Применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность

Неионогенные ПАВ можно использовать и в смеси с ионогенными: сульфонолом, ДС-РАС и т. д. При соотношении их в смеси 1:1 получают почти те же показатели вытеснения, что и для неионогенных ПАВ.

 

 Вибрационный метод  воздействия на призабойную зону  скважин

 

Из существующих методов интенсификации добычи нефти большой практический интерес представляет вибрационное воздействие на призабойную зону скважин. Этот метод основан на создании в призабойной зоне скважин виброударных волн при помощи резких колебаний расхода жидкости, прокачиваемой через специальный вибратор, спущенный в скважину, в результате чего увеличивается проницаемость пласта.

Метод воздействия используют как  для освоения, так и с целью  увеличения дебитов эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин.

Для создания резких колебаний расхода  жидкости применяют специальные гидравлические вибраторы золотникового типа — ГВЗ.

В корпусе ГВЗ жестко закреплен  ствол, который имеет вид стакана  с щелевыми прорезями на образующей цилиндра. В нижней части ствола имеется цилиндрическое отверстие. На стволе на двух шариковых опорах свободно вращается цилиндрический золотник, имеющий также щелевые прорези вдоль образующей. В стволе прорези выполнены под некоторым углом к образующей. На золотнике прорези также сделаны под некоторым углом к образующей, но в противоположном направлении к отверстиям в стволе. Такая конструкция как бы образует турбинное устройство, у которого направляющим аппаратом является ствол, а рабочим колесом — золотник. Кроме щелевых прорезей в стволе имеются пусковые отверстия, позволяющие осуществлять запуск золотника при перекрытии щелей в стволе. Сверху в корпус ввинчивается гайка, являющаяся переводником для соединения вибратора с насосно-компрессорными трубами. При прокачивании рабочей жидкости золотник под действием сил, возникающих при истечении жидкости из щелевых прорезей, начинает вращаться. Частота вращения золотника зависит от расхода протекающей жидкости. Вращаясь, золотник периодически перекрывает поток рабочей жидкости, в результате возникают небольшие гидравлические удары, частота которых зависит от числа щелей и частоты вращения золотника.

Удары сопровождаются резким подъемом давления, и для них характерно импульсное истечение жидкости из отверстия ствола. Импульсное истечение жидкости из отверстия ствола и из щелей при вращении золотника создает циклические колебания в окружающей среде (жидкости).

В результате воздействия ударных  волн в пласте увеличиваются поровые  каналы, образуется сеть микротрещин, вследствие чего происходит очистка призабойной зоны. Одновременно ударные волны влияют и на свойства нефти, находящейся в призабойной зоне пласта, — уменьшаются ее вязкость и сцепление со стенками перовых каналов.

Рекомендуется подвергать вибровоздействию скважины, пласты которых сложены  слабопроницаемыми породами и содержат глинистые включения. В коллекторах  с высоким пластовым давлением и малой проницаемостью вибровоздействие более эффективно. Целесообразно также осуществлять этот процесс в скважинах, в которых намечено проведение кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта, обработки забоя ПАВ. Не рекомендуется проводить вибровоздействие при наличии нарушений и смятия колонн в скважинах, забои которых близко расположены от водонефтяного контакта, а также при сильном поглощении жидкости и низком пластовом давлении.

В качестве рабочей жидкости можно  применять нефть, соляную кислоту, керосин и смеси этих жидкостей.

 При вибрационной обработке  скважины применяют не менее  двух агрегатов для создания непрерывной струи во время переключения с одной скорости закачки жидкости на другую. В качестве рабочей жидкости используют техническую воду (иногда раствор соляной кислоты).

 

 

 

 

 

7. Выводы  и рекомендации (заключение)

Эффективность воздействия на ПЗП оценивается  с точки зрения геологических, технологических и экономических показателей. Обоснование методов воздействия на пласт и его призабойную зону были рассмотрены выше, в пункте 3.4. Выбор метода воздействия на нефтяные залежи определяется  рядом факторов, наиболее существенными из которых являются геолого-физические характеристики залежей, технологические возможности осуществления метода на данном месторождении и экономические критерии. Перечисленные выше методы воздействия на пласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются на огромном наборе составов используемых  рабочих агентов. Поэтому при анализе существующих методов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработки месторождений Западной Сибири, а также месторождений других регионов с аналогичными Приобскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкую проницаемость коллекторов) и пластовых флюидов. Для Приобского месторождения могут быть исключены тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы  применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм² для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа×с  и при температуре до 90⁰С (для более высоких температур применяются дорогостоящие,  специальные по составам полимеры).

Как мы видим  из таблицы 3.4, на разработку месторождения  существенно повлияли проведение гидроразрывов, солянокислотных и глинокислотных обработок, вследствие чего значительно  возросла месячная добыча по пласту АС₁₁-на 46%, по пласту АС₁₂-на 30% (на 20% по месторождению в целом). Из динамики дебита нефти по месторождению в целом наблюдается интенсивное его падение с 20 т/сут в 1991 г. до 7 т/сут в 1995, то есть почти в 3 раза за 4 года. Причиной низких дебитов явились: выход с бурением на менее продуктивные зоны пласта АС₁₀ и вовлечение в разработку аномально низкопродуктивного пласта АС₁₂.  Темп падения дебита нефти переломлен в 1996 году в связи началом массового применения различных методов воздействия на пласт. Динамика среднего дебита нефти представлена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1. Динамика среднего дебита нефти 

Различное изменение  дебитов по пластам связано, кроме  геологических факторов, с разными  объемами проведенных ГРП. Тем не менее средний дебит нефти на месторождении в целом и по пластам остается на низком уровне.

В процессе эксплуатации месторождения наблюдается снижение приемистости нагнетательных скважин. Основная причина снижения связана с засорением призабойной зоны пласта и набухаемостью глин из-за повышенной глинистости коллекторов. Основная часть скважин имеет приемистость 50-70 м³/сут. За 1997 год увеличилось число скважин с приемистостью более 100 и 200 м³/сут и составляет соответственно 43 и 34%. Высокая приемистость отмечается преимущественно по пласту АС₁₂. Распределение нагнетательных скважин по приемистости в целом по месторождению на рисунке 7.2.

Рисунок 7.2. Распределение  скважин по приемистости

 

Анализ успешности проведения обработок призабойных  зон скважин с целью интенсификации добычи нефти показал, что большим резервом в повышении эффективности применения этих методов является обоснованный выбор для них скважин.

Для более обоснованного выбора скважин с целью реализации технологий воздействия на ПЗП необходимо учитывать характеристики непосредственно призабойной зоны, параметры более удаленных участков пласта и предысторию текущего состояния скважины (динамику продвижения фронта вытеснения,  неустойчивость границы раздела нефть-вода, образование «промытых» зон, «целиков» нефти и другие).

Для повышения эффективности обработки ПЗП выбор рабочего агента должен осуществляться не только на основе возможных взаимодействий его с минеральными составляющими коллектора н загрязняющими поры веществами, но и обязательно с учетом результатов экспериментов по восстановлению проницаемости представительных для данной скважины образцов керна. Однако, существующие методы выбора рабочих агентов для обработки ПЗП не учитывают особенностей структуры нефтенасыщенных пород и природы их загрязнения. Вследствие этого успешность кислотных обработок в целом по отрасли не превышает 50%.

Одним из важнейших вопросов ГРП  является крепление создаваемой  трещины соответствующим зернистым  расклинивающим материалом для сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в течение продолжительного времени.

В качестве расклинивающего материала  используется прочный и окатанный кварцевый песок или искусственный проппант.

Экспериментальные исследования, проведенные  в ОАО НПО "Бурение" (ВНИИКрнефтъ) и промысловый опыт показали, что кварцевый песок целесообразно применятъ для крепления трещин ГРП на глубине до 2300м.

Для больших глубин эффективно применение искусственных проппантов. Во ВНИИКрнефть была проведена большая работа по созданию проппантов, в результате которой разработана технология их получения из керамики на основе оксида алюминия, организовано его промышленное отечественное производство.

Из рассмотренных технологий ОПЗ, направленных на снижение обводненности и увеличение или восстановление продуктивности скважин, практически все обеспечат рост эффективности разработки месторождений.

Эффект от внедрения технологии достигается в результате снижения обводненности скважин, увеличения текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи. Это основные технологические факторы, но на показатели экономической эффективности применения метода влияет множество других факторов, связанных с уровнем затрат на добычу нефти по НГДУ, уровнем цен на нефть, реагенты, оборудование и др. Экономико-статистическая модель, отражающая их влияние на показатели работы НГДУ, имеет следующий вид:

 

где:

П_у — прибыль, получаемая с каждой тонны используемого агента, руб./т;

Ц — цена на нефть, руб./т;

 У_н, У_ж, У_в — условно-переменные затраты соответственно на добычу 1 т нефти, перекачку 1 м ³ и закачку 1 м³ воды, руб.;

К_к — коэффициент компенсации отбора жидкости объемом закачки воды;

К_ж — объем жидкости на 1 т закачиваемого агента, на который снижается общая добыча жидкости, м ³/т;

З_з — затраты на приготовление и закачку 1 т агента, руб./т.

На стадии проектирования технологии, предполагаемой к использованию на конкретном месторождении, важно определить предварительную технологическую эффективность, предельные значения основных параметров технологии, обеспечивающих экономическую эффективность применения метода.

Предельный технологический эффект от применения метода рассчитывают по формуле:

где: У_п — переменные затраты.

Область эффективного использования  технологии определяется выражением:

 

Область эффективной эксплуатации технологии находят из выражения (4.4), при этом коэффициенты А и В имеют конкретные значения. Эта область может быть и при отрицательном показателе Т_э.п, то есть от применения метода не будет получена дополнительная нефть, однако должно бьпъ достигнуто значительное снижение объема попутно добываемой воды. Значение К_ж, должно быть больше отношения А/В и условие (4.4.) не нарушится.

Статистический анализ соотношений  К_э показал, что данный параметр колеблется в довольно широких пределах — от 0,5 до 200. Полученные расчетным путем значения К_э позволили выделить четыре группы объектов разной категории эффективности (табл. 6.1.).

Таблица 6.1.

Категории эффективности

Группа методов	Методы по категории  эффективности	МПНП	ОПЗ
1	Неэффективные	Кэ< 1	Кэ< 0,5
2	Малоэффективные	1 < Кэ<2	0,5 < Кэ < 1
3	Средней эффективности	2< Кэ<4	1 < Кэ< 3
4	Высокоэффективные	Кэ>4	Кэ>3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7. ОБОСНОВАНИЕ  ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ПРОВЕДЕНИЯ  СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ  ОБРАБОТКИ

7.1. Технологический эффект  от проведения солянокислотной  обработки

Приобское нефтяное месторождение  разрабатывается уже более 10 лет. В процессе разработки возник ряд трудностей, связанных с низкими коллекторскими свойствами пластов и засорением их призабойных зон. С целью вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов применяется солянокислотная обработка призабойной зоны пласта.

Сущность мероприятия  заключается в нагнетании кислоты в пласт, вследствие чего в ней растворяются вещества, препятствующие фильтрации нефти к забою скважин. Затем скважина оставляется на время реакции, после чего кислота вместе с продуктами реакции вымывается обратной промывкой.

В качестве примера приводится расчет экономических показателей проведения СКО по методике, изложенной в пункте 7.2. 

За 2001 год на объекте АС₁₁  Приобского месторождения предполагается провести 6 СКО, в 6 скважинах. Стоимость проведения одного мероприятия СКО  4096 тыс. р. Цена одной тонны нефти 450 руб. Условно-переменные затраты 57,23 руб. Коэффициент эксплуатации К_э = 0,921.

Дополнительная добыча нефти за счет СКО ожидается в течение 3 лет:

2002 г: ∆q ₁= 160,3 т/сут,

2003 г:  ∆q ₂= 116,3 т/сут,

2004 г: ∆q ₃= 73 т/сут.

 

 

7.2. Методика обоснования  экономической эффективности проведения  солянокислотной обработки.

 

        Обобщающими  показателями эффективности являются:

1. поток денежной наличности (ПДН)
2. чистая текущая стоимость (ЧТС)
3. срок окупаемости затрат (Ток)
4. коэффициент отдачи капитала (КОК)
5. внутренняя норма рентабельности проекта (ВНР)
6. чувствительность проекта к риску