Дипломная (вкр): Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

Таблица 3.1

Результаты проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов на Мыхпайском месторождении

Год           Вид воздействия               Кол-во скв.          Q, тоннУд.допол. добыча нефти,

.2 Сущность метода и механизм вытеснения ПГС «Ритин»

Внедрение этих технологий дает положительные результаты. Их недостатками является то, что практически все технологии основаны на взаимодействии двух или более реагентов (ПАА и реагента-сшивателя). Вследствие этого:

затрудняется управление процессом гелеобразования;

отмечается неравномерность образования геля по всему объему (качество сшивки зависит от концентрации полимера и сшивающего агента);

использование солей тяжелых металлов (хрома) повышает опасность загрязнения окружающей среды и возможность поражения персонала;

требуется использование дорогостоящих дозирующих устройств (себестоимость мобильной станции составляет 300 тыс.долл.США);

применяемые технологии имеют сравнительную низкую технологическую эффективность;

необходимы значительные производственные затраты на реализацию технологии (скважино-операции);

требуются высокие удельные затраты на добычу 1 т нефти;

Поэтому было решено провести внедрение полимерно-гелевой системой «Ритин», разработанный ОАО «РИТЭК». ПГС «Ритин» - однокомпонентная гелевая система, основу которой составляет полимерный материал, это особым образом обработанный полиакриламид, который в виде водного раствора через нагнетательные скважины закачивают в частично заводненные нефтяные пласты. Отличительными свойствами «Ритина» являются его высокая термоокислительная устойчивость, устойчивость к механической деструкции, длительная стабильность в пластовых водах с высокой минерализацией и сохранность технологических свойств при долговременном хранении.

Цель закачки водного раствора «Ритина» - направить его в уже обводненные слои и тем самым резко уменьшить холостую прокачку закачиваемой воды через эти слои; при этом уменьшить долю воды и увеличить долю нефти в дебите добывающих скважин; а при неизменной лроизводитель-ности глубинных насосов, спущенных в эти добывающие скважины, увеличить их дебит нефти[18].

.3 Технология проведения закачки реагента «Ритин» на Мыхпайском месторождении

Технология ПГС «Ритин» относится к «мягким» технологиям, то есть снижение проницаемости наиболее промытых интервалов пласта носит временный характер вследствие того, что:

. Вязкоупругие свойства ПГС обеспечивают селективную изоляцию промытых нагнетаемой водой интервалов. Полимерно-гелевая система избирательно движется по высокопроницаемым прослоям пласта. Это движение обусловлено динамичностью глобул геля, которые перемещаются по поровым каналам коллектора, преодолевают сужения каналов, вытягиваясь в нити, а в каналах с хорошей проницаемостью снова принимают форму глобул.

. ПГС «Ритин» разлагается после 1,0...1,5 лет эффективного действия в продуктивном пласте.

Поэтому его можно применять практически на всех этапах разработки месторождений, на объектах с низкой выработкой запасов нефти и высокой неоднородностью по проницаемости[23].

Технология применяется на нефтяных месторождениях для обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости, увеличения отборов нефти, снижения обводненности реагирующих добывающих скважин и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения. ПГС «Ритин» получают путем затворения реагента в воде. Эта система представляет собой взвесь вязкоупругих частиц гидрогеля размером 0,5...5 мм в воде, которую закачивают в нагнетательные скважины. При поступлении в пласт ПГС «Ритин» создает дополнительное сопротивление. В результате нагнетаемая вода перераспределяется в менее проницаемые интервалы, частицы устремляются в зоны минимального гидродинамического сопротивления, заполняя наиболее крупные обводненные поры, каверны и трещины. Это приводит к выравниванию фронта заводнения, что способствует вовлечению в разработку ранее не дренируемых или слабодренируемых интервалов пласта и как следствие повышает степень выработанности запасов нефти. Способность частиц гидрогеля деформироваться из сферы в тонкие нити и обратно при их значительной вязкости приводит к существенному замедлению движения оторочки по пласту, а высокая термостабильность и солестойкость обеспечивают более длительное время эффективной работы оторочки по сравнению с ранее применяемыми технологиями[20]. Закачка раствора осуществляется циклами по 50-60 м³. Между циклами закачивается такой же объем технической или пресной воды. Водный раствор «Ритина» соответствующей концентрации и соответствующего объема закачивают в нагнетательную скважину, после чего ее останавливают на некоторое время, например на 1 сут. Этот технологический простой нагнетательной скважины имеет большой смысл. По одной версии за время простоя нагнетательной скважины водный раствор «Ритина» приобретет состояние геля и станет малоподвижным. По другой версии за время простоя нагнетательной скважины из необводненных нефтяных слоев с более высоким давлением закачанный раствор «Ритина» перетечет в обводненные нефтяные слои с более низким давлением. Очень важно не замедлять вытеснение нефти по необводненным слоям и замедлять движение воды по обводненным слоям[20].

На всей площади Мыхпайского месторождения были проведены ряд мероприятий по внедрению данной технологии в период с 2000-2002 года. Главной особенностью работ, проведенных на данном месторождении, является практически одновременная обработка нагнетательных скважин. Следствием этого, как уже указывалось выше, является более высокая эффективность воздействия (таблица 3.2). С другой стороны, появляется возможность проведения достаточно точной оценки дополнительно добытой нефти Важным моментом полимерно-гелевого воздействия, как уже указывалось выше, является возможность подключение к заводнению неохваченных ранее участков пласта.

Таблица 3.2

Результаты проведения полимерно-гелевого воздействия на Мыхпайском месторождении

Выводы к главе 3

1) В 80-х годах на Мыхпайском месторождении была проведена закачка полимерно-дисперсной системы. Однако технологами не была учтена термическая деструкция полиакриламида. И ожидаемый эффект не был достигнут.

) Закачка волокнисто-дисперсной системы в 1995-1996гг. дала положительный результат, было добыто дополнительно 18000 тонн нефти. Так как их растворы устойчивы к воздействию температур, характерных для месторождений Западной Сибири.

) Применение биополимерного заводнения в 1998 году позволило добыть дополнительно 59,8 тыс.т нефти.

) В 2000 году было принято решение о внедрении полимерно-гелевой системы «Ритин» с целью:

А) выравнивания профиля приемистости;

Б) увеличения отборов нефти:

В) снижения обводненности реагирующих добывающих скважин

Г) повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

) Проводилась практически одновременная обработка нагнетательных скважин. Следствием этого является более высокая эффективность воздействия. Было получено 114612 тонн дополнительной нефти.

4. ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПГС «РИТИН» НА ОЧАГЕ №303 МЫХПАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Выбор и обоснование опытного участка

в поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторах с пластовой температурой до 120^оС;

в нефтенасыщенных коллекторах с изменением диапазона проницаемости от 10 до 1500 мД;

с минерализацией пластовой воды до 230 г/л;

с обводненностью добывающих реагирующих скважин на участке применения технологии до 98 %. Необходимо ориентироваться на объемы обводненных нефтяных слоев. Если процесс заводнения начался недавно, обводненных слоев еще нет, то закачивать Ритин в нагнетательную скважину не надо.

высокая приемистость нагнетательной скважины способствует воздействию на более удаленные зоны и на большую площадь пласта.

Наземное оборудование скважины должно быть в технически исправном состоянии, не иметь пропусков и повреждений. Обязательными условиями при выборе скважин для проведения закачки реагентов являются: отсутствие заколонных перетоков, исправность эксплуатационной колонны.

Технологическая эффективность обработок нагнетательных скважин ПГС «Ритин» тесно связана с правильным выбором объектов применения технологии и зависит от ряда факторов (например, тип залежи, температура пласта, минерализация нагнетаемой и пластовой воды, отборы и т.д). Как видим, число факторов, определяющих технологическую эффективность, велико. Оценить большинство из них возможно только после соответствующих расчетов и геолого-промыслового анализа. Для проведения метода был выбран опытный участок пласта БВ8, находящийся на Мыхпайской площади месторождения в районе КНС. Очаг №303 включает 3 добывающих (скв.1268,1269,516) и одну (скв.303) нагнетательную скважину (рис.4.1).

Рисунок 4.1 - Схема размещения скважин на опытном участке

.2 Порядок проведения закачки реагента в пласт

Реагент «Ритин» представляет собой белый (допускается оттенок желтого цвета) мелкозернистый или порошкообразный полимерный материал с размером частиц до 4 мм. Содержание влаги не более 10%. Реагент нетоксичен, невзрывоопасен, негорюч, при действии открытого огня обугливается.

До начала закачки:

до начала работ по закачке ПГС «Ритин» в скважины необходимо удостовериться в качестве данной партии материала путем выборочной проверки свойств небольшой части реагента на соответствие согласно ТУ и паспорта завода-изготовителя;

определение приемистости агрегатом ЦА-320 каждой обрабатываемой нагнетательной скважины по воде на 3-х режимах при давлении равном рабочему давлению закачки и +/- 10 атм. от рабочего давления закачки;

определение суточной добычи жидкости (для фонда оборудованного ШГН снятие динамограмм), динамических уровней и обводненности реагирующих добывающих скважин в период не более 2-х недель до начала закачки;

предусмотреть проведение комплекса ГИС (тех. состояние колонны, профиль приемистости) на нагнетательных скважинах.

Во время закачки:

режим работы насосного агрегата подбирается таким образом, чтобы закачка ПГС началась при давлении, равном рабочему давлению скважины. Режим меняется при достижении давления закачки предельной величины, равной 1,1 от рабочего давления скважины. При достижении давления закачки на 30% выше рабочего, необходимо провести продавку водой в объеме 25 м³, дальнейшие работы согласовать с НГДУ;

в течение всего периода обработки ведется контроль закачанной жидкости по времени закачки и изменение давления нагнетания. Это позволит во время проведения обработки контролировать изменение приемистости нагнетательной скважины по раствору;

После завершения закачки оторочки:

в течение первых трех дней после обработки нагнетательной скважины ПГС ежедневно замерять суточный объем закачки и давление нагнетания, далее каждые три дня в течение первого месяца (в целях отслеживания динамики восстановления приемистости скважины) по СВУ;

в течение первых двух недель после закачки предусмотреть проведение ГИС (профиль приемистости) на нагнетательных скважинах с целью контроля эффективности обработки. В течение года контролировать работу реагирующих добывающих скважин участков воздействия ПГС.

4.3 Оборудование, применяемое для закачки реагента в пласт

В систему приготовления и нагнетания полимерно-гелевой системы входит: 1 - загрузочная емкость; 2 - склад для сухого реагента; 3,4 - емкости для объемом по 25-50 м³ для хранения реагентов; 5,6 - циркуляционные насосы; 7,8 - фильтр грубой очистки, 9,10 - фильтр тонкой очистки; 11,12 - дозировочные насосы; 13 - счетчик; 14 - лаборатория (рисунок 4.1). Пласт, в который нагнетают раствор реагента, отделяют серийным пакером от других пластов, если они принимают воду. Нагнетание раствора реагента и пресной воды проводят при меньших расходах и давлениях, чем при закачивании сточной воды. Режим работы растворного узла круглосуточный. При этом объемы раствора и оторочек воды в одном цикле преимущественно берут равными между собой. Узел приготовления и нагнетания раствора реагентов монтируют вблизи КНС или очистных сооружений нефтесборных пунктов. Производительность растворного узла по нагнетаемому раствору или пресной воде составляет 200 м³/сут или более. Согласно схеме (рисунок 4.1) приготовление и нагнетание раствора проводят в следующей последовательности: в порожнюю подготовительную емкость набирают не более половины объема мягкой пресной воды; затем отмеряют мерной емкостью требуемые объемы реагентов и перекачивают их насосом. Заполняют емкость пресной водой до необходимого уровня, перемешивают насосом до однородного состояния; подготовленный в емкости рабочий раствор реагентов самотеком или насосом подают на прием насоса, которым нагнетают его в скважину через блок-гребенку; расход воды и раствора контролируют по уровню жидкости в емкостях и с помощью приборов учета жидкости типа "Турбоквант"; предусмотрено автоматическое отключение насосов 8-10 и 13 при достижении верхнего и нижнего пределов уровня жидкости в емкостях 3-5 и резком снижении давления нагнетания.

Рисунок 4.1 - Схема приготовления и закачки полимерно-гелевой системы

.4 Методика расчета объема водного раствора «Ритин» для нагнетательной скважины на очаге №303

Объем необходимого раствора ПГС «Ритин» для каждой скважины зависит от величины начальных запасов, вводимых в разработку этой скважиной (величина запасов пропорциональна эффективной толщине продуктивного пласта, площади зоны воздействия, пористости, начальной нефтенасыщенности и т.д.). А также от степени промытости зоны, запасы которой введены в разработку (если процесс заводнения начался недавно, обводненных слоев еще нет, то и закачивать водный раствор «Ритина» в нагнетательную скважину нет необходимости).