Рис 5.17 Динамика газлифта в скважине 1014

В случае скважины 1014 (рис. 5:17), перед закачкой ФХМК, дебит нефти и расход газлифта были пропорциональны друг другу. После прокачки ФХМК, количество газа для газлифта на одну тонну извлечения нефти осталось относительно стабильным в течение 5 месяцев и увеличилось на шестом месяце. Дебит нефти имеет тенденцию к снижению в конце периода. Необходимо отметить, что не наблюдается корреляции оценки эффективности расхода газа газлифта и влиянием закачки ФХМК.

Рис 5.18 Динамика газлифта в скважине 1016

Видно, что для скважины 1016 (рис. 5.18) количество газлифта на одну тонну нефти повышается, но дебит нефти снижается. Здесь проведение газлифта и закачки ФХМК почти не оказывает влияние на дебит нефти. Это наблюдение более очевидно при анализе динамики извлечения нефти. Можно резюмировать, что процесс газлифта и закачка ФХМК имеет определенные положительные влияния на повышение нефтеотдачи из скважин олигоцена. Однако, это положительное влияние для каждой скважины различно.

5.3 Анализ динамики нефтеотдачи

Динамика добычи нефти, которая будет проанализирована и оценена в двух кластерах эксплуатационных и нагнетательных скважин следующим образом: - Первый кластер скважин в нижнем олигоцене - Белый Тигр содержит нагнетательную скважину 116 и эксплуатационные скважины 104, 108, 503, 507, 509, 510. - Второй кластер скважин в верхнем олигоцене - Белый Тигр: нагнетательная скважина 1003, эксплуатационные скважины: 1013, 1014, 1016- Для кластера скважин нижнего олигоцена: 104, 108, 503, 507, 509, 510

Рис. 5.21 Средний ежесуточный дебит скважины 104 по каждому месяцу

Фактические данные добычи на скважине 104 показали, что после прокачки ФХМК, дебит нефти повышался, выше прогнозного значения (линия тренда 5.21). С момента закачки ФХМК (20/4/2012), до апреля 2013, дебит нефти скважины 104 достигал до 2762 тонн, что больше прогнозного на 704,7 тонн. До этого момента, признак уменьшения дебита нефти до исходного значения не был виден (перед закачкой ФХМК).

Рис. 5.22. Средний ежед. дебит скважины скв. 108 по каждому месяцу

Для скважины 108, средний дебит нефти вырос с 10-12 т/сутки до 12-16 т/сутки. Результаты показаны на рисунке 5.22, Эффект закачки ФХМК начался на третьем месяце после прокачки. Через 9 месяцев после прокачки суммарный дебит нефти из скважины 108 достиг 3 619 тонн, рост нефтеотдачи по сравнению с теоретическим значением составил 1138 тонн.

Рис. 5.23 Средний ежесуточный дебит скважины 503 по каждому месяцу

В отличие от двух скважин, дебит нефти скважины 503 увеличился только в течение 3 первых месяцев после прокачки ФХМК. В течение следующих 3 месяцев, дебит нефти вернулся на уровень предшествующий закачки, (до января 2013). Дебит нефти вновь вырос в течение последних 3 месяцев. В основном, дебит нефти не сильно изменился и держится в промежутке 10-20 тонн/сутки.

Рис. 5.24. Средний ежесуточный дебит скважины скв. 507 по каждому месяцу

По скважине 507 (рис. 5:24), перед закачкой ФХМК, динамика дебита нефти была не стабильна. После прокачки ФХМК, дебит нефти значительно не изменился по сравнению со значением предыдущих месяцев. Дебит нефти составил около 10-15 т/сутки. Добыча нефти увеличилась на 673 тонн по сравнению с теоретическими расчетом.

В случае скважины 509 (рис. 5.25) дебит нефти практически не изменился по сравнению с предыдущими месяцами (в диапазоне 10-12 т/сутки), однако был значительно выше по сравнению с прогнозом. Изменение дебита нефти после прокачки ФХМК происходит в соответствии со степенной функцией. Сначала дебит нефти будет увеличиваться, а затем уменьшаться и стремиться к прогнозным значениям.

Рис. 5.25 Средний ежесуточный дебит нефти скв. 509 по каждому месяцу

Рассмотрим случай скважины 510, кривая динамики (рис. 5.26) показывает, что дебит нефти остается очень стабильным после прокачки ФХМК. Дебит нефти в диапазоне 30-40 тонн/ сутки. В течение 9 месяцев прослеживались отличия от теоретического значения. Сумма дебитов нефти во время исследования была 9598 тонн, а количество увеличения добычи нефти по сравнению с теоретическими расчетами составило 1677 тонн. Можно увидеть, что воздействие ФХМК повысило эффективность на это количество извлеченной нефти.

Рис. 5.26 Средний ежедневный дебит нефти скв. 510 по каждому месяцу

- Для кластер скважин в верхнем олигоцене: скважины 1013, 1014, 1016

Рис. 5.27 Средний ежедневный дебит нефти скв. 1013 по каждому месяцу

Для скважины 1013 (рис. 5:27), динамика дебита нефти после прокачки ФХМК также подчинялась теоретическим расчетам. Дебит нефти скважины 1013 был выше, чем в предыдущие месяцы и остался на таком уровне в последующем.

Рис. 5.28 Средний ежедневный дебит нефти скв. 1014 по каждому месяцу

На основании описания (рис. 5. 28), видно, что в скважине 1014, после прокачки ФХМК, дебит нефти немного увеличился и остался стабильным в течение 5 месяцев, а затем вернулся в исходное состояние (данные добычи совпадают с линией тренда уменьшения).

Рис. 5.29 Динамика сред. ежедневного дебита скв.1016 по каждому месяцу

Для скважины 1016, динамика дебита нефти ниже расчетной (рис. 5.29). Это доказывает, что ФХМК почти не влияет на дебит скважины, вероятно из-за слабого соединения между нагнетательными скважинами и эксплуатационными скважинами. Результаты обводнённости скважин также внесли вклад в эту гипотезу.

Суммарные результаты повышения извлечения нефти при испытании ФХМК будут показаны на следующем рис. 5.30

Рис. 5.30 Средний ежедневный дебит целого участка нижнего олигоцена по каждому месяцу

Рис. 5.31 Средний ежедневный дебит целого участка верхнего олигоцена по каждому месяцу

По расчету, видно что, после прокачки ФХМК, дебиты обеих скважин 1013 и 1014 увеличились. Однако, дебит скважины 1016 снижался сильнее по сравнению с теоретическим расчетом. Это указывает на то, что суммарный результат повышения нефтеотдачи был незначительным.

Определение количества увеличения нефтеотдачи

Количество увеличения нефтеотдачи были рассчитаны по способу, показанному в методике повышения коэффициента нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими методами, которая была утверждена Директором СП «Вьетсовпетро» 10 ноябрья 2010.

Повышение суммарной добычи по каждой скважине рассчитывалось по следующему уравнению, тонн (m3):

QTC = QT - Qcs

QT - суммированный фактический дебит в наблюдаемое время, тонн (m3);

Qcs - основный суммированный, тонн (m3),

Qcs рассчитается следующим образом:

1 - K_gt

Q_cs = q_о. N. К_kt --------

1 - K_g

Где: q_о - средний дебит по каждой скважине до закачки ФХМК, тонн/(скв.сутки);

N - Количество календарных дней в каждом месяце, сутки;

К_kt - Коэффициент добычи для каждой скважины, е.д. В случае после закачки ФХМК, и если добывающая скважина работает периодически, Kkt принимает значение в тот момент,

К_g - Коэффициент снижения потока до применения технологии, е.д;

t - Промежуточное время анализа после применения технологии, месяц.

Планируемая сумма дебитов была рассчитана суммированием Qcs всех рассматриваемых объектов.

Результат расчета показан в таблице 5.3.

Таблица 5.3

Сумма увеличения нефтеотдачи после 12 месяцев с момента закачки ФХМК

Суммарное повышение нефтеотдачи в течения 12 месяцев составляет 7820 тонн. Такой способ расчета включен в техническую рекомендацию (RD) работу: “Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами”.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ПРЕДЛОЖЕНИЕ

Заключение:

1. ФХМК представляет собой продукт микробиологического происхождения, имеющий физико-химические характеристики и свойства, позволяющие повысить КИН в условиях олигоценов, разрабатываемых с применением морской воды для ППД (высокая солёностойкость и термостойкость).

2. Применяемый ФХМК заметно усовершенстован (улучшение начальной вязкости, термостойкости) по сравнению с предыдущим проектом, в котором объектом воздействия являлся нижнемиоценовые коллектора, и подходит для жестких условий олигоцена месторождения Белый Тигр.

3. ФХМК технология обладает рядом преимуществ: организация и простота выполния, экономия объема, времени закачивания, затрат на работы.

4. После закачки ФХМК, темп роста обводненности скважин замедлился, дебит реагирующих скважин имеет тенденцию роста, удельный расход газа газлифта снижается.

5. В период с начала мая 2012г до конца апреля 2013г, дополнительная добыча нефти составила более 7820 тонн, продолжительность эффекта закачки ФХМК около 8-12 месяцев.

6. Результат применения ФХМК технологии для Олигоцена и Миоцена открывает перспективы применения технологии для объектов фундамента месторождения “Белый Тигр”.

7. На основании применения ФХМК технологии, авторы подготовили технологический регламент (RD) для использования технологии, подходящей по техническим и технологическим условиям для эксплуатации шельфовых месторождений СП “Вьетсовпетро”.

8. Отчёт составлен в соответствии с техническими требованиями контракта по срокам, объемам и качеству работ.

Предложения:

1. Расширить испытание и применение ФХМК технологии для объектов миоцена и олигоцена.

2. Усовершенствовать ФХМК технологию для применения на объектах фундамента месторождения “Белый Тигр”. ФХМК усовершенствовать по составу реагентов повышенной термостойкости.

ЛИТЕРАТУРА

1. Exxomobil. Enhanced oil recovery technology. PVN EOR workshop 13-14 September 2010

2. Larry W. Lake, University of Texas Austin, Texas, USA. Raymond L. Schmid, Chevron Oil Field Research. A Niche for Enhanced Oil Recovery in the 1990s

3. United States Patent 4971150. Foam injection into a gravity override zone for improved hydrocarbon production

4. Салимов. Обобщение результатов водоизоляционных работ (Обзор)

5. Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамудинов. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. Москва “Недра” 1983

6. Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов - Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. НОВОСИБИРСК “НАУКА“ СИБИРСКАЯ ИЗДАТЕЛЬКАЯ ФИРМА РАН 1995

7. Th? nghi?m cфng nghi?p cфng ngh? ph?c h?p vi sinh hoб lэ tгng thu h?i d?u v?a Mioxen h? m? B?ch H?. Vung tаu - 2007. Thэ vi?n VSP.

8. United States Patent №4 406 798. Surfactant enhanced injectivity of Xanthan mobility control solution for tertiary oil recovery

9. United States Patent №4 181 178. Oil recovery by waterflooding with thickened surfactant solutions.

10. US patent 4 077 471. Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations

11. Technical proposal - Bid - VSP's Section № -DV-183/08-NHD-2009)

12. Nghiкn c?u kh? nгng s? d?ng phэхng phбp Ph?c h?p vi sinh - hуa lэ nh?m thu h?i d?u t?ng Mioxen h? m? B?ch H?. Thэ vi?n PV.

13. Assessor' Handbook, Section 566. Assessment of Petroleum Properties. August 1966. Revised January 1999).

14. PetengCalculators - Dec01-A

15. Society of Petroleum Engineers

Distinguished Lecturer 2005-06 Lecture Season

16. SPE 28688

Decline Curve Analysis Using Type Curves-Analysis of Oil Well Production Data Using Material Balance Time: Application to Field Cases

By L.E. Doublet

17. Ben Niu, Wei Yan, Alexander A., Shapiro and Erling H. Stenby, Coupling Miscible Flow and Geochemistry for Carbon Dioxide Flooding into North Sea Chalk Reservoir. Department of Chemical and Biochemical Engineering, Technical University of Denmark

18. Claridge E.L., Lescure B.M. and, Wang M.W., Carbon Dioxide Foam Flooding. Laboratory Model and Computer Simulation of the Process Chemical Engineering Department, University of Houston, Houston, TX 77004

19. Conventional and Unconventional Methods to Enhance Oil Recovery. 7th Saudi Engineering Conference, 28-Sep-08

20. D'Angelo M.V., Chertcoff R., Rosen M., Universidad de Buenos Aires. Miscible Flooding of Polymeric Solution in Porous Media of Double Porosity. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, 25-28 March 2001, Buenos Aires, Argentina

21. Karin Mannhardt and, Jerry J. Novosad. Adsorption of Foam-Forming Surfactants for Hydrocarbon-Miscible Flooding at High Salinities. Petroleum Recovery Institute 100, 3512 33rd Street N.W., Calgary, Alberta T2L 2A6, Canada

22. United States Patent №5 083 612. Hot water, surfactant, and polymer flooding process for heavy oi.

23. United States Patent 4971150. Foam injection into a gravity override zone for improved hydrocarbon production

24. US Patent 4793416 - Organic crosslinking of polymers for CO2 flooding profile control. December 27, 1988

25. Vello A. Kuuskraa, President, George J. Koperna, Jr., Vice President Maximizing oil recovery efficiency and sequestration of CO2 with “next generation CO2 - EOR technology. Advanced Resources International. 2007-2008 Season. SPE Distinguished Lecturer

26. Yu Wuxing (Special Oil Development Company; CNPC Liaohe Oilfield Company; Liaoning Panjin 124010). Application of Steam-surfactant-CO2 Stimulation and Assemble Steam Injection Techniques for Horizontal Well in Production of Ultra-heavy Oil

27. D.J. Eement, SG Goodear&N.C. Sargent

Comparison of polymer and waterflood residual oil saturation

AEA Technology plc, Winfrith Technology Centre, Dorchester, Dorset, DT2 8ZE, UK Presented at the IEA Collaborative Project on Enhanced Oil Recovery 21st International Workshop and Symposium, Edinburgh, UK, September 2000.

Размещено на Allbest.ru