Материал: Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

скин-фактор (S):

S=0; однородный пласт

S>0; ухудшенное состояние проницаемости ПЗП (засорение, кальмотаж, различные отложения)

S<0; улучшенная ПЗП (возможно за счет проведения обработок ПЗП

( СКО, наличие трещин)

Также в ходе выполнения этой работы был проведен анализ эффективности методов ОПЗ на Ем-Ёгском месторождении. По данным анализа видно, что мероприятия, связанные с обработками призабойных зон (ОПЗ) пластов добывающих скважин различными химическими реагентами имеет недостаточно высокий коэффициентом успешности. Из 771 операций, успешными модно признать только 455. Средние приросты дебитов нефти составили, 1,5 т/сут. Анализ проведения метода Гидровиброфрак на месторождении Ю1 показал хорошую эффективность метода. Средние приросты дебитов нефти составили, 3,3 т/сут.. Все это говорит о том , что метод динамического нефтекислотного разрыва карбонатных пород можно применить на месторождении ВК 3 с последующим эффектом выраженным в увеличение проницаемости ПЗП и как следствие дополнительной добычи нефти.

По причине №2

Предлагается возобновить метод импульсно -дозированного теплового воздействия с паузой (ИДТВ (П)).

В 1991 г. специалистами ВНИПИтермнефть была создана Технологическая схема Ем-Ёгского месторождения с применением высокоэффективных методов воздействия на пласт. Протоколом ЦКР Минтопэнерго РФ № 1537 от 13.05.1993 г. проектные решения утверждены в авторском варианте.

По объекту ВК 3 предусматривалось применение технологии ИДТВ(П) с последующим переходом на технологию ТЦВП. На практике не все проектные решения удалось выполнить

В большей степени применялась технология импульсно-дозированного теплового воздействия ИДТВ (П), охватившая почти всю центральную часть залежи и небольшой участок на севере залежи. Технологии ТЦВП не получила дальнейшего промышленного применения на Ем-Ёгском месторождении. Очевидно, что одним их основных препятствий дальнейшего развития технологии стало отсутствие надежного теплоизолирующего оборудования в скважинах абалакского яруса и неполных охват нагнетательных скважин внешним обустройством по подаче к ним теплоносителя.

Отметим, что закачка пара (Т - 345 0С) осуществлялась в опытном порядке в малых объемах и не получила промышленного внедрения. В основном в качестве теплоносителя использовалась подогретая пресная вода с Камского водозабора. Диапазон температуры подогрева воды варьировали от 50 до 260 0С на устье. В 2005 г. средняя температура подачи теплоносителя на устье ПНС составляла немногим более 120 0С. Применение тепловых методов позволило повысить пластовую температуру объекта. Текущая средняя температура объекта ВК 3 на 1.01.2008 г оценивается значением 34,7 0С.

Объект планомерно прогревался с внедрением тепловых методов разработки, достигнув максимальных темпов прироста Тпл в период середины 90-х годов. По результатам адаптации расчетных модельных данных на фактические данные разработки абалакского яруса, степень прогрева запасов объекта (по состоянию на 1.01.2006 г.) можно охарактеризовать следующими значениями:

доля объема с температурой выше начальной (28 0С)     44%;

доля объема с температурой выше 50 0С                          13%;

доля объема с температурой выше 100 0С     1,5%.

Прогрев пластовой системы позволяет снижать значение межвязкостного соотношения нефти и воды в потоке, способствуя повышению дебитов скважин и увеличению нефтеотдачи. Результатами исследований пластовой нефти Ем-Ёгского месторождения установлено, что с повышением температуры свыше 50 0С, вязкость пластовой нефти сокращается более чем в 3 раза. В целом, от намеченных в Технологической схеме, ряд элементов системы разработки, где тепловые методы реализованы в полномасштабных объемах, характеризуется повышенной выработкой запасов нефти, достигнув значений КИН - 0,44, при утвержденном 0,392.

В связи с этим, для проведения технологических расчетов потенциальных перспектив применения тепловых методов на месторождении, было принято решение о использовании в качестве метода воздействия для улучшения состояния ПЗП технологию подачи теплоносителя в пласт - технологии ИДТВ и ИДТВ(П). Отметим, что утвержденным ЦКР, вариантом разработки абалакского яруса является вариант 3а Технологической схемы 1991 г., предполагающий импульсно-дозированное тепловое воздействие.

3.2 Проектирование предлагаемых методов воздействия для увеличения проницаемости призабойных зон скважин Ем-Ёгского месторождения

В ходе выполнения данной работы были выявлены 2 основные причины снижения проницаемости призабойной зоны скважин Ем-Ёгского месторождения. Для каждой причины разработаны проектировочные решения.

По причине №1

этап. Для снижения содержания механических примесей и нефтепродуктов в закачиваемой воде применить технологию подготовки нефти с использованием гидрофобных фильтров и установку гидроциклонной очистки воды для систем ППД. На данный момент при подготовки нефти и подтоварной воды на УПН «ВК 3» используется метод отстоя и дегазации без прохождения сточной воды через гидрофобные фильтры. Гидрофобный фильтр представляет собой слой нефти находящийся в резервуарах и аппаратах УПН. Сточная вода водиться через лучевой перфорированный распределитель в слой нефти (гидрофобный фильтр) и, опускаясь вниз освобождается от капелек нефти и механический примесей. Вода прошедшая через слой нефти и освободившееся от основной части капельной нефти, подвергается еще и отстою в слое воды.

этап. Установка гидроциклонной очистки воды для систем ППД предназначена для очистки пластовой воды, не содержащей нефти от механических примесей и подачи ее под избыточным давлением на прием насосов кустовых насосных станций (КНС) системы поддержания пластового давления (ППД). Установка монтируется на площадке КНС в соответствии с проектом привязки, выполненным компетентной организацией. Устройство БТ представляет собой мобильное обогреваемое помещение, в качестве ограждающих конструкций которого использован утепленный бокс с трехслойными панелями. В БТ установлено следующее оборудование: два поднапорных насосных агрегата, два мультициклона, два фильтра с фильтрующими элементами конструкции Крапухина (ФЭК); два силовых электрических шкафа; один шкаф управления; трубопроводная обвязка с предохранительной и запорно-регулирующей арматурой; средства КИП и А.

Таблица 13 - Техническая характеристика установки очистки воды

этап. Метод динамического нефтекислотного разрыва карбонатных пород.

Сущность технологии заключается в комплексном воздействии на пласт, которое включает упругие колебания, гидравлическое воздействие и использование нефтекислотных эмульсий.

Технологический процесс включает 3 этапа. На 1-м этапе осуществляется предварительное виброволновое воздействие на выбранные интервалы пласта для его декольматации, разупрочнения, раскрытия существующих и создания сети новых микротрещин, на 2-м этапе - проведение разрыва пласта рабочей жидкостью через генератор колебаний, на 3-ем - продавка нефтекислотной эмульсии глубоко в пласт в поле упругих колебаний. В результате создается сеть глубоких, несмыкающихся трещин в пласте, что позволяет отказаться от закачки проппанта. Кроме того, при воздействии на карбонатные пласты, залегающие на глубинах до 1200-1500 м, возникают горизонтальные трещины при использовании агрегатов малой мощности, например типа ЦА-320М, СИН-35.

С целью получить наибольший эффект был проведен анализ распределение остаточных извлекаемых запасов нефти по скважинам. Была рассмотрена карта текущих подвижных запасов абалакского яруса пласта ВК 3(см. приложение 2).

Также основным источником информации для выбора кандидатов (скважин) для ОПЗ будет являться «Технологический режим работы скважин по состоянию на октябрь месяц», а также карта текущих подвижных запасов.

В результате анализа фонда скважин были подобраны 15 скважин. С целью минимализации рисков по проекту (неполучение запланированного эффекта) 8 скважин были исключены из списка по причине высокой кратности обработок. Данные по оставшихся 7 скважинам приведены в таблице 14, а их проектирование показано на рисунке 7.

Таблица 14 - Скважины кандидаты для проведения динамического нефтекислотного разрыва пласта

по причине №2

Анализ распределения остаточных подвижных запасов нефти, полученных с использованием геолого-гидродинамического моделирования/14/, позволил выделить в северной части площади участок с наибольшей концентрацией запасов (см. приложение 1). По результатам исследований ГДИ низкие значения проницаемостей связанны в основном в северной части месторождения. (см.приложение 2) Можно отметить, что более высокие значения связаны в основном с центральной частью залежи. Именно в эти зоны (центральную часть) было закачено основное количество теплоносителя. В связи с эти область внедрения метода ИДТВ (П) будет распространяться в северной части месторождения (см рисунок 7).Закачка теплоносителя по технологии ИДТВ(П) будет проводиться в 34 скважины.

Рисунок 12 - Схема проектирования скважин для проведения метода динамического нефтекислотного разрыва и метода ИДТВ (П)

3.3 Расчет технологических показателей

Также для расчета технологических показателей разделим предлагаемые решения на 2 части согласно выявленных причин.

Добыча нефти. Добыча жидкости

) Расчет технологических показателей при применении метода КГРП

Методика прогноза технологической эффективности

. Расчет максимально возможного значения коэффициента продуктивности (для «незагрязненного» пласта):

 (1)

где Kпл - проницаемость «незагрязненного» пласта, h - толщина пласта, mпл -вязкость пластовой продукции, Rпл - радиус контура питания, Rзаб - радиус скважины.

. Коэффициент продуктивности скважины до обработки:

 (2)

где Kск - проницаемость поврежденной скин-зоны, Rск - радиус скин-зоны.

. Максимально возможная степень восстановления продуктивности скважины:

 (3)

. Целевое значение уровня восстановления продуктивности (расчет требуемого восстановления продуктивности по экономической целесообразности или экспертно):

 (4)

где nэкс - коэффициент снижения прироста добычи, рассчитываемый по экономическим показателям или экспертно.

. Целевое значение коэффициента продуктивности ПЗП (после обработки):

 (5)

. Дебит скважины до обработки:

 (6)

Рпл - пластовое давление на последнюю дату, МПа, Рзаб - забойное давление на последнюю дату, МПа.

. Дебит скважины после обработки

 (7)

. Дополнительная добыча за N месяцев длительности эффекта:

 (8)

Таблица 15 - Скважинные данные для расчета технологических показателей