонта, на основании расчетов гидродинамической модели.

В процессе строительства горизонтальной скважины обеспечивалось сопровождение бурения с получением данных бурения и комплекса ГИС в реальном времени, что обеспечило максимальную эффективную длину горизонтального ствола. [7].

Таблица 4.14. - Средний дебит горизонтальных скважин объекта Ю₁^3-4

Горизонтальные скважины объекта Ю13-4
№скважины	Дебит фонтаном м3/сут	Дебит УЭЦН м3/сут в 2007 году	Дебит УЭЦН м3/сут в 2008 году
394Р	90	110	80
395	Не эксплуатировалась	220	95
396	480	500	170
101	Не эксплуатировалась	220	140
102	Не эксплуатировалась	170	80
103	Не эксплуатировалась	185	120
Вертикальные скважины объекта Ю13-4
204	Не эксплуатировалась	60	25

4.3 Дополнительная перфорация и воздействие пороховыми генераторами давления

На добывающих скважинах дополнительная перфорация применяется перед проведением ГРП, а также для увеличения притока к скважине.

Для воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта с целью увеличения проницаемости и повышения нефтеотдачи или приемистости используются пороховые генераторы давления ПГД БК и аккумуляторы давления АДС. Пороховые генераторы и аккумуляторы давления производят термогазохимическое воздействие на прискважинную зону пласта и разрыв пласта без закрепления трещин. [1].

Способ разрыва пласта пороховыми газами основан на механическом, тепловом и химическом действии газов, генерируемых в скважине, на горные породы и насыщающие их флюиды. Горение порохового заряда в скважине, заполненной жидкостью, сопровождается резким повышением давления и температуры. Под воздействием давления пороховых газов жидкость смещается по стволу скважины от места горения. Часть образовавшихся газов занимает освободившийся участок скважины. Остальная часть газов вместе со скважинной жидкостью под действием давления с высокой скоростью задавливается через перфорационные каналы и естественные трещины в пласт, выполняя роль клина, раздвигающего горную породу. [3].

4.4 Кислотные обработки призабойной зоны

Этот метод повышения нефти отдачи только внедряется на Майском месторождении. Обработка призабойной зоны была сделана на одной скважине 397, и данных ГИС не проводилось так, что охарактеризовать выполненную операцию не имею возможности. Данная обработка производятся растворами, получаемыми при смешивании соляной и плавиковой кислот, и других реагентов.

Соляная кислота и глинокислота по-разному реагируют с породой коллектора и загрязнениями ПЗП. Соляная кислота повышает продуктивность, создавая обходные каналы вокруг загрязненного участка, но, не прочищая каналы.

Целью обработки глинокислотой является, скорее, разблокировка существующих каналов путем растворения загрязнения ПЗП и минералов, заполняющих промежуточное поровое пространство.

Для проведения глинокислотных обработок ПЗП используются разные составы. Самый распространенный раствор - смесь соляной (HCl) и плавиковой кислот (HF) с бифторидом аммония (БФА). Также используются и другие растворы: HCL + HF, соляная кислота + БФА, БСК + БФА, БСК + БФА + HF и др. [3].

Принимая во внимание низкие коллекторские свойства продуктивного горизонта и проведение ГРП на Майском месторождении, что требует очистки существующих поровых каналов, а также низкое значения карбонатности, к применению целесообразно рекомендовать обработки призабойной зоны химическими системами с приготовлением плавиковой кислоты непосредственно в пласте.

Глинокислотная обработка проводилась только на одной скважине (№ 397), и достоверных результатов не получено. [7].

5. Охрана окружающей среды

5.1 Охрана атмосферного воздуха

Основной вид деятельности на территории Майского нефтяного месторождения - добыча и транспортировка нефти. Основные источники выбросов ЗВ в атмосферу в период строительства скважин на Майском месторождении:

котельная с котлами ПКН-2С,

установка для освоения А 60/80,ППУ (передвижная паровая установка),

дизельные электростанции,

двигатели внутреннего сгорания автотранспорта и строительной техники.

Валовый выброс ЗВ в атмосферу на стадии строительства эксплуатационных скважин ориентировочно составит 1500 тонн.

Проект эксплуатации Майского нефтяного месторождения предусматривает герметизированную систему добычи, сбора и транспорта продукции скважин. Нефтегазоводяная смесь от эксплуатационных скважин по нефтесборным коллекторам поступает на установку подготовки нефти (УПН) Майского месторождения. Схема предусматривает подачу нефти через узел учета к насосам внешней перекачки и в нефтепровод диаметром 325 мм, протяжённостью около 70 км "Майское-Фестивальное”.

Основные направления использования попутного нефтяного газа: топливо для котельной, топливо для печей подогрева. Рассматривается вопрос об использовании попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии для нужд промысла.

Утилизация газа на стадии пробной эксплуатации месторождения составляет 71% от ресурса. При использовании газодизельных установок для выработки электроэнергии утилизация газа будет составлять 88,7%.

Выработка электроэнергии предусматривается на дизель-генераторных установках ДГУ 1МВт "Cummins" (4 рабочих, 1 - резервная). Дизельное топливо будет производиться на нефтеперерабатывающем заводе в блочно-модульном исполнении, полной заводской готовности производительностью 50 тонн дизельного топлива/сутки.

Потребителями электроэнергии будут электродвигатели погружных насосов эксплуатационных скважин, двигатели насосов внешней перекачки, дренажных емкостей и задвижек, двигатели насосов системы ППД, электроосвещение и обогрев проектируемых сооружений и площадок.

Источники выброса эксплуатации месторождения:

котельная,

факел низкого давления (ФНД),

факел высокого давления (ФВД),

резервуарный парк (РВС-2000, 2 ед.),

дизель-генераторные установки,

печи подогрева,

установка по утилизации отходов "Факел-1М",

нефтеперерабатывающий завод.

Планируемые источники выброса ЗВ в атмосферу рассредоточены по площади месторождения, что способствует рассеиванию выбрасываемых 3В в приземном слое атмосферы. В условиях равнинного рельефа Майского месторождения и отсутствия препятствий, вытянутых в одном направлении, возможность длительного застоя выбрасываемых ЗВ исключена. [5].

Предусмотрены мероприятия по сокращению выбросов ЗВ в атмосферу в период неблагоприятных метеорологических условий. Сокращение выбросов ЗВ от подогревателей и котлоагрегатов обеспечивается методами, относящимися к оптимизации процесса сжигания топлива при одновременном снижении образования токсичных продуктов сгорания. На факельных системах усиливается контроль за режимом горения, за работой контрольно-измерительных приборов и автоматических систем управления.

Охрана атмосферного воздуха на территории нефтепромысла обеспечивается мероприятиями, направленными на сокращение потерь нефти и газа, повышение надежности нефтепромыслового оборудования, высокую степень утилизации попутного нефтяного газа.

Для повышения степени экологической безопасности и минимизации ущерба, наносимого окружающей природной среде, проектом пробной эксплуатации предусматривается:

герметизированная система сбора, подготовки и транспорта нефти;

контроль швов сварных соединений трубопроводов;

защита оборудования от коррозии;

оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное;

сброс газа с предохранительных клапанов на факел;

испытанием оборудования и трубопроводов на прочность и герметичность после монтажа;

утилизация попутного нефтяного газа.

Контроль за выбросами ЗВ в атмосферу на промысле осуществляет служба экологической безопасности ООО "Альянснефтегаз”. [7].

5.2 Охрана недр в процессе эксплуатации

Охрана недр в процессе эксплуатации месторождения сводится к контролю за работой эксплуатационных скважин в установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета продуктивных пластов, рациональную выработку запасов и не допускающих преждевременного обводнения скважин.

Контроль за выработкой запасов обеспечивается учетом добываемой продукции и ее потерь, контролем за состоянием надпродуктивной части в процессе всего периода эксплуатации месторождения. Для замера дебита каждой скважины АГЗУ (типа "Мера-40-8-400").

При обустройстве и эксплуатации месторождения мероприятия по охране недр должны являться составной частью всех основных технологических процессов, направленных на обеспечение безаварийности производства и рациональное использование природных ресурсов.

Проседание земной поверхности над нефтяными месторождениями отмечается при разработке с падением пластового давления продуктивного пластов-коллекторов рыхлых или слабосцементированных песчаных пород мощностью в несколько сотен метров, залегающих на глубине не более 2000 м, и возрастом не старше эоцена. Просадка земной поверхности является результатом снижения давления флюидов, содержащихся в поровом пространстве горных пород (пластовое давление противодействует горному давлению, стремящемуся уплотнить горные породы; снижение пластового давления приводит к увеличению эффективного напряжения, равного разности между горным и пластовым давлением, что и вызывает уплотнение горных пород; уменьшение мощности уплотняющихся пород передается по земной поверхности, вызывая ее оседание).

Майское месторождение сложено древними уплотненными породами с небольшой мощностью продуктивного горизонта - 19,77 м, залегающего на глубине 2538 м, эксплуатация планируется с применением системы ППД, поэтому нет необходимости в предварительном прогнозе (расчете) возможности просадки земной поверхности над площадью разработки.

Добывающие скважины рассчитаны на длительный срок эксплуатации. Нарушение герметичности эксплуатационных колонн может привести к образованию грифонов, межпластовых перетоков и открытому фонтанированию. На случай аварийного состояния коллекторов в групповых замерных установках предусматривается устройство автоматической блокировки скважин. Причиной потери герметичности обсадных колонн может быть электрохимическая коррозия наружной поверхности труб. Защита промыслового оборудования проводится с применением оборудования из коррозионностойких сталей и защитных металлических и неметаллических покрытий, для предотвращения коррозионного разрушения применяется цементирование колонн до устья скважин.

В процессе эксплуатации скважин приповерхностная зона ствола скважин подвержена максимальным нагрузкам на верхние секции эксплуатационных колонн и интенсивным температурным напряжениям, ухудшающим условия крепления ствола скважин и герметичность обсадных колонн. Строительство скважин предусмотрено с теплоизолированными устьевыми арматурами.

В целях охраны недр при эксплуатации скважин контроль за условиями крепления ствола скважин и герметичностью обсадных колонн проводится на уровне обязательных технологических решений, выполняемых нефтедобывающим управлением. Своевременное выполнение изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, подлежащих ликвидации или консервации, предупреждает их негативное влияние на сохранность и рациональное использование природных ресурсов.

Контроль за охраной недр и окружающей природной средой при строительстве и освоении скважин осуществляет служба охраны окружающей среды предприятия, выполняющего буровые работы и на всех этапах разработки месторождения - служба экологической безопасности ООО "Альянснефтегаз". [5].

В соответствии с масштабом техногенного воздействия нефтепромысла на окружающую природную среду, программа комплексного экологического мониторинга должна предусматривать проведение мониторинга за состоянием воздушной среды, поверхностных вод (гидрохимический мониторинг, мониторинг донных отложений, гидробиологический мониторинг), почв, локальный объектный мониторинг геологической среды (гидрохимический мониторинг подземных вод питьевого качества), мониторинг за радиационной обстановкой.

Перечисленный комплекс работ должен выполняться 4 раза в год, по возможности, в постоянные сроки.

Предусматриваемые мероприятия по охране окружающей среды и недр направлены на обеспечение эффективной и безаварийной разработки месторождения и рациональное использование природных ресурсов.

Заключение

Майское нефтяное месторождение разрабатывается с 2005 г. и к настоящему времени находится на первой стадии разработки. Остаточные запасы нефти, составляющие 96,87 % от начальных извлекаемых, достигают 7,747 млн. т. и представляют собой большой резерв увеличения извлекаемых ресурсов.

Эксплуатационные объекты характеризуются послойной и зональной неоднородностью строения; неизбежная опережающая выработка запасов, приуроченных к интервалам с наибольшей проницаемостью, ведет к соответствующему изменению структуры запасов нефти.

На Майском месторождении работы по повышению интенсификации притока ведутся с момента разработки. Перечень наиболее распространенных включает: гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных скважин и кислотная обработка ПЗП.

Самым массовым методом, применяемым по плану разработки на месторождении, является гидроразрыв пласта. ГРП на месторождении проводится с 2005 г., его результаты показывают большую эффективность операций. Непосредственно после ГРП приток жидкости увеличивались преимущественно в четыре раза. Как показывают промысловые исследования в скважинах, гидроразрыв пласта увеличивает охват воздействием. В связи с высокозатратностью ГРП в настоящее время сделано только 9% ГРП от плана разработки. Фирмой было закуплено оборудование для ГРП, что обеспечит экономию средств на работы по интенсификации скважин пласта Ю_14-15.

На Майском месторождении пробурены шесть скважин с горизонтальным положением на объекты Ю₁^3-4. Средние дебиты жидкости по ним в 3 - 10 раз превышают дебиты окружающих скважин с вертикальным бурением. Таким образом, эксплуатация ГС на Майском месторождении показала высокую эффективность. На данный момент вводится система поддержание пластового давления (ППД). В плане применение физико-химических методов, которые позволят уменьшить неблагоприятное соотношение подвижностей вытесняющего агента и вытесняемой нефти устранить причины капиллярного удержания нефти в порах; изолировать высокопроницаемые пропластки неоднородного продуктивного пласта.

При выполнении выпускной квалификационной работы были проанализированы все виды интенсификации. При полученных данных прирост после ГРП составил 38540 тонн нефти и 96050 тонн прирост от горизонтальных скважин.

Список литературы

1. Бухаленко Е.И., Вергинова В.В. Нефтепромысловое оборудование. М.: Изд-во Искра, 1997г. - 421с.

2. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика повышения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1988. - с.18-21.

3. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов западной Сибири: Изд-во ТПУ, 2006. - 166с.

4. Кучумов А.И., Зенкиев М.Я. Диагностирование эффективности ГРП в условиях Западной Сибири. - Мегион: Изд-во Мегион_Экспресс 999г. - 432с.

5. Молодых П.В. Отчет пробной эксплуатации Майского месторождения. 2007г. - 397с.

6. Отчеты по ГРП ЗАО СП МеКаМинефть - Мегион. Изд-во Мегион_Экспресс, 2007г. - 110с.

7. Показатели текущего состояния разработки Майского месторождения. 2005-2007г. г. и первый квартал 2008г.

8. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи пластов. - М., Недра, 1986г. - 308 с.

9. Усачев П.М. Константинов С.В. и др." Инструкция по технологии глубоко проникающего гидравлического разрыва пласта" - Москва, 1988 год.

Размещено на Allbest.ru