Анализ эффективности применения ППД на Повховском месторождении

Таблица 8 - Контроль за разработкой  Повховского месторождения

4.  Специальная часть

На протяжении многих десятилетий развития нефтяной промышленности разработка месторождений осуществлялась путем бурения только добывающих скважин и извлечения нефти из них за счет использования ресурсов всех естественных видов пластовой энергии. По истощении пластовой энергии и снижении забойных давлений в добывающих скважинах иногда до нуля месторождения забрасывались при извлечении не более 25 – 30 % от первоначальных запасов нефти в пласте. Хотя вода – спутник нефти с момента ее образования, появление воды в добывающих скважинах рассматривалось как аварийное состояние и скважины останавливались. И только в конце 20-х – начале 30-х годов было замечено, что из скважин, в которых появлялась вода, извлекалось нефти больше и добыча была стабильней, чем в безводных скважинах. В 1932 г. комиссия под руководством акад. И. М. Губкина установила возможность и эффективность вытеснения нефти из пластов контурными пластовыми водами. Естественный водонапорный режим разработки нефтяных залежей был признан наиболее эффективным. С 30-х годов начала развиваться теория нефтяного пласта, водонапорного режима разработки и интерференции скважин. Однако идея восполнения пластовой энергии, расходуемой на вытеснение нефти и нагнетанием воды в пласты через скважины с поверхности, у нас в стране впервые была выдвинута и осуществлена лишь в послевоенные годы под руководством акад. А. П. Крылова. Искусственное заводнение получило широкое распространение. На месторождениях, разрабатываемых с заводнением залежей, в настоящее время добывается около 90 % от общего уровня добычи нефти, в пласты закачивается более 2 млрд. м³ в год. Популярность искусственного заводнения нефтяных залежей обусловлена его следующими преимуществами:

     - доступностью и бесплатностью  воды;

     - относительной простотой нагнетания  воды;

     - относительно высокой эффективностью  вытеснения нефти водой.

Первоначально применение заводнения связывалось  в основном с закачкой воды в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной части месторождения (законтурное заводнение). Принципы законтурного заводнения - многоэтапность разработки, перенос нагнетания, отключение малообводненных скважин и другие – не получили распространения. Развитием законтурного заводнения явилось создание системы внутриконтурного заводнения. В этом случае месторождение рядами нагнетательных скважин “разрезается” на отдельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная система разработки была запроектирована в 1955 г. на Ромашкинском месторождении. В начале 60-х годов институтом «Гипровостокнефть» были обоснованы блоковые системы внутриконтурного заводнения. При этих системах требуется разрезать нефтяное месторождение на блоки оптимальных размеров, которые исключают консервацию запасов нефти во внутренних зонах. В случае приконтурного заводнения нагнетательные скважины располагаются внутри залежей в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Применяется для разработки небольших залежей (шириной не более 4-5 км) с известным положением контуров нефтеносности при относительно выдержанных пластах, высокой проницаемости и малой вязкости нефти. При осевом разрезании скважины нагнетательного ряда размещаются вдоль длинной оси структуры. Осевое разрезание применяется при ширине залежей более 4-5 км и обычно сочетается с законтурным заводнением. Площадное заводнение особенно эффективно применять при разработке малопроницаемых и сильно прерывистых пластов. Очагово-избирательная система заводнения предназначена для разработки месторождений с высокой неоднородностью и прерывистостью продуктивных пластов. В сильно неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя не вытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках зонах и др. Это приводит к тому, что участки нефтяных залежей за фронтом заводнения представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопрони-цаемых и нефтенасыщенных менее проницаемых слоев и зон. Одним из эффективных способов дополнительного охвата заводнением не вовлеченных зон и участков могут служить циклическое, нестационарное заводнение послойно неоднородных продуктивных пластов и, как сопутствующий ему, способ изменения направления, кинематики потоков жидкости в систему скважин по простиранию неоднородных пластов. Циклическое воздействие на пласты способствует преодолению характера проявления капиллярных сил, выравниванию насыщенностей, т. е. повышению охвата заводнением неоднородных пластов. Разработка Повховского месторождения ведется с поддержанием пластового давления, система заводнения внутриконтурная, блоковая, трехрядная, закачка воды ведется с 1984 года. План по закачке воды на 01.01.2010 год составил 180686 т. м, в том числе пластовой 10108 т. м, сеноманской 7138 т.м, пресной 566 т.м. План по закачке воды выполнен и составил 101,8%. Прирост добычи нефти за счет закачки на 01.01.2010 год составил 808.8т.тонн. В течение года было введено 23 нагнетательных скважин при плане 8 скважин. В 2010 году закачка воды осуществлялась пятью кустовыми насосными станциями на которых установлено 30 агрегатов типа ЦНС - 180-1422, из них работающих 14 агрегатов, в резерве 16, оборудовано средствами замера типа СВУ - 200 30 агрегатов. Закачка пресной воды велась по БКНС № 5. Сеноманская вода добывалась из 15 водозаборных скважин насосами ЭЦН-250, 360, УЭЦН-3000*160, УЭЦП- 2000* 1400 и закачивалась по БКНС- 2,4,5. По БКНС -1,3,4 - велась закачка сточной воды. На 01.01.2010 года фонд нагнетательных скважин составил: 363 скважины, в том числе действующих - 159 скважин, в бездействии - 48 скажин, в простое - 3 скважины. На летний и зимний периоды составлялись организационно- технические мероприятия, с целью увеличения закачки и регулирования компенсации отбора жидкости закачкой. Система заводнения формировалась по пластам БВ8-10; ЮВ1-2. По пласту БВ-10 компенсация с начала разработки составила 136.4%, текущая компенсация составила 106.7%. За 2010 год закачено 1081.99 тыс.м. воды. И 13125,809 тыс.м3 с начала разработки. Анализируя компенсацию по блокам с начала года и текущую, наблюдаем, что блоки №№ 1;2;3;4, район ЦДНГ-2 компенсация выросла с начала 2001 года на 2, а то и на 3 порядка, что связано с запуском в работу из бездействия прошлых лет нагнетательных скважин №№ 2040\9;218\9.(3 блок), 2059\70;2061\70 (4 блок), исправление и уточнение режима нагнетательных скважин 2433\116; 2016\116 (2 блок). В летний период планируется ограничить закачку по этим блокам. Блоки №№ 7;8;9, компенсация в течении года составила 39.1%;38.5%;73.8% соответственно. В 2011 планируется перевести под нагнетание скважины 2527\133 (7 блок), запустить из бездействия в работу 2552\137 (8 блок) и произвести ОПЗ пласта БВ10 в нагнетательной скважине 2554\137 (8 блок). Перекомпенсированная закачка по блокам №№ 10;11;12;13, ограничена путем остановки нагнетательных скважин: 2212\36 (11 блок), 2185\32 (10 блок), 2697\166 (12 блок), 2694\39 ( 12 блок), 2667\36 ( 11 блок), 2194\35 ( 11 блок), 2235\39 ( 12 блок). Частично некомпенсированная закачка по 14;15 блокам объясняется неработающей скважиной 2733\50 которую планируется запустить в работу после ликвидации заколонного перетока. По пласту БВ8 компенсация с начала разработки составила 120.3%, текущая 123.7%. За 2010 год в пласт закачено 8935.123 тыс.м3. воды, с начала разработки 98168.542 тыс.м3. Анализируя компенсацию с начала года и текущую наблюдаем, что блоки №№ 4;5;6;7;8;9 компенсированы удовлетворительно. Каких либо отклонений в увеличении или уменьшении компенсации не наблюдается. И в 2011 году закачку по этим блокам планируется держать на уровне 2010 года. Недокомпенсированная закачка по 10 блоку связана с бездействием скважины 2179\31. Наблюдается тенденция на увеличение компенсации выше допустимой по 11;12 блокам. В летний период планируется остановить скважины №№ 2660\34;2204\34 (11 блок), 2229\37 (12 блок). Понижение компенсации со 136% и 121% до 113% и 117% по 13;14 блокам соответственно связано с закачкой в пласт СПС. Снижение компенсации по 15 блоку планируется осуществить остановкой скважин 2327\55; 2332\57; 2323\55 под циклическую закачку. По пласту ЮВ1 компенсация составила с начала разработки 52.5% по сравнению с январем 2010 год (49.4%), текущая компенсация на уровне 150%. Закачка по ЮВ2 ведется по четырем блокам №№ 1;2;5;6. С начала 1997 года в пласт закачено 442.241 тыс.м3. с начала разработки 2936.536 тчс.м3. По пласту БВ11 закачка с начала года составила 7548.586 тыс.м3. и с начала разработки 98250.113 тыс.м3. воды. Компенсация по пласту с начала разработки составила 101.2%, текущая 95.3%. Анализируя динамику изменения компенсации с начала 2008 года наблюдаем снижение компенсации по 16;17 блокам со 148% до 41%,и со 105% до 85% соответственно, это обусловлено остановкой скв 2373\62 и 1894\181, 2348\60 и 2774\173. Планируется увеличить компенсацию, т.е. перевести под закачку скважины №№ 2819\181; 2367\64;2779\175, и увеличить приемистость на скв:№№ 2817\180;2820\177. Тенденция на увеличение компенсации с начала года по 15 блоку планируется ограничить путем остановки нагнетательных скважин №№ 2313\52;2315\52;2317\52 под циклическую закачку и продолжением закачки СПС по этому блоку. Снижение текущей компенсации по 13;14 блокам до 110-105% осуществить путем остановки скважин№№ 2285\48;2283\53;2251\43 на циклическую закачку. Компенсация по блокам №№ 9;10;11;12 считается удовлетворительной. Увеличить компенсацию по 3;4;5 ому блокам в районе ЦДНГ-1 планируется путем перевода под нагнетание скважины №№ 2915\ 118, 2918\236; 2927\240; 2919\236; 2924\240. Компенсация по 1;2- ому блоку считается удовлетворительной. Итого по пластам БВ компенсация с начала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%,текущая 111%. С начала года закачено в пласты 18008 тыс.м3. воды с разработки 212481 тыс.м3. Система заводнения не полностью сформировалась, так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть. 

Заключение

В курсовом проекте рассмотрены актуальные проблемы разработки Повховского месторождения с применением внутриконтурного заводнения. Закачиваемая в пласт вода не может рассматриваться в виде виртуальной жидкости, неспособной существенно изменить, например, проницаемость пласта и используемой только в качестве средства поддержания пластового давления (ППД). Вода является важнейшим вытесняющим, замещающим нефть агентом. В связи с этим с новых позиций рассмотрены вопросы качества закачиваемой воды и ее соответствие коллекторским свойствам пласта. Последнее особенно важно при разработке месторождений и пластов с ухудшенными коллекторскими параметрами, в которых содержатся значительные запасы нефти, которые пока не могут быть вытеснены обычно применяемой водой. Рассмотрены причины самокольматации пористой среды, современные требования к системе ППД, методы и новые технологии очистки закачиваемых вод. Показана целесообразность очистки воды по каскадной технологии, обеспечивающей максимальный эффект при минимальных затратах. 
 
 
 
 
 
 
 
 

Литература 

1 Анализ  разработки Повховского месторождения:  проектный документ/ «КогалымНИПИнефть».–  Тюмень, – 2005. – 430 с.

2 Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов: Учебное пособие / Л.Е. Ленченкова, М.М. Кабиров, М.Н. Персиянцев. – Уфа: Издательство УГНТУ, 1998. – 255 с.

3 Эксплуатация  нефтяных и газовых скважин:  учебник для техникумов /А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М.  Дорошенко. – М.: Недра, 1989. – 480 с.

4 Уметбаев  В.Г. Геолого-технические мероприятия  при эксплуатации скважин: справочник рабочего /В.Г. Уметбаев. – М.: Недра, 1989. – 215 с.

5 Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Когалымского региона /С.М. Вайншток, В.В. Калинин, В.М. Тарасюк,           В. И. Некрасов. – М.: Академия горных наук, 1999. – 350 с.

6 Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки /А.А. Газизов.– М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2002. – 639с.

7 Анализ  эффективности применения методов  повышении нефтеотдачи на крупных  объектах разработки / М.А. Токарев, Э.Р. Ахмерова, А.А. Газизов,  И.З. Денисламов. – Уфа: Издательство УГНТУ, 2001. – 115 с.

8 Разработка  и эксплуатация нефтяных, газовых  и газоконденсатных месторождений:  учебник для ВУЗов /Ш.К. Гиматудинов,  Д.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и  др.; Под редакцией Ш.К. Гиматудинова.– М.: Недра, 1988. – 302 с.

9 Техника  и технология добычи и подготовки  нефти и газа: учебное пособие  /Г.З. Ибрагимов, В.Н. Артемьев, А.И. Иванов, В.М. Кононов; Под  редакцией  Ю.Н. Захарова.–  М.: Издательство МГОУ, 2005. – 243с.

10 Филин  В.В. Краткий анализ лабораторных исследований и результатов промышленного применения новых технологий повышения нефтеизвлечения /В.В. Филин, В.А. Кувшинов, Л.К. Алтунин //Интервал. – 2002. – №11. –          С. 24-28.

11 Кристиан М.Н. Увеличение продуктивности и приёмистости скважин: перевод с румынского/ М.Н. Кристиан, С.Р. Сокол, А.К. Константинеску. – М.: Недра, 1985. – 184 с.