Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Современное состояние разработки и технологии увеличения нефтеотдачи Ромашкинского нефтяного месторождения Республики Татарстан

Современное состояние разработки и технологии увеличения нефтеотдачи Ромашкинского нефтяного месторождения Республики Татарстан

Оценка состояния нефтедобывающего комплекса Республики Татарстан. Проблемы поздней стадии разработки девонских объектов. Применение современных микробиологических технологий увеличения нефтеотдачи. Разработка Ромашкинского нефтяного месторождения.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 29.12.2014
Размер файла 332,2 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Курсовая работа

По дисциплине: Геология нефти и газа

Тема: Современное состояние разработки и технологии увеличения нефтеотдачи Ромашкинского нефтяного месторождения республики Татарстан

Курочкина Ольга

Санкт-Петербург

2014 г.

Оглавление

  • Введение
  • Глава 1. Современное состояние разработки месторождений республики Татарстан
    • 1.1 Немного из истории НГДУ «Лениногорскнефть»
      • 1.2 Оценка состояния нефтедобывающего комплекса республики Татарстан
      • 1.3 Особенности Основные направления развития нефтедобывающего комплекса республики
      • 1.4 Проблемы поздней стадии разработки девонских объектов при проектировании и управлении процессом на Ромашкинском месторождении
      • 1.5 Текущее состояние разработки Ромашкинского нефтяного месторождения
  • Глава 2. Технологии увеличения нефтеотдачи пластов
    • 2.1 Методы повышения нефтеотдачи на Ромашкинском месторождении
      • 2.2 Применение современных микробиологических технологий увеличения нефтеотдачи на объектах НГДУ «Лениногорскнефть»
  • Заключение
  • Список используемой литературы
  • Введение
  • Развитие нефтяной промышленности страны, как и любой другой сырьевой отрасли индустрии, зависит от целого ряда факторов, и прежде всего природного характера, т.е. от наличия сырьевой базы и её количественной и качественной характеристики. Так же оно зависит от эффективности извлечения полезных ископаемых, а именно нефти.
  • Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, при том что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%. По этой причине актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
  • Нефтеотдача пластов, или степень извлечения подземных запасов нефти, в значительной мере влияет на объем капитальных вложений в поисковое и разведочное бурение, а также на планирование прироста промышленных, перспективных и прогнозных запасов. Кроме того, знание фактической величины нефтеотдачи имеет большое значение для оценки остаточных запасов, эффективности применяемых систем разработки, перспектив и масштабов внедрения новых методов разработки на длительно разрабатываемых залежах. Нефтеотдача пластов зависит от геологических условий залегания нефти в недрах, неоднородности пластов, физических свойств коллекторов и содержащихся в них жидкостей, системы разработки и методой воздействия на пласт, а также от предела экономической рентабельности эксплуатации скважин. Добыча нефти должна расти не только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, но и за счет увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений. Количество остаточной нефти по ряду месторождений определяется десятками и сотнями миллионов тонн. Небольшое увеличение нефтеотдачи пластов равноценно открытию нескольких крупных месторождений. Экономические выводы, связанные с получением дополнительной добычи нефти и использованием промысловых сооружений, будут огромны.
  • Таким образом, перспектива увеличения нефтеотдачи, т.е. решение проблемы максимального извлечения нефти из недр, является одной из крупных народнохозяйственных задач.
  • Глава 1. Современное состояние разработки месторождений республики Татарстан

1.1 Немного из истории НГДУ «Лениногорскнефть»

НГДУ «Лениногорскнефть» - одно из нефтегазодобывающих управлений в ОАО «Татнефть». В настоящее время ОАО «Татнефть» - это крупнейшая нефтяная компания страны. В результате ее деятельности нефтяные города и поселки, заложенные в годы становления нефтяной отрасли, сегодня хорошеют и благоустраиваются благодаря большому вкладу нефтяников. нефтедобывающий ромашкинский месторождение нефтеотдача

За 60 лет лениногорские нефтяники добыли более 380 млн. т нефти, внесли огромный вклад в развитие отечественной нефтяной промышленности, внедряя новые методы добычи, передовые технологии, проводя испытания новой техники и оборудования. В настоящее время многие проблемы, затруднявшие деятельность нефтяников на начальной стадии развития НГДУ в основном решены.

Жизнь диктует новые задачи, главная из них - сокращение затрат при обеспечении заданных объемов добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов. Для ее решения нами разработан комплекс организационных мероприятий, новые эффективные технологии и методы добычи, геолого-технические мероприятия, направленные на оптимизацию работы скважинного оборудования и проведение реконструкции системы сбора нефти. Обводненный фонд и сложности добычи нефти из истощенных залежей вызывают необходимость поиска наиболее эффективных форм и методов работы.

С 2000 г. НГДУ «Лениногорскнефть» приступило к активной разработке залежей 301-303 Ромашкинского месторождения. Еще в 80-е годы были сделаны попытки начать эти работы, но из-за отсутствия эффективных технологий они не дали положительных результатов. Внедрение новых современных технологий, методов бурения и добычи позволили с 2001 г. Бурить по 60-70 скважин по этим залежам, и проектом ТатНИПИнефти планируется построить до 1500 скважин, довести добычу нефти до 800-900 тыс. т в год. Это наш завтрашний день, наша перспектива, основы которой закладываются уже сегодня. Глубоко символично, что наше будущее напрямую связано с той самой залежью, которая была открыта в далеком 1943 г. в самом начале нашего пути[5].

1.2 Оценка состояния нефтедобывающего комплекса республики Татарстан.

В целом нефтедобывающие компании республики в 2005 году добыли 30, 65 млн. тонн нефти. При этом на долю «Татнефти» приходится 25, 4 тонн нефти, на долю независимых нефтяных компаний (ННК) - 5,25 тонн. При этом «Татнефть» хоть ненамного, в пределах 1%, все же увеличивает объемы добычи нефти, а основной рост приходится на ННК (450 тыс. тонн). Учитывая большую истощенность основных запасов «Татнефти» и сложные горно-геологические условия месторождений деятельность ННК можно оценить положительно. Это прекрасный результат, как для самих нефтяных компаний, так и для Татарстана.

Общие поступления в бюджет республики по сравнению с 2004 г. составили по «Татнефти» - 135 %, по ННК - 100,8%. Сложившаяся в 2005 году благоприятная конъюнктура нефтяного рынка дала возможность нефтяным компаниям получить дополнительную выручку. В настоящее время, несмотря на то, что значительная часть финансовых средств направляется на уплату налога на добычу полезных ископаемых, благоприятная конъюнктура цен на внешнем и внутреннем рынках способствует увеличению валового дохода нефтяных компаний на сумму около 195 млрд. рублей, что существенно больше по сравнению с аналогичным периодом 2004 года. Только у «Татнефти» от реализации продукции выручено 168 млрд. рублей, что на 12% больше, чем в прошлом году. А балансовая прибыль составит 49 млрд.рублей, что на 25% превышает показатели 2004 года.

В 2006 году год новый проект федерального закона «О недрах» и законопроект «О магистральном трубопроводном транспорте» ужесточают требования и усложняют деятельность нефтедобывающих компаний.

В программе развития ТЭК республики Татарстан по-прежнему главной задачей остается обеспечение запаса прочности компаний, решение которой возможно при дальнейшем наращивании ресурсной базы компаний. При этом выстраивается четко определенная стратегия проведения геологического изучения на основании научно-обоснованных проектов геологоразведочных работ на новых и проектов до разведки на старых площадях. Прежде всего, и постоянно обсуждается вопрос о воспроизводстве запасов нефти, как за счет традиционных нефтепоисковых работ, так и за счет повышения нефтеизвлечения. У нас в республике в этом вопросе вроде бы все хорошо - пока мы обеспечивали воспроизводство запасов нефти, но это происходит в основном (на 80%) за счет разведки прошлых лет. В этом году мы уже столкнулись со значительными трудностями в вопросах обеспечения даже простого воспроизводства запасов нефти. Ситуация в области геологоразведочных работ выглядит еще хуже из-за недостаточного финансирования. Однако, поставленную задачу удвоения объемов глубокого бурения (до 200 тыс. м в год) придется решать, также как и вопросы увеличения научных исследований в области геологии. Без этого с воспроизводством запасов возникнут большие проблемы.

Кроме того, одним из важнейших направлений деятельности нефтяных компаний республики по воспроизводству запасов и совершенствованию разработки нефтяных месторождений должно быть увеличение объемов и привлечение новых более эффективных технологий повышения нефтеизвлечения. В этом направлении в последние годы делается очень много, особенно ОАО «Татнефть» и АО «РИТЭК».

Объем работ по внедрению МУН (методы увеличения нефтеотдачи) имеет тенденцию ежегодного увеличения и составило в 2005 году около 5,4 млн. тонн дополнительной добычи нефти в год. Причем, тенденцию к небольшому росту имеет «Татнефть», а ННК работают на минимальном уровне около 0,5 млн. тонн в год. «Татнефть» имеет большие успехи в применении новейших физических МУН, а именно горизонтального, горизонтально-разветвленного, многозабойного бурения, благодаря которым по некоторым скважинам дебиты возрастают до 20-80 т/сут. Также большие перспективы наметились по бурению горизонтальных стволов из старых высокообводненных скважин, которым дается вторая жизнь, причем иногда с очень высокими дебитами до 10-15 т/сут. нефти. Поэтому в «Программе» до 2020 г. удалось поднять уровень добычи нефти по «Татнефти» по сравнению с ранее принятой «Концепцией» до 20-25 млн.тонн в год при ежегодном бурении 460 тыс.м эксплуатационных скважин вместо ранее намечавшихся 800 тыс.м.

На заседании Совета безопасности республики Татарстан, состоявшемся 9 июня 2005 года, были определены приоритеты и поставлены конкретные задачи по реализации Программы развития нефтегазохимического комплекса республики Татарстан на 2004-2008 годы.

Премьер-министр Рустам Минниханов отметил, что малые нефтедобывающие компании лишь по названию малые, на самом же деле их доля налоговых отчислений характеризует их как серьезный сегмент промышленности. Более того, так как топливная область является бюджетообразующей, целесообразно создавать все условия для ее активной работы. В 2005 году малые нефтедобывающие компании перевыполнили план на 1,5%, добыв 4,8 млн тонн "черного золота", что увеличило их удельный вес в общереспубликанской нефтяной "копилке" до 16,1%[1].

1.3 Основные направления развития нефтедобывающего комплекса республики

Нефтедобывающий комплекс создает основу экономического и социального благосостояния Республики Татарстан. Руководством республики принято стратегическое решение - увеличить ежегодную добычу нефти до 30 миллионов тонн и придерживаться этого уровня. Это является сложной задачей из-за проблем, вызываемых поздней стадией разработки и резким ухудшением структуры запасов (доля трудно извлекаемых в остаточных запасах достигла 75% и продолжает расти). Роль методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) в такой ситуации очень высока. Именно за счет этих методов республике ранее удавалось обеспечить технологические и налоговые условия для роста добычи нефти.

К числу таких технологий относятся горизонтальные технологии нефтеизвлечения (ГТНИ), которые предполагают бурение специальных скважин сложной архитектуры (горизонтальные (ГС), разветвленно-горизонтальные (РГС), многозабойные (МЗС) и др. скважины), а также реанимацию не эффективного фонда старых скважин путем бурения боковых горизонтальных стволов (БГС). В ближайшее время предполагается строительство многофункциональных (интеллектуальных) скважин. По современным оценкам ГТНИ (в сочетании, например, с методом гидроразрыва пласта) в определенных геологических условиях могли бы на 20-30% увеличить общую нефтеотдачу из продуктивных пластов, то есть практически удвоить запасы.

Одним из главных результатов выхода республики Татарстан на применение ГТНИ для разработки нефтяных месторождений за последние 25 лет является тот факт, что они в значительной мере способствовали переоценке (ревизии) нефтяных ресурсов. За счет реализации новых подходов, становящихся в республике традиционными, объем извлекаемых ресурсов возрос в 2,8 раза.

Как отмечал в своих работах А.М. Григорян, проведение одиночного горизонтального ствола составляет лишь небольшую часть ГТНИ, а следующей ступенью развития нефтедобывающей промышленности в этом направлении должно стать бурение разветвленно-горизонтальных скважин[3].

1.4 Проблемы поздней стадии разработки девонских объектов при проектировании и управлении процессом на Ромашкинском месторождении

Рассматриваются особенности и проблемы поздней стадии разработки четырех девонских площадей Ромашкинского месторождения, разрабатываемых НГДУ «Лениногорскнефть»: Южно-Ромашкинской, Зай-Каратайской, Западно-Лениногорской и Куакбашской. Основное внимание уделяется определению эффективности применяемых систем разработки эксплуатационных объектов и крупномасштабных технологических мероприятий, направленных на снижение темпов падения текущей добычи нефти, оптимизацию отбора жидкости и повышение конечной нефтеотдачи на самой сложной поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью. Это необходимо для обоснования дальнейшей стратегии и оптимизации всей системы и технологии разработки эксплуатационных объектов как при проектировании их доразработки, так и при оперативном управлении этим процессом.

Рассмотрим геолого-эксплуатационную характеристику рассматриваемых объектов девонских площадей. По среднему коэффициенту продуктивности скважин в начальный безводный период эксплуатации наиболее продуктивной является Южно-Ромашкинская площадь, наименее продуктивной - Куакбашская, коэффициент продуктивности которой в 3 раза ниже. При этом различие площадей по средней проницаемости пластов незначительное. Они главным образом различаются средней нефтенасыщенной толщиной и степенью расчлененности продуктивного разреза девонского горизонта. В разрезах отдельных скважин в пределах одной и той же площади наблюдается явно выраженная межпластовая неоднородность вследствие зональной изменчивости свойств пластов. Расчлененность продуктивного разреза по скважинам так же неодинакова в условиях прерывистого строения отдельных пластов. Именно эти факторы определяют неравномерный характер обводнения и выработки запасов нефти многопластового объекта при совместной эксплуатации пластов по одной сетке скважин[5].

1.5 Текущее состояние разработки Ромашкинского нефтяного месторождения

Основной девонский объект (горизонты Д1, Д0) Ромашкинского месторождения разделен рядами нагнетательных скважин на отдельные площади самостоятельной разработки.

В первую очередь в разработку вводили наиболее продуктивные центральные площади Ромашкинского месторождения: Миннибаевская, Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская и Павловская. В несколько этапов разбуривали и площади, прилегающие к центральным: Альметьевская, Северо-Альметьевская, Восточно-Сулеевская, Алькеевская, Зеленогорская и Зай-Каратайская.

Скважины на Ромашкинском месторождении на начальном этапе размещали преимущественно по неравномерной сетке 600х400 и 800х650 м. Равномерная квадратная сетка скважин применена только на Сармановской, Карамалинской, Холмовской (600х600 м) и Березовской (720х720 м), равномерная треугольная сетка скважин на Куакбашской (650Х650 м) площадях. На Куакбашской и части Холмовской площади внедрёна избирательная система заводнения продуктивных пластов, а на Сармановской - линейная. На всех остальных площадях применяется комбинированная система заводнения - линейная на непрерывные базисные пласты и очаговая - на прерывистые коллекторы.

На терригенные отложения девона пробурено 19527 скважин (77,7% проектного фонда), из них 13991 добывающих, 4498 нагнетательных и 1038 скважин других категорий. В настоящее время выбыло из эксплуатации 6868 скважин (35,2% фонда), из которых 2638 - из-за нерентабельности в новых рыночных условиях и 967 ожидают работ по увеличению дебита нефти или водоизоляционных работ, 3263 ликвидированы или ожидают ликвидации.

С начала разработки по горизонтам Д1-До добыто 90,0% начальных извлекаемых запасов, текущая нефтеотдача достигла 47,4%. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 108,8%. Средневзвешенное пластовое давление составляет 16,2 МПа.

Максимальный уровень добычи нефти 81,5 млн. т на месторождении был достигнут в 1970 г. Добыча нефти на уровне 80 млн. т удерживалась в течение 6 лет. С 1975 г. при отборе 53,9% начальных извлекаемых запасов (НИЗ) добыча нефти по месторождению начала снижаться и в 1994 г. составила 13,0 млн. т (0,6% НИЗ и 5,7% ТИЗ)

С 1975 г. месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения (в среднем в 3 раза), сокращением (в 5-10 раз) эксплуатационного фонда, снижением в 1,5-2,0 раза эффективности геолого-технических мероприятий и неуклонным падением уровня добычи нефти. Последнее, кроме всего прочего, объясняется и ухудшением структуры запасов.

Отбор жидкости по месторождению увеличивался ежегодно до 1985 г. Затем объединение «Татнефть» резко изменило техническую политику в сторону снижения отбора попутной воды.

На поздней стадии разработки основной целью регулирования является уменьшение отбора попутной воды при одновременном увеличении текущих отборов нефти и нефтеотдачи. В результате отбор попутной воды уменьшен на 180 млн. т в год. Соответственно уменьшилась закачка воды, улучшились технико-экономические показатели разработки.

Давление на устье нагнетательных скважин на отдельных площадях составляет 10,0-4,9 МПа, на забое добывающих скважин - 7,2-11,2 МПа. Средний дебит нефти снизился с максимального значения 63,0 до 4,6 т/сут, жидкости с 63,6 до 35,3 т/сут.

Максимальный отбор жидкости в 1985 г. составил 18,4 млн. т, закачка - 17,1 млн. м3, а в 1994 г. соответственно 7,0 млн. т и 6,0 млн. м3. Отбор попутной воды составил 38,7% достигнутого уровня. Обводненность в течение последних 10 лет стабилизировалась на уровне 70%, водонефтяной фактор составил всего 1,6.

Средний дебит нефти снизился с максимума, 21,9, до 4,2 т/сут, жидкости от 34,5 до 14,7 т/сут. Давления на устье нагнетательных скважин составляют 5,6-11,7 МПа, на забое добывающих 4,7-8,2 МПа.

Объединение «Татнефть» по Ромашкинскому месторождению провело большую работу по оптимизации плотности и размещения сеток скважин. Опыт оптимизации плотности сетки скважин на Ромашкинском месторождении является уникальным и его обобщение имеет громадное теоретическое и практическое значение. На примере Ромашкинского месторождения было доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность, технико-экономические показатели разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы начального и конечного уплотнения сетки скважин.

Практика разработки месторождения убедительно свидетельствует о том, что при уплотнении сетки за счет бурения дополнительных скважин и соответствующего изменения системы заводнения можно увеличить добычу нефти пропорционально числу скважин и улучшить экономические показатели разработки.

Проведенная оценка ожидаемой нефтеотдачи при практическом внедрении проектных решений Генеральных схем разработки месторождения показало, что при реализации первой Генеральной схемы разработки месторождения с бурением 9400 скважин конечная нефтеотдача составила бы всего 38%. Вторая Генеральная схема предусматривала бурение 12000 скважин. Однако и при этом нефтеотдача составила бы всего 42%. При реализации третьей Генеральной схемы с бурением более 19000 скважин конечная нефтеотдача должна составить 49%. Таким образом, необходима дальнейшая оптимизация сетки скважин для достижения проектной нефтеотдачи пластов, равной 53%. С этой целью по каждой площади рассчитаны технико-экономические показатели четырех вариантов разработки (по годам на весь срок), отличающихся друг от друга конечной плотностью сетки скважин.

Один из вариантов представляет собой продолжение осуществляемой на сегодня системы разработки. В другом варианте плотность сетки соответствует уточненным проектам разработки отдельных площадей, составленным за последние 10 лет. Остальные два варианта разработки по плотности сетки отличаются от последнего в ту или иную сторону. Расчеты технологических показателей разработки по площадям проведены с использованием методики ТатНИПИнефти.

Максимальный экономический эффект по площадям достигнут при плотности сетки 12,0-28,2 га/скв, причем более плотные сетки оптимальны для площадей, характеризующихся высокой геологической неоднородностью коллекторов. Так, для объектов с коэффициентом расчлененности более трех, оптимальная плотность сетки находится в интервале 12,0-18,4 га/скв (среднее значение 14,5 га/скв), а для менее расчлененных объектов 17,5 -28, 2 га/скв (среднее значение 22,5 га/скв).

Начиная с 60-х годов на месторождении ведется бурение дополнительных скважин сверх основного фонда (оптимизация плотности сетки) в целях достижения запроектированной нефтеотдачи эксплуатационного объекта (79,5% дополнительного фонда), а также интенсификации процесса разработки горизонта для поддержания достигнутого и обеспечения запланированного уровня добычи нефти или снижения темпа его падения. Наибольшее число скважин из дополнительного фонда пробурено в целях выработки запасов линз, полулинз и тупиковых зон, а также малопродуктивных коллекторов, и значительно меньшая доля приходится на скважины для выработки водонефтяных зон. На таких площадях, как Абдрахмановская, Западнo-Ленино-горская, Зай-Каратайская., Миннибаевская, Альметьевская, Восточно-Лениногорская, расчлененность эксплуатационного объекта которых выше трех, более половины пробуренного фонда составляют дополнительные скважины, и на них приходится значительная часть добычи нефти за весь прошедший период разработки. В результате бурения дополнительных скважин активные извлекаемые запасы нефти месторождения увеличились до 95% начальных.

По состоянию на 1.01.1995 г. на месторождении (без учета дублеров) пробурено 18847 скважин, в том числе 8961 скважина сверх основного фонда, что составляет 46,6%, из них около половины пробурено на разукрупнение эксплуатационного объекта и примерно столько же на оптимизацию плотности сетки скважин. Если средний дебит нефти одной добывающей скважины за 1994 г. по месторождению составил 4,6 т/сут, жидкости - 35,3 т/сут, то по дополнительным скважинам он соответственно равен 3,9 и 31,9 т/сут. Средний дебит скважин дополнительного фонда по площадям на рассматриваемую дату изменяется по нефти от 0,2 до 33,0 т/сут, по жидкости от 1,0 до 255,1 т/сут. С начала бурения скважин дополнительного фонда добыто свыше 337 млн. т нефти, 812 млн. т жидкости, водонефтяной фактор достиг 1,41.

По состоянию на 01.01.1995 г. в период поздней стадии пробурено и введено в эксплуатацию около 5800 добывающих скважин, по которым отобрано 145 млн. т нефти и 480 млн. т жидкости. Водонефтяной фактор 2,3, средняя обводненность добытой жидкости 70,2%. В среднем на одну пробуренную скважину добыто 25 тыс. т нефти и 58 тыс. т воды.

Основное назначение скважин, пробуренных в поздней стадии - повышение нефтеотдачи пластов путем вовлечения в активную разработку запасов нефти песчаных линз, водонефтяных зон, пластов с низкой проницаемостью.

В настоящее время Ромашкинское месторождение находится в завершающей стадии разработки. По месторождению достигнут сравнительно высокий коэффициент нефтеотдачи - 0,47 - при обводненности 87%. Из пробуренного фонда выбыло 35% скважин, часть которых в дальнейшем при проведении ГТМ может быть введена в повторную эксплуатацию. На одну отработанную скважину добыто 133 тыс. т нефти. Оставшиеся в работе скважины уже добыли 159 тыс. т/скв. Для достижения проектной нефтеотдачи по ним нужно еще отобрать 25 тыс. т/скв. Это многовато, но, учитывая необходимый для достижения проектной нефтеотдачи фонд, эта величина существенно снижается. Поэтому достижение проектной нефтеотдачи не вызывает сомнений. .

По Ромашкинскому месторождению доля трудно извлекаемых запасов нефти по сравнению с первоначальной увеличилась с 30 до 80%, в том числе в слабопроницаемых пластах -- с 7 до 29, ВИЗ -- с 18 до 38, песчаных линзах -- с 5 до 13%.

Ухудшение структуры запасов нефти происходит в течение всего периода разработки месторождения. Однако в начальной стадии, до отбора 50-601 НИ3 оно оказывает менее заметное влияние на динамику добычи нефти, так как основной отбор обеспечивается за счет активных запасов. На поздней стадии разработки (после отбора 2/3 запасов нефти), несмотря на проведение большого объема мероприятий, структура запасов оказывает отрицательное влияние на динамику добычи. При этом чем больше доля трудно извлекаемых запасов нефти, тем при меньшем проценте суммарной добычи НИЗ наступает снижение темпов отбора текущих извлекаемых запасов (ТИЗ). Такая же закономерность наблюдается между величиной темпов отбора и выработкой запасов: чем выше темп отбора, тем при меньшей выработке начинается его снижение. Первая из отмеченных закономерностей более существенна, так как величина темпа отбора при прочих равных условиях в значительной мере зависит от продуктивности объекта[2].

Глава 2. Технологии увеличения нефтеотдачи пластов

2.1 Методы повышения нефтеотдачи на Ромашкинском месторождении

На Ромашкинском месторождении в достаточно большом объеме применяют прогрессивные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Они подразделяются на две группы: гидродинамические и третичные. В первую группу входят нестационарное заводнение, с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, форсированный отбор жидкости, ввод недренируемых запасов. Причем, превалирующее значение имеют гидродинамические методы.

Нестационарное заводненне нашло широкое применение на месторождении. По состоянию на 1.01.1995 г. под циклическим воздействием находилось 80,3% скважин нагнетательного фонда. Объем закачки в эти скважины в 1994 г. составил 73,0% общей закачки по объекту. За счет циклической закачки воды с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте в 1994 г. дополнительно добыто 1,8 млн. т нефти, ограничена добыча попутной воды на 8,7 млн. т и одновременно на 47,0 млн.м3 ограничена непроизводительная и малоэффективная закачка воды. Эта технология внедрялась с целью регулировать закачку воды и отбор жидкости по отдельным блокам самостоятельной разработки.

Всего за время применения нестационарного заводнения на месторождении дополнительно добыто 18,1 млн. т нефти. Одновременно снижен отбор попутной воды на 57 млн. т и ограничена непроизводительная и малоэффективная закачка воды на 213 млн. м3.

На форсированном режиме в настоящее время работают 398 девонских и 26 бобриковских скважин, а всего на этом режиме перебывала 1591 скважина. По действующим скважинам отбор жидкости увеличен в 1,56 раз при практически неизменной или даже несколько (в 2 раза) уменьшенной обводненности нефти. За счет форсированного отбора ежегодно добывают около 430 тыс. т нефти, а всего с начала применения метода добыто 7,7 млн. т нефти. Причины сравнительно небольшого объема внедрения форсированного отбора жидкости связаны с отсутствием геологo-физических критериев подбора скважин и участков для эффективного форсирования, а также увеличением энергетических затрат на добычу высокообводненной продукции в условиях рыночной экономики при отсутствии налоговых льгот на истощение недр и одинаковом налогообложении высокопродуктивных малообводненных объектов и истощенных, высокообводненных пластов. Также этому способствует нерешенность целого ряда технических проблем, связанных с реализацией отборов больших объемов попутной воды и увеличением экологической нагрузки на регион.

Ввод недренируемых запасов. Ввиду сложности геологического строения и применения на начальном этапе освоения месторождения неоптимальных систем разработки, объем недренируемых запасов здесь оказался весьма большим (37% НИЗ). Благодаря непрерывному совершенствованию применяемых систем разработки (бурению дополнительных скважин, оптимизации размеров эксплуатационных объектов и плотности сетки скважин, совершенствованию систем заводнения, оптимизации давления нагнетания и на забое добывающих скважин) на месторождении было введено в разработку более 650 млн.т недренируемых запасов, за счет чего уже добыто 294 млн.т нефти, в т. ч. 5 млн.т в 1994 г., что составляет 38,5% общей добычи по горизонту Д1.

За счет широкого применения гидродинамических МУН, контроля и регулирования процессов разработки на месторождении ежегодно добывается около 40% всей нефти. Опыт разработки показывает, что возможности гидродинамических МУН далеко еще не исчерпаны. В последние годы применению их способствует развитие техники и технологии.

Широкие возможности имеет применение гидравлического разрыва пласта (ГРП). За последние годы на Ромашкинском месторождении проведено 103 ГРП (увеличение дебита в 2,5 раза).

На месторождении проведены работы по улучшению первичного вскрытия пластов в процессе бурения, которые показали возможность увеличения дебита скважин в 2-3 раза. Проводятся широкие работы по вторичному вскрытию пластов бесперфораторным способом или с применением сверлящих перфораторов ПС-112. Последний метод особенно эффективен для вскрытия частично промытых или пластов с подошвенной водой при небольшой нефтенасыщенной толщине (до 2-3 м). Если при вскрытии таких пластов куммулятивным способом обычно получают воду либо незначительный приток нефти с большим содержанием воды, то применение ПС-112 дает возможность получать притоки нефти от 3 до 10-20 т/сут с небольшой (единицы процента) долей воды.

Широкое применение указанных методов позволяет существенно повысить эффективность применения гидродинамических МУН.

Совершенно новые возможности открываются при внедрении систем разработки с применением горизонтального бурения. Всего в объединении "Татнефть" пробурено 63 горизонтальных скважины. В среднем их дебиты оказались в 5 раз выше обычных скважин.

На месторождении достаточно широко применяют третичные МУН, которыми охвачено около 300 млн. т запасов, дополнительно добыта 12,4 млн. т нефти. Максимальная добыча в 1988-1989 гг. составила 1,0 млн. т, в 1994 г. добыто 0,64 млн. т. Работы проведены на 1867 участках с 4052 скважинами. Здесь применялось 25 МУН (78 технологий). Наибольший объем добычи нефти приходятся на закачку серной кислоты (АСК) и ПАВ (86%о). Меньше объемы добычи получены за счет закачки тринатрийфосфата (ТНФ), сернокислого глинозема (СКГ), водорастворимых полимеров, полимерно-дисперсных систем (ПДС), эфиров целлюлозы (ЭЦ).

Опыт применения третичных МУН показал, что на поздней стадии разработки для вытеснения нефти из заводненных пластов целесообразно применять ПДС, ЭЦ, полимеры, силикатные гели и микробиологические методы. Причем здесь на одну тонну закачанного реагента получено 200-1200 т нефти. Новые МУН необходимо применять в комплексе с совершенствованием заводнения и оптимизацией сетки скважин.

В области технологии разработки:

- показаны основные недостатки методов заводнения для эксплуатации неоднородных расчлененных объектов, разбуренных единой сеткой скважин и на основе этого уточнены принципы рациональной разработки месторождений, обеспечивающие полноту охвата пластов заводнением, улучшение условий дренирования запасов, опережающую выработку базисных пластов;

- обоснованы пути совершенствования систем разработки высокопродуктивных залежей маловязких нефтей, приуроченных к сложно построенным терригенным коллекторам достаточной проницаемости, обеспечивающие достижение высокой (до 50-60%) нефтеотдачи;

- показаны особенности поздней стадии разработки месторождения и рекомендованы пути обеспечения наиболее полной отработки охваченных заводнением активных запасов нефти, научно обоснованы системы разработки, обеспечивающие ввод в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;

- решена проблема эффективной (с достижением нефтеотдачи до 40-45%) системы разработки залежей нефти повышенной вязкости (до 60 мПа*с) в терригенных коллекторах путем применения системы избирательного заводнения с закачкой воды в водоносные "окна" внутри пласта, применения физико-химических МУН, внедрения нестационарного заводнения (Н3), оптимизации давления нагнетания и плотности сетки скважин;

- научно обоснована эффективная система разработки залежей высоковязкой нефти (более 60 мПа*с) в достаточно проницаемых терригенных коллекторах и обоснованы критерии применения методов заводнения для залежей высоковязких нефтей в карбонатных пластах;

- доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность; технико-экономические показатели (ТЭП) разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы рациональности начального и конечного уплотнения сетки скважин, уточнены понятия резервного фондах обоснованы методы их определения, обоснован принцип и определены условия эффективности применения двустадийного разбуривания, создана методика рационального разбуривания залежей, приуроченных к сильно неоднородным пластам;

- разработана методика разбуривания зонально неоднородных пластов, позволившая сократить количество бурящихся непродуктивных скважин с 8-30 до 1-3%;

- предложены новые методы контроля и классификации методов регулирования процессов разработки, обоснованы и внедрены различные модификации Н3 с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, уточнено понятие форсированного отбора жидкости, доказана высокая эффективность ввода в разработку недренируемых запасов, показаны пути существенного снижения добычи попутной воды и закачки воды на поздней стадии, обоснована большая роль водоизоляционных работ для регулирования выработки пластов неоднородного объекта;

- уточнена классификация современных методов воздействия на пласт и обоснованы геолого-физические критерии их применения, позволяющие существенно расширить диапазон применения методов заводнения и наиболее эффективных МУН;

- доказана высокая эффективность гидродинамических МУН, которые согласно проведенным исследованиям могут увеличить нефтеотдачу на 8-10%, проведена переоценка приоритетности применения третичных МУН.

2.2 Применение современных микробиологических технологий увеличения нефтеотдачи на объектах НГДУ «Лениногорскнефть»

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи (ММУН) пластов привлекают внимание малой инвестиционной потребностью, высокой эффективностью и экологической безопасностью. В биотехнологиях дополнительное вытеснение нефти обусловливают те же механизмы, что и при физико-химических методах, но микробные метаболиты образуются в основном непосредственно на контакте с нефтью в пористой среде, что увеличивает эффективность их воздействия.

При использовании большинства микробиологических технологий закачиваемые питательные вещества проникают в промытые водой каналы и зоны, создают в них благоприятные условия для метаболизма бактерий, имеющихся в пласте. В результате их жизнедеятельности закупориваются высокопроницаемые зоны и происходит перераспределение закачиваемого агента в непромытые малопроницаемые зоны. Лабораторными и промысловыми экспериментами доказано, что продукты микробного генезиса изменяли межфазное натяжение между нефтью и водой, увеличивали фильтрационные сопротивления для водных растворов в высокопроницаемых зонах пласта, улучшали эффективность смачивания пород вытесняющей водой.

Все микробиологические методы воздействия на нефтяные пласты можно разделить на две основные группы. К первой группе относят технологии, в которых используют продукты жизнедеятельности микроорганизмов (метаболиты), полученные на поверхности земли (в промышленных установках-ферментерах). Эти методы близки к химическим и основаны на улучшении нефтевытесняющих свойств закачиваемой воды за счет таких соединений, как биоПАВ, биополимеры, растворители, эмульгаторы и др. Вторая группа предусматривает развитие микробиологических процессов для получения метаболитов в пласте. При этом образование нефтевытесняющих агентов в результате микробиологической деятельности происходит в пласте за счет дополнительного внесения в него микроорганизмов и питательных веществ (меласса, отходы пищевой и химической промышленности и др.) Эта группа может быть подразделена на подгруппы в зависимости от вида биоценоза: пластового или введенного с поверхности. К первой подгруппе относятся биотехнологии, в которых активируется естественная микрофлора пласта путем подачи питательных веществ с поверхности (активация в призабойной зоне скважины), а ко второй - биотехнологии в которых в пласт вводятся культуры микроорганизмов с питательными веществами.

Важными особенностями ММУН являются интенсивность и масштаб процессов жизнедеятельности микроорганизмов. Создание оптимальных экологических условий для них или быстрая адаптация к существующим является одним из важнейших факторов эффективности методов. По этой причине разработка всех микробиологических методов невозможна без детального изучения природных и искусственных параметров физико-химических и микробиологических условий нефтяного пласта. Сложность и взаимовлияние параметров можно оценить по характеристикам, представленным ниже.

Основные природные факторы, контролирующие микробиологическое воздействие: температура пласта, минерализация пластовой воды, тип коллектора, тип породы, бактериальная заселенность, проницаемость, нефтенасыщенность, пористость.

Основные искусственные факторы: температура закачиваемой воды, типа этой воды (пресная, минерализованная), режим нагнетания, вводимые микроорганизмы, питательная среда.

Использующиеся микроорганизмы: аэробные, дрожжи, грибы, рода Clostridium, Bacillus, различные бактерии и др.

Опытно-промышленные работы с применением ММУН, которые в разное время проводились в США, ГДР, Венгрии, Польше, России и других странах, показали перспективность данного направления[5].

Заключение.

Следует отметить, что широкое внедрение новых МУН тормозится сравнительно высокой себестоимостью нефти и станет возможно при изменении налоговой политики государства.

Открытие и ускоренное освоение Ромашкинского месторождения на длительное время определило развитие нефтяной промышленности страны. Опыт разведки, подготовки к промышленному освоению и разработки этого месторождения является классическим. Его обобщение позволяет наметить рациональные пути ускоренного освоения и эффективной выработки запасов нефти многoпластовых нефтяных месторождений платформенногo типа.

Ромашкинское месторождение вот уже несколько десятилетий является поистине полигоном, на котором испытывают многие новейшие технологии, оборудование, приборы и методы контроля и регулирования процессов разработки. На месторождении решают проблемные вопросы по: изучению влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу (основные площади месторождения), ускоренному созданию фронта заводнения (Азнакаевский эксперимент), снижению давления на забое добывающих скважин ниже давления насыщения (Ташлиярский эксперимент), улучшению выработки слабопроницаемых пластов и ВНЗ (Абдрахмановская, Западно-Лениногорская, Алькеевская, Восточно-Лениногорская площади), оптимизации давления нагнетания (Абдрахмановская площадь), применению гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеотдачи[6].

Ромашкинское месторождение вступает в новую, четвертую стадию разработки, на которой необходимо решить ряд проблем. В крупном плане их можно сгруппировать в три блока вопросов.

Первый - осуществление комплексных мер по вовлечению в активную разработку всех запасов эксплуатационных объектов за счет дальнейшего внедрения отработанных мер по разкрупнению объектов разработки, оптимизации плотности сеток скважин, пластовых и забойных давлений, совершенствования систем заводнения, внедрения современных методов контроля и регулирования процессов разработки.

Второй блок вопросов - дальнейшее развитие отрабатываемых методов эффективной разработки различных категорий трудноизвлекаемых запасов: в слабопроницаемых терригенных пластах, водонефтяных зонах, залежей высоковязких нефтей в терригенных пластах, залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам.

Все это по оценкам специалистов позволит достичь утвержденной нефтеотдачи. Третий блок вопросов связан с решением проблемы увеличения нефтеотдачи сверх проектного уровня. В объединении Татнефть и ТатНИПИнефти обоснована возможность доведения нефтеотдачи для залежей терригенного девона Ромашкинского месторождения до 60%, терригенного нижнего карбона - до 45%, карбонатных отложений - до 25%[4].

Список используемой литературы

  • 1. Нефтедобывающий комплекс республики Татарстан [Электронный ресурс: http://www.coolreferat.com ].
  • 2. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Издание в 2 т./ под ред. В.Е. Гавуры. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т.1.-280 с.
  • 3. Нефтяная газета [Электронный ресурс:
  • http://www.gazeta.tatneft.ru/news/show/6455 ].
  • 4. Нефтегазоносность республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Под ред. проф. Р.Х. Муслимова. - В 2-х томах. - Казань: Изд-во «Фен» Академии наук РТ, 2007. - 316 с.
  • 5. Журнал «Нефтяное хозяйство» / Под ред. В.Н. Зверевой. - М..: изд-во «Нефтяное хозяйство», июль 7'2005. - 144 c.
  • 6. Совершенствование технологий разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. - Казань: Татарское книжное изд-во, 1989. -136 с.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены