Методы интенсификации добычи углеводородов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методы интенсификации добычи углеводородов

А.Г. Галимова

Аннотация

Нефтегазовый комплекс играет основную роль в экономике Российской Федерации. Однако большинство нефтяных месторождений находятся в поздней стадии разработки, которая характеризуется высокой выработанностью залежей нефти и значительным обводнением продукции скважин. В связи с этим необходимо обратить внимание на повышение интенсификации добычи углеводородов. В статье приведено краткое описание методов и технологий интенсификации добычи нефти, которые наиболее часто применяется на сегодняшний день.

Ключевые слова: методы интенсификации углеводородов, гидроразрыв пласта, эффективная толщина, низкопроницаемый коллектор.

Базовые месторождения углеводородов, расположенные в Ямало-Ненецком (Надым-Пур-Тазовском регионе) и Ханты-Мансийском автономных округах, обеспечивающие 88% добычи газа и 61% добычи нефти в России, переходят в падающую стадию добычи (табл.).

Таблица 1. Добыча нефти в России в 2010-2013 гг. по субъектам Российской Федерации

В связи с этим встает вопрос увеличения темпов добычи - интенсификации. Одним из основных методов, который наиболее часто применяется на сегодняшний день, является гидроразрыв пласта.

Для осуществления гидроразрыва пласта, скважины должны удовлетворять определенным критериям. К примеру, для средне- и высокопроницаемых пластов начальная продуктивность скважины должна быть заметно ниже, чем у соседних, обводненность продукции должна быть меньше или равна 20%. Скважины для осуществления ГРП при низкопроницаемых коллекторах должны удовлетворять следующим требованиям:

- эффективная толщина > 5м;

- отсутствие в продукции газа из газовой шапки и законтурной/закачиваемой воды;

- продуктивный пласт отделен от других проницаемых пластов непроницаемой перемычкой 10м.

- скважина должна быть удалена от ГНК и ВНК на расстояние, превышающее расстояние между добывающей скважиной;

- накопленный отбор н. по участку не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;

- расчлененность продуктивного пласта не должна превышать 3-5;

- скважина должна быть технологически исправна (герметичность ЭК, ЦК выше и ниже перфорации на 50м) [2].

Технология проведения гидроразрыва пласта.

В первую очередь проводится исследование скважины на приток или приемистость, по результатам которых можно будет рассчитать объемы жидкости разрыва, давление разрыва и другие характеристики. Далее осуществляется промывка скважины. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие.

Третьим этапом проводят закачку жидкости разрыва, для создания давления необходимого для разрыва горной породы, и соответственно образования новых и раскрытия, существующих в призабойной зоне скважины трещин. При выборе жидкости разрыва необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании. Для предотвращения смыкания трещин после снятия давления необходимо их заполнить, т.е провести закачку жидкостей песконосителей. Такими наполнителями могут быть песок, порошок из полимеров, стеклянные шарики и др. Следующим этапом будет продавка этой жидкости, с помощью продавочной жидкости. После закачки наполнителя в трещины, скважина остается под давлением. Время выстойки должно быть достаточным, чтобы система перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине. Последним этапом является вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое исследование.

В качестве примера эффективного воздействия ГРП на рисунке 1 приведена динамика добычи жидкости и нефти после проведения ГРП на объекте АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения.

Рисунок 1. Динамика добычи жидкости и нефти после проведения ГРП на объекте АВ11-2 Самотлорском месторождении

Эффект от проведения ГРП на данном месторождении составил 2353,2 тыс. тонн нефти в первый год работы скважины и 583,4 тыс тонн нефти через 4 года работы, а прибыль от реализации нефти составила 3,8 млн. рублей в первый год и 1,1 млн. рублей через 4 года.

Эффект от ГРП стабилен, прирост дебита нефти составляет в среднем порядка 20-30 т/сут. и продолжительность его не ограничивается рассматриваемым периодом. Основной объем скважин, стимулированных ГРП, находится в зонах трудноизвлекаемых запасов нефти - 73% от общего количества. Анализ показал, что эффективность работ по ГРП в целом связана с увеличением дебита скважин по жидкости, в то время, как в ПК и СПК гидроразрыв не только интенсифицирует приток из пласта жидкости, но и положительно влияет на характеристику вытеснения, что позволяет говорить о вовлечении в разработку дополнительных запасов нефти путем подключения продуктивных пропластков. По оценке проведенного анализа прирост подвижных запасов за счет улучшения характеристики вытеснения при массовом производстве ГРП в условиях ПК и СПК достигает 39%. Результаты проведения ГРП в краевых (приконтурных) зонах продуктивных пластов позволяют обоснованно рассчитывать на экономически эффективную эксплуатацию скважин, вскрывающих нефтенасыщенную мощность пласта 2-4 м. нефтегазовый комплекс скважина гидроразрыв

Надо отметить, что для обеспечения эффективной эксплуатации скважин с ГРП, необходимо соблюдать критерии и требования выбора скважин. Только при соблюдении этих правил применение ГРП, и работа с фондом скважин позволит приостановить падение добычи нефти на месторождениях поздней стадии.

Библиографический список

1. Анализ эффективности производства гидроразрыва пласта на объекте АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения. [Электронный ресурс]. - URL: http://knowledge.allbest.ru/geology/2c0b65625b3bd78b4d43a88421206d37_2.html

2. Исследование эффективности производства гидроразрыва пласта на объекте АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения. [Электронный ресурс]. - URL: http://bibliofond.ru/view.aspx?id=520592

3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Нефть и газ, Москва, 2003 г., 816 с.

Размещено на Allbest.ru