2
Содержание
Введение ....................................................................................................................... 3
1 Повышение производительности нефтяных и газовых скважин на основе
фонда добывающих скважин ..................................................................................... 6
1.1 Основы увеличение производительности скважин ........................................... 6
1.2 Показатели объема работ скважин в эксплуатации ......................................... 14
2 Анализ повышения производительности скважин на основе фонда
добывающих скважин на примере месторождений республики Коми
(Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) ............................................... 21
2.1 Краткая геолого-промысловая характеристика Харьягинского
месторождения .......................................................................................................... 21
2.2 Анализ состояния разработки Харьягинского месторождения...................... 26
2.3 Новая технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) ............. 41
2.4 Основные сложности при разработке месторождения ................................... 44
2.5 Анализ фонда добывающих скважин Харьягинского нефтегазового
месторождения .......................................................................................................... 45
3 Оценка эффективности мероприятий по повышению производительности
добывающих скважин ............................................................................................... 51
3.1 Оценка эффективности ввода нефтяных скважин в эксплуатацию за
счет обработки призабойной зоны пласта .............................................................. 51
3.2 Оценка эффективности ввода нефтяных скважин в эксплуатацию за
счет мероприятий по приобщению пластов ........................................................... 53
Заключение ................................................................................................................ 65
Список использованных источников ...................................................................... 69
Приложения ............................................................................................................... 74
3
Введение
Актуальность данной выпускной квалификационной работы
определена ниже изложенным. Харьягинское месторождение нефти
расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской
области в 165 км к юго-востоку от г. Нарьян-Мара и в 60 км севернее
Возейского месторождения.
Всего на месторождении выделено более 6 объектов разработки,
фонд скважин в основной эксплуатируется механизированным способом с
применение различных видов насосов и оборудования.
Категорию месторождения определяет величина извлекаемых
запасов как крупное , а сложность геологического строения –очень
сложное. В настоящее время ТПП «Лукойл-УсинскНефтеГаз»
разрабатывает четыре из шести эксплуатационных объектов на Харьяге,
сырье добывается из четырех горизонтов, которые относятся к разным
геологическим периодам, с глубины от четырех до полутора километров. В
2015 году на Харьяге добыли 2,7 миллиона тонн нефти. Даже сейчас после
четверти века интенсивной эксплуатации остались очень солидные
запасы. По проектной документации по разработке месторождения в
седьмом добывающем цехе добыча нефти в данном месте
предусмотривается как минимум до 2100 года. Прирост добычи
обеспечивает ввод в эксплуатацию новых скважин, но итакже внедрение
передовых технологий. Проводятся мероприятия, которые направлены на
интенсификацию добычи – разные виды ОПЗС (обработки призабойной
зоны скважин), гидроразрывы пласта и дострелы, приобщения пластов,
реперфорация и т.д. ,а также перевод скважин, которые дают
обводненную продукцию, на вышележащие объекты, одновременно-
раздельная эксплуатация скважин и закачка (ОРЭ и ОРЗ), а также
4
вовлечение в разработку недренируемых запасов путем бурения
дополнительных скважин или боковых стволов в существующих
скважинах и усиления системы ППД.
Особенность месторождения – высокое содержание парафинов в
нефти, с засоренными стволами скважин работники применяют основные
традиционные методы –горячую промывку агрегатом АДП и установками
депарафинизации скважин (УДС). На месторождении имеются скважины,
где скребок УДС работает в автоматическом режиме круглые сутки.
«Трудная» нефть Харьягинского месторождения, суровые
климатические условия Заполярья требуют постоянной модернизации
производства и напряженной работы каждого члена коллектива. В 2017
году, самым важным шагом в развитии седьмого цеха стал ввод в
эксплуатацию нефтемагистрали, проходящей от Харьяги через
Инзырейское и Южно-Хыльчуюское месторождения до морского
нефтеотгрузочного терминала «Варандей».
Анализ динамики добычи газа в целом по республике и на основных
месторождениях «голубого топлива», расположенных в Вуктыльском
районе, показывает, что с 2000 г. наблюдается постепенное снижение
объемов добычи газа и газового конденсата.
В значительной степени это обусловлено истощением газовых
месторождений в регионе. Поскольку более 70% промышленных запасов
газа в республике сосредоточено на разрабатываемых месторождениях,
можно утверждать, что газовая отрасль постепенно теряет свои позиции в
экономике республики.
Предмет исследования: фонд добывающих скважин Харьягинского
месторождения.
Объект исследования: Харьягинское нефтяное месторождения.
5
Цель выпускной квалификационной работы рассмотреть повышение
производительности нефтяных и газовых скважин на основе фонда
добывающих скважин Харьягинского нефтяного месторождения.
Задачи:
1Рассмотреть теоретические аспекты повышения
производительности нефтяных и газовых скважин на основе фонда
добывающих скважин .
2 Провести анализ повышения производительности скважин на
основе фонда добывающих скважин на примере месторождений
республики Коми (Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции).
3 Оценить эффективность мероприятий по повышению
производительности добывающих скважин.
Общетеоретическую и методологическую основу исследования
составили положения, содержащиеся в трудах отечественных ученых в
отрасли газо–нефте разведки и добычи, ученых экономистов в области
теории управления и организации отдельных инвестиционных проектов и
промышленного производства в целом.
Методологическая обработка исходных данных проводилась с
помощью общенаучных приемов анализа и синтеза; методов причинно-
следственных связей, системного подхода и экономико-математического
инструментария.
Проблемы, рассматриваемые в работе, не являются единичными для
какого-то отдельного предприятия в районах Крайнего Севера, с
проблемами повышения производительности добывающих скважин
встречаются многие предприятия нефте–газо добывающей
промышленности. поэтому рассмотренную тему можно им использовать в
своей деятельности.
6
1 Повышение производительности нефтяных и газовых скважин
на основе фонда добывающих скважин
1.1 Основы увеличение производительности скважин
В нефтяных и газовых скважинах с течением времени снижается
дебит и производительность скважин. Производительность скважин
уменьшается также в результате ухудшения проницаемости пород,
продуктивного пласта из – за закупорки его пор в призабойной зоне
смолистыми, парафинистыми отложениями, механическими частицами
выноса пласта. Это естественный процесс, так как происходит
постепенное понижение пластового давления, уменьшается энергия
пласта, необходимая для подъема жидкости и газа на поверхность.
Рассмотрим основы искусственного воздействия на пласт
призабойной зоны пласта (ПЗП).
Обобщенное уравнение притока однородной жидкости из пласта в
скважину записывается в следующем виде:
, (1)
где Q – дебит жидкости; К – коэффициент пропорциональности; Р
пл
,
Р
заб
– пластовое и забойное давления; n – показатель степени, характе-
ризующий режим течения жидкости в пласте плоскорадиального течения
однофазной жидкости при n = 1 уравнение (1) будет выглядеть
следующим:
, (2)
7
где k – проницаемость породы; h – толщина пласта; µ – вязкость
жидкости; R
К
– радиус контура питания; r
пр
– приведенный радиус сква-
жины.
Сравнивая (1) и (2), получаем:
(3)
– теоретический коэффициент продуктивности скважины К
пр
.
Анализ выражений (1) и (3) показывает, что увеличение дебита
жидкости возможно за счет следующих факторов:
1) увеличения проницаемости k;
2) снижения вязкости жидкости;
3) управления радиусом контура питания R
k
и приведенным радиу–
сом r
пр
скважины;
4) повышения пластового давления Р
пл
;
5) снижения забойного давления Р
заб
;
6) управления показателем степени n.
Очевидно, что при современном состоянии науки и техники
искусственное воздействие на k возможно в основном в пределах
призабойной зоны пласта. Воздействие на µ жидкости возможно как в
призабойной зоне, так и по пласту в целом. Управление R
к
и г
пр
хотя и
возможно, но эффект от этого может оказаться неадекватным
материальным затратам вследствие того, что эти параметры находятся под
знаком логарифма. Повышение или поддержание Р
пл
как метод
интенсификации разработки месторождений углеводородов сегодня
широко применяется во всем мире. Управление Р
заб
осуществляется в
каждой конкретной скважине и сказывается главным образом на реакции
8
призабойной зоны. Управление характеристикой режима фильтрации
продукции n также связано в основном с призабойной зоной.
Таким образом, искусственное воздействие на пласт может быть
осуществлено управлением µ и Р
пл
либо параметрами, с ними связанными,
но, безусловно, должно рассматриваться с учетом возможных
отрицательных последствий во всей системе.
Искусственное воздействие на призабойную зону осуществляется
путем управления k, µ, г
пр
, Р
за6.
и n либо другими параметрами (про-
цессами), с ними связанными (например, фазовые относительные про-
ницаемости в функции насыщенности, степень и характер вскрытия
продуктивного горизонта скважиной, фильтрация газированной нефти,
межфазное натяжение, капиллярные явления, инверсия смачиваемости и
др.).
Расмотрим классификацию методов воздействия
Для стабилизации уровня добычи нефти и газа применяются
различные методы воздействия на призабойную зону пласта ,
позволяющие повышать нефтеотдачу пластов и не снижать
производительность скважин. Методы повышения производительности
скважин при воздействии на призабойную зону пласта разделяются на
– химические,
– механические,
– тепловые
– комплексные.
Механические методы обработки применяют обычно в пластах,
сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.
Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок
поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации
химических методов обработки призабойных зон.
9
Физические методы предназначены для удаления из призабойной
зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что
в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.
Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот
растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и
расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как
следствие, – к повышению производительности скважин.
При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с
породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем
диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает
расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных
материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под
действием кислоты иногда образуются узкие кавернообразные каналы, в
результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и
их дебиты. Поэтому _ солянокислотные обработки в основном
предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на
значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и
улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства
от илистых образований.
В соляной кислоте иногда содержится значительное количество
окислов железа, которые при обработке скважин могут выпадать из
раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удержания
окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяют
стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота.
Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении
скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса
в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются
интенсификаторами. Это поверхностно–активные вещества, снижающие
поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках
10
поровых каналов, внтенсификаторы облегчают отделение от породы воды
и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление
продуктов реакции из пласта.
В скважинах, в которых снижается производительность из–за
отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто–смолистых
веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой
предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества.
Термокислотная обработка – процесс комбинированный: в первой
фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя
скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание
этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической
реакции между кислотой и каким–либо веществом; во второй фазе
термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой,
производится обычная кислотная обработка.
Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и
расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое
скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся
трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того,
чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.
Образованные в пласте трещины или открывающиеся и
расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и
газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными
зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать
нескольких десятков метров.
Образовавшиеся в породе трещины шириной 1–2 мм, заполненные
крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью.
Дебиты скважин после гидроразрыва пласта (ГРП) часто
увеличиваются в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих
последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва
11
для образования трещин; 2) закачка жидкости–песконосителя; 3) закачка
жидкости для продавливания песка в трещины.
Обычно при ГРП в качестве жидкости разрыва и жидкости–
песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения
терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.
Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: 1)
углеводородные жидкости и 2) водные растворы. Иногда используют
водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.
Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах. К
ним относятся сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с
нефтями; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными
мылами.
Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним
относятся вода; водный раствор сульфит–спиртовой барды; растворы
соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами; загущенные
растворы соляной кислоты.
При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие
параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна
песка во взвешенном состоянии.
Так как при незначительной вязкости для достижения давления
разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, необходимо
использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатов.
Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим
требованиям:
1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать
надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием
веса пород;
2) сохранять высокую проницаемость. Таким является
крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по