Магистерская диссертация на тему: «Исследование способов поддержания нефтеотдачи пластов углеводородов на поздних стадиях разработки»
Роль освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа в развитии нефтегазовой отрасли Нефтегазодобывающая промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства, для добычи нефти и газа и для поисков и разведки новых нефтяных и газовых месторождений каждый год бурят тысячи скважин. Дальнейшее увеличение объемов добычи нефти сегодня связано с освоением месторождений, находящихся в сложных горно геологических условиях, с трудноизвлекаемыми запасами (см. рис), Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом 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%. Результаты многочисленных исследований показывают, что при условии полного использования возможностей продуктивных пластов (если бы добывающие способности скважин не ограничивались возможностями применяемой технологии их строительства) добыча нефти и газа на одну скважину была бы в 2 4 раза больше в зависимости от условий, что является одним из главных способой увеличения эффективности нефтегазодобывающей промышленности. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам страны СНГ и Россия США, Канада, Саудовская Аравия Иран Латинская Америка и Юго Восточная Азия 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Основные этапы разработки нефтегазовых месторождений В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа: на первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил); на втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными; на третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН).
Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также на обособленные линзы и зоны пласта, совсем не охваченные дренированием при существующей системе добычи. При столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи (см. таблица слайд 6). При столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи (см. таблица слайд 6). Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном воздействуют максимум на одну две причины, влияющие на состояние остаточных запасов, поэтому иногда используются комбинированные методы. В зависимости от условий бурения, геологического разреза и прочих данных выбирается наиболее оптимальный метод увеличения нефтеотдачи. Потенциальные возможности увеличения нефтеотдачи пластов различными методами
Методы для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны Тепловые методы: • паротепловое воздействие на пласт; • внутрипластовое горение; • вытеснение нефти горячей водой; • пароциклические обработки скважин Гидродинамические методы: • интегрированные технологии; • вовлечение в разработку недренируемых запасов; • барьерное заводнение на газонефтяных залежах; • нестационарное (циклическое) заводнение; • форсированный отбор жидкости; • ступенчато термальное заводнение Группа комбинированны х методов: С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинами ческий и тепловой методы, гидродинами ческий и физико химический методы, тепловой и физико химический методы и так далее Химические методы: • вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); • вытеснение нефти растворами полимеров; • вытеснение нефти щелочными растворами; • вытеснение нефти кислотами; • вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др. ); • микробиологическ ое воздействие Физические методы: • гидроразрыв пласта; • горизонтальные скважины; • электромагнитное воздействие; • волновое воздействие на пласт; • другие аналогичные методы Газовые методы: • закачка воздуха в пласт; • воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); • воздействие на пласт двуокисью углерода; • воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
Методы воздействия, применяемые на первой стадии разработки Это методы, при использовании которых, основной задачей является достижение максимальных темпов отбора нефти и обеспечение наиболее возможного длительного периода стабильной добычи нефти. Химические методы воздействия Кислотная обработка пласта Микробиологическая обработка скважин Механичес-кие методы воздействия Тепловые методы воздействия Физические методы воздействия Ручные Система нагрева Магнитные лебедки и с помощью тенов активаторы скребки Система Кварцевые Применение индукционного депарафинизазащитных нагрева торы покрытий Аппаратура (эмалированиндукционного ное внутренобогрева нее покрыустьевого тие труб) оборудования
Химические методы воздействия на пласт Кислотная обработка пласта Метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы кислотой. Используется для карбонатных и песчаных коллекторов в период освоения, во время эксплуатации и ремонтных работ. Преимущественно применяют соляно кислотные и глино кислотные растворы, часто также применяются добавки ингибиторы, улучшающие действие кислоты или предупреждающие осложнения, связанные с очисткой при извлечении продуктов реакции. Процесс кислотной обработки включает в себя: а закачку нефти до переливания в отвод затрубного пространства, б закачку раствора кислоты, в закачку продавочной жидкости, г остановку скважины на реагирование (рисунок). Микробиологическая обработка скважин Технология, основанная на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. Закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности: спирты, растворители и слабые кислоты (приводят к увеличению вязкости нефти, удаляют парафины и включения тяжелой нефти); биополимеры; биологические ПАВы (увеличивают скольжение нефти по породам); газы (увеличивают давление внутри пласта и помогают продвигать нефть к стволу скважины). Процесс обработки схож с процессом кислотной обработки пласта, химреагенты с микроорганизмами закачиваются в скважины. Асфальто-парафиновые отложения до и после микробиологической обработки
Механические методы воздействия на пласт Ручные лебедки со скребками Широко применяются для удаления асфальто смолисто парафиновых отложений из труб добывающих скважин. Частота применения скребков для очистки зависит от дебита скважины и варьируется от 1 раза в 7 суток до 1 раза в месяц. Использование лебедок дешевле других методов, но не позволяет провести качественную очистку внутренней поверхности НКТ от АСПО. Остающиеся отложения в дальнейшем становятся дополни тельными центрами парафинизации, также использование технологии предполагает длительную остановку скважины, что нарушает температурный режим и может привести к осложнениям. Для метода применяются каротажные исследовательские лебедки ЛКИ ГИС НЕДРАКАМ (рисунок). Исследовательская каротажная лебедка Применение защитных покрытий внутренней поверхности НКТ Эмалированная НКТ, вставленная в эмалированную обсадку На интенсивность образования АСПО в добывающих скважинах сильно влияет природа материала и шероховатость внутренней поверхности НКТ. Шероховатость меняется в процессе эксплуатации под действием коррозии от агрессивной пластовой воды, из за нарушений структуры после применения инструментов при ремонтных работах, скребков и др. абразивов. Исследования свидетельствуют, что уменьшение краевого угла смачивания поверхности приводит к снижение интенсивности запарафинивания. НКТ с защитным покрытием внутренней поверхности на основе силикатных эмалей устойчивы к температурным воздействиям, кислотным средам, коррозионно агрессивным жидкостям. Рекомендуется использовать в скважинах с дебитом по жидкости свыше 30 м 3/сут. , где добыча осуществляется дорогостоящими импортными насосами DN 440, DN 675, DN 1000.
Тепловые методы воздействия на пласт Основным условием образования отложений АСПО в НКТ добывающих скважин является снижение температуры ниже температуры насыщения нефти парафином. Поэтому поддержание на устье скважины температуры выше температуры насыщения нефти парафином способно предотвратить отложения АСПО в скважине. 1. 2. Аппаратура индукционного нагрева ИТВ-520 Аппаратура индукционного обогрева устьевого оборудования АИН-420 Системы нагрева с помощью тенов Нагреватель состоит из герметичного корпуса, в котором размещены три трубчатых нагревательных элемента, соединенных в «звезду» , головки и наконечника. В головке размещен узел токоввода. Питание осуществляется по кабелю КПБК, КПБП. Нагреватель крепится к колонне НКТ с помощью резьбового соединения. Для предотвращения отложений АСПО в НКТ рекомендуется применять нагреватели на скважинах с дебитом до 10 м 3/сут и обводнённостью не более 50 %. Системы индукционного нагрева и аппаратура обогрева устьевого оборудования При обработке призабойной зоны нефтяного пласта, или интервала отложений АСПО аппаратурой ИТВ 520 производства ООО "Интенсоник+" происходит растепление и вынос парафина. Непосредственный нагрев металла обсадной колонны токами высокой частоты исключает необходимость прогрева промежуточного слоя жидкости в скважине и неизбежного оттока тепла от прибора по стволу скважины, поэтому процесс расформирования парафина начинается сразу же после включения аппаратуры. Таким образом, этот метод позволяет обрабатывать призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин в режиме депрессии и восстанавливать их производительность. Причем, приемистость нагнетательных скважин может восстанавливаться до сотен кубических метров в сутки, практически с нулевого уровня. Аппаратура индукционного обогрева скважинного оборудования (АИН) предназначена для нагрева устьевого оборудования: задвижек, сальников, лубрикатора, фланцев и других металлических частей и конструкций. Преимущество высокочастотного индукционного нагрева перед обычным способом нагрева тепловым нагревательным элементом (ТЭН) или нагревом открытым пламенем заключается в способе выделения тепла, которое происходит непосредственно в самом нагреваемом объекте за счет поглощения высокочастотной электромагнитной энергии металлическим оборудованием.
Физические методы воздействия на пласт Магнитные активаторы Предназначены для предотвращения образования накипи и процесса коррозии на внутренних стенках труб и поверхностях теплообменников, нагревательных элементов. При установке магнитного активатора (депарафинизатора) в нефтяную скважину или на нефтепровод, предотвращается отложение АСПО. Тем самым, увеличивается коэффициент теплопроводимости, увеличивается дебит скважины и межочистной период в 2 3 раза. Эффективность магнитного активатора (депарафинизатора) определяется количеством полюсов магнитной системы установленной внутри. Расчет количества магнитных полюсов определяется согласно техническому заданию заказчика. Скважинный активатор для обработки нефти внутри НКТ, на глубине 450 -600 м. Кварцевые депарафинизаторы прибор «ENERCAT» это погружной инструмент, используемый для предотвращения и удаления парафина и асфальтенов при нефтедобыче. Он может быть установлен в любой скважине, состыковываясь с колонной насосно компрессорной трубы (НКТ) с помощью резьбового соединения. Опускается депарафинизатор как минимум на 200 300 метров ниже интервала активных парафиновых и асфальтеновых отложений. Общий принцип работы депарафинизатора «ENERCAT» заключается в следующем: кристаллы кварца располагаются таким образом, что когда за счёт турбулентного потока нефти происходит их "раскачивание" генерируются электромагнитные волны частотой 20 Гц (пьезоэлектрический эффект), которые находятся в нижнем пределе инфракрасного излучения. Эти волны проникают через внутренний корпус депарафинизатора и воздействуют на поднимающуюся по насосно компрессорным трубам нефть. В результате воздействия высокочастотной волны электромагнитного поля происходит расщепление молекулярной структуры парафина и асфальтенов содержащейся в нефти, при этом молекулярная структура поднимающейся нефти сохраняется первоначальной. Общий вид прибора «ENERCAT» в разрезе: А. Внутренний корпус. В. Наружный кожух. С. Наполнители. D. Турбулентный поток нефти.
Методы воздействия, применяемые на второй и третьей стадиях разработки В следующей части работы рассмотрены методы воздействия, используемые для повышения нефтеотдачи пластов, в случаях, когда начальными методами из скважины добывают столько нефти, сколько она может дать, но при этом большая ее часть остается в пласте. На стадии применения первичных методов нефть самотеком поступает в ствол скважины под воздействием пластового давления. Поэтому на этапе применения вторичных методов нефтеотдачи, т. ее улучшения, использование таких методов, как заводнение или закачка газа в пласт, помогает повысить падающее пластовое давление и способствует вытеснению нефти из коллектора. Третичные методы добычи, или, иначе, методы увеличения нефтеотдачи (МУН), которые могут использоваться практически в любой период эксплуатации месторождения (в некоторых коллекторах даже с самого начала), основываются на снижении поверхностного натяжения или вязкости, что способствует вытеснению нефти из пласта. В зависимости от свойств коллектора общее извлечение может достичь 50– 70 %, а иногда и выше, в то время как первичные и вторичные методы вместе дают около 30 35%. МУН реализует ряд технологий, каждая из которых предназначена для использования на разных глубинах залегания коллектора и работы с нефтями различных свойств. Выбор оптимальной технологии увеличения нефтеотдачи требует глубокого понимания характеристик коллектора и экономических параметров освоения месторождения.
Паротепловая и тепловая обработки Паротепловое воздействие на призабойную приходится на ограниченную площадь пласта. При этом улучшаются фильтрационные характеристики, снижается вязкость нефти, изменяется смачиваемость горных пород, увеличивается подвижность нефти. Схема вытеснения нефти паром. Условные обозначения: а - пар; б - вода; в – нефть Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех этапов: Этап 1. В добывающую скважину в течение двух трех недель закачивается пар в объеме 30 100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте. Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка – в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой. Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону. Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) – величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта.
Гидравлический разрыв пласта Метод образования новых трещин или расширение некото рых существующих в пласте вследствие нагнетания в скважи ну жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обес печить высокую проницаемость, трещины наполняют закреп ляющим агентом, например кварцевым песком. Под действи ем орного г давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличивается фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью. Гидравли ческий азрыв пласта применяют р для воздействия на плотные низкопроницаемые продуктивные пласты, а также при боль шом радиусе загрязнения призабойной зоны пласта. Схема работ при ГРП
Другие физические методы воздействия на пласт Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротила, гексогена, нитроглицерина, динамита) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др. ). Горизонтальные скважины Электромагнитное воздействие Технология зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины. Метод основан на внутренних источниках тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость. Волновое воздействие на пласт Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта
Газовые методы обработки пласта Закачка воздуха в пласт Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов). К преимуществам метода можно отнести: – использование недорого агента – воздуха; – использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60– 70 o. С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента. Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Методы смешивающегося вытеснения Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно: а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины; б) нагретые (180– 250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены; в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами— двуокисью углерода СО 2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С 2—С 6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Методы эффективны при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов—более 1000— 1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти—менее 5 м. Па×с и относительно небольшая мощность пластов—до 10— 15 м.
Заводнение пластов Законтурное заводнение Поддержание пластового давле-ния производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой ( за внешним контуром нефтеносности). При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Для однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму. Приконтурное заводнение Внутриконтурное заводнение Приконтурное заводнение применя-ется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в одонефтяной в зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Первоначально метод приконтурного заводнения был предложен для залежей геосинклинальных областей с резко ухудшенной проницаемостью. Впоследствии оказалось, что приконтурное заводнение весьма эффективно и для платформенных залежей. При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения: - разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки; - барьерное заводнение; - разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки; - сводовое заводнение; - очаговое заводнение; - площадное заводнение.
Проблемы, связанные с методом заводнения 1) Отрицательное влияние высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также ньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу. Чем выше μ 0=μн/μв тем ниже нефтеотдача, при одинаковом отношении объема закачанной в пласт воды к объему пор пласта. Схема движения водонефтяного контакта в пласте при μ 0=1 -5 Мпа∙с и µ 0=20 -30 Мпа∙с : 1 -область, занятая водой и оста-точной нефтью; 2 – водонефтяной контакт; 3 – область, занятая нефтью; 4 – скопление нефти, оставшейся позади водо-нефтяного контакта 2) Невозможность полного вытеснения нефти водой даже при благоприятных условиях значительной проницаемости коллекторов в виду несмешиваемости нефти и воды. 3) Обеспечение более полного охвата пластов процессом заводнения: отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду, следовательно из них не вытесняется нефть; обводнение отдельных скважин происходит весьма неравномерно, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон. Слева схема вертикального разреза участка пласта с несколькими пропластками, справа схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков, разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин: 1 – нагнетательная скважина; 2 – пропласток 1; 3 – добывающая скважина; 4 – пропласток 2, вклинивающийся между первым и вторым рядом добывающих скважин; 5 – добывающая скважина второго ряда; 6 – пропласток 3
Методы решения проблем, связанных с заводнением пластов Решение первой проблемы: • Применение для закачки в пласт горячей воды и водяного пара. • Загущение воды полимерными добавками и другими веществами. • Использование влажного и сверхвлажного внутрипластового горения. Решение второй проблемы: • Обеспечение смешиваемости нефти с вытесняющим ее веществом. • Применение высокотемпературного воздействия на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти. Решение третьей проблемы: • Комплексное использование методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин. • Повышение давления нагнетания. • Методы регулирования разработки. • Выбор наиболее подходящей системы разработки.
Регулирование отборов гидродинамическими методами Барьерное заводнение на газонефтяных залежах Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть Нестационарное (циклическое) заводнение Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения. Форсированный отбор жидкости Применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы Система дренажных стволов как метод увеличения дебита Увеличить дебиты эксплуатационных скважин при одновременном сокращении их количества на нефтяном или газовом месторождении можно за счет внутрипластового дренажа по горизонтальным стволам, пробуренным в контур питания одиночной скважины или куста эксплуатационных скважин. Рядом со старыми вертикальными скважинами закладывают несколько многозабойных скважин с горизонтальными боковыми ответвлениями, направленными в контур питания эксплуатационных скважин. Такие ответвления будут пересекать трещины или литологически изолированные области продуктивного пласта и питать нефтью истощенную часть призабойной зоны эксплуатационных скважин.
Химические методы воздействия на пласт при заводнении Закачка в пласт воды, обработанной ПАВ Закачка в пласт углекислоты Вытеснение нефти мицеллярными растворами Микробиологические методы повышения нефтеотдачи При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижаетcя поверхностное натяжение на границе нефть—вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде» для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы. Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти — 10— 50 м. Па с. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа. При закачке в пласт углекислоты происхо дит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине. При этом методе в качестве вытесняющего агента, в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10 %). Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения. Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (не трещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Технологии, разработанные в Институте микробиологии РАН и ОАО «Татнефть» , основываются на активации жизнедеятельности микрофлоры нефтяного пласта (как интродуцированной, так и аборигенной). Целенаправленная активация микробиологических процессов позволяет вызвать синтез био. ПАВов, биополимеров и других эффективных агентов нефтевытеснения непосредственно в порах нефтесодержащих пород. Микробиологические технологии повышения нефтеотдачи безопасны для окружающей среды, так как микрофлора, развивающаяся в нефтяном пласте, не содержит в своем составе патогенных и (или) токсичных микроорганизмов. Применение предлагаемого метода наиболее эффективно на высокообводненных нефтяных пластах и позволяет получать дополнительно не менее 20% нефти от общей добычи.
Оптимизация расчета для метода увеличения нефтеотдачи (заводнения) с помощью исследований влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистой нефти в коллекторе В научно исследовательской работе рассмотрены различные методы восстановления и повышения нефтеотдачи глубоких скважин в сложных горно геологических условиях. Научная новизна работы состоит в том, что на основе анализа результатов опытных исследований на различных месторождениях России был выдвинут способ оптимизации расчета метода увеличения нефтеотдачи (заводнения пластов) с помощью ввода в расчетные формулы температурного коэффициента. Основными направлениями регулирования добычи нефти являются: ввод всех утвержденных запасов нефти в основную разработку; стабилизация и обеспечение рентабельной добычи нефти при оптимальных темпах отбора жидкости и закачки воды; достижение максимально возможного коэффициента нефтеотдачи пластов на месторождениях при минимальных затратах При разработке нефтегазового месторождения приходится иметь дело с движением жидкостей в пористых средах — фильтрацией. Многочисленные эксперименты показали, что при медленном стационарном движении несжимаемой жидкости в неподвижной изотропной пористой среде скорость фильтрации линейно зависит от градиента давления. Для движения жидкости в поле силы тяжести эта зависимость, называется законом Дарси.
Влияние температуры и степени минерализации воды на движение жидкости в пористых средах Итак, в общем случае значение коэффициента фильтрации зависит от проницаемости пород, вязкости и плотности жидкости. Плотность воды от температуры изменяется мало: при повышении температуры воды от 5 до 20⁰С плотность ее уменьшается всего на 0, 1%. С увеличением минерализации плотность воды растет. Вязкость жидкости определяется развивающимся в процессе движения внутренним трением и зависит от температуры и минерализации. Зависимость динамической вязкости воды от температуры μ, с. П t, ⁰С μ, с. П 0 1, 79 18 1, 06 1 1, 73 19 1, 03 2 1, 67 20 1, 00 3 1, 62 21 0, 98 4 1, 57 22 0, 96 5 1, 52 23 0, 94 6 1, 48 24 0, 91 7 1, 43 25 0, 89 8 1, 39 26 0, 87 9 1, 35 27 0, 85 10 1, 31 28 0, 84 11 1, 27 29 0, 82 12 1, 24 30 0, 80 13 1, 21 31 0, 78 14 1, 17 32 0, 77 15 График зависимости вязкости воды от ее температуры и минерализации t, ⁰С 1, 14 33 0, 75 16 1, 11 34 0, 73 17 1, 08 35 0, 72
Исследования температурных изменений в пластах при заводнении На нефтегазовом месторождении Узень, находящемся в Магистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак, были поставлены специальные промысловые опыты по изучению внутрипластового теплообмена и установлению влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистых нефтей. Результаты промысловых исследований показали, что приток тепла в охлажденные пласты из прилегающих горных пород происходит весьма медленно из за низкой теплопроводности горных пород. После 15, 5 месяцев температура была недовосстановлена на 24, 2⁰С. Результаты аналитических расчетов были согласованы с данными исследований и показали, что для полного восстановления температуры в значительно охлажденных пластах требуется продолжительное время, от 8 10 лет и более. Следовательно, при периодических нагнетания холодной воды не может происходить восстановление температуры до начальной и не ликвидируются отрицательные последствия от охлаждения. Динамика восстановления температуры Изменение температуры на различных расстояниях от скважины
Промысловые исследования влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистой нефти в коллекторе Вблизи нагнетательной скважины № 710 были пробурены три контрольные наблюдательные скважины № 191, 192, 193, забои которых отстояли от забоя скважины № 710 соответственно на 11 м, 49 м и 67 м, образуя разносторонний треугольник. Характер вскрытия слоев указан на рисунке: в скважине № 710 был перфорирован для нагнетания один из верхних слоев XIV горизонта. В экспериментальных скважинах № 191, 192, 193 вскрыли только один соседний продуктивный нижележащий слой, отделенный от заводняемого слоя глинистой перемычкой толщиной 2, 3 м. Согласно методическому плану, предполагалось закачать холодную воду в верхний слой через скважину № 710, передать через глинистую перемычку тепловое возмущение на нижележащий слой и с помощью скважин № 191, 192 и 193 исследовать влияние температурных изменений на фильтрацию в естественных пластовых условиях. До проведения закачки определили начальные параметры. Когда температура на забое скважины № 191 снизилась относительно первона чальной пластовой на 1, 8 °С, скважину пустили в эксплуатацию и определили коэффициенты продуктивности. Они оказались ниже определенных до нагнетания холодной воды в скважине № 710 соответственно на 26, 6 и 33, 7 %. Изменение коэффициента продуктивности в скважине 191 после закачки холодной воды в скважину 710 приведено в таблице. Период замера До нагнетания холодной воды в скважину № 710 После нагнетания холодной воды: 1 -й замер 2 -й замер Коэффициент продуктивности, т/(сут. Мпа) Снижение коэффициента продуктивности, % 0, 143 0 0, 105 0, 095 26, 6 33, 6
Опытно-промышленное нагнетание горячей воды Изменение дебитов нефти добывающих скважин в зоне нагнетания холодной (1) и горячей (2) воды В процессе нагнетания горячей воды при различных режимах сняли профили поглощения. Охват пласта заводнением составил 23 25 м. , т. е. 80 86% от вскрытой толщины, фактически все слои принимали горячую воду. Снижения приемистости не отмечалось. Выбор месторождения Узень под термальное заводнение был не случаен, ведь исследования показали, что при высокопарафинистой нефти, содержащейся в слоисто неодно родных пластах, холодное заводнение не может обеспечить качественную разработку месторождения. Влияние изменения температуры на поведение нефти месторождения Узень уникально: нефть при 30 — 32 °С превращается в структурированную массу, а при 12 15 °С в твердый битум. Охлаждение такой нефти при обычном заводнении в слоях с пониженной проницаемостью (которые составляют до 35 %) чревато потерями нефти и не достижением удовлетворительного коэффициента нефтеотдачи. Ввиду неадекватности геологических условий для выявления влияния технологии заводнения на воздействие и добычу нефти была применена специальная методика. Считается, что в этих условиях целесообразно сравнивать не столько абсолютные значения показателей, которые в основном зависят от геологических условий, а важно выявить динамику их изменений (во времени), которая в значительной степени обусловливается самой технологией разработки. Было проведено сопоставление безразмерных параметров — дебитов и отборов нефти во времени, при котором все текущие показатели в период холодного и термального заводнения были поделены на показатели начала нагнетания. Это несколько уменьшило влияние отдельных геологических характеристик и идентифицировало (хотя и не полностью) условия. Реализация закачки горячей воды приводит к восстановлению ранее сниженной пластовой температуры на старых и к поддержанию и повышению температуры на новых участках, которые разбуриваются для уплотнения сетки и перевода месторождения под термоплощадное завод нение. нализируя последующую динамику добычи нефти, можно А отметить, что темпы падения добычи нефти сначала уменьшились, а затем добыча стабилизировалась, затем наметился рост добычи нефти. Анализ характеристик вытеснения, построенных в полулогарифмичес ких координатах добыча нефти добыча жидкости для месторождения в целом и отдельных блоков разработки, показывает улучшение условий вытеснения нефти из пластов
Применение исследований влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистой нефти в коллекторе для расчета расстояний между скважинами в сетке • Опытные данные и расчет температурного коэффициента № 1 2 3 4 5 6 7 8+14 горизонты 15+16 горизонты Горячая вода 0, 97 1, 23 1, 55 1, 46 0, 89 0, 38 Холодная вода 0, 93 1, 02 1, 12 0, 39 1, 51 1, 27 Σ/n Х/Г 0, 958763 0, 829268 0, 709677 0, 767123 0, 65 1, 696629 3, 342105 1, 279081
•
Геолого техническая характеристика эксплуатационных скважин для разработки месторождения Пласт 1 2 3 Средняя глубина залегания, м 2710 2740 2770 Тип залежи Нефтегазоконденсат, пластовая сводовая Тип коллектора Нефтегазоконденсатная, пластовая сводовая, литологически экранированная терригенный Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м 2 208917 130796 123195 Средняя общая толщина, м 24, 2 21, 6 17, 5 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 3, 69 2, 73 3, 16 Пористость, % 16 15 15 Проницаемость, мкм 2 0, 029 0, 013 0, 004 Начальная пластовая температура, ⁰С 75, 6 75, 8 76, 4 Начальное пластовое давление, МПа 28, 32 28, 53 28, 70 Вязкость нефти в пластовых условиях, м. Па∙с 4, 27 8, 019 11, 91 Вязкость нефти в поверхностных условиях, с. Ст 6, 904 параф. Температура нагнетаемой холодной воды, ⁰С 10 10 10 Температура нагнетаемой горячей воды, ⁰С 96 96 96 Расчлененность 1 10 1 9 1 7
На основе полученных данных построим сравнительную характеристику скоростей фильтрации при нагнетании в пласт горячей и холодной воды: Сравнительная характеристика скорости фильтрации при нагнетании в пласт горячей и холодной воды скорость фильтрации u, Дарси 700000 600000 500000 400000 холодная вода 300000 горячая вода 200000 100000 0 1 2 3 Расчетный эксперимент показал, что нагнетание горячей воды увеличивает охват пласта заводнением и удельную проницаемость пластов, в среднем на 45 %. Сопоставление фильтрационных параметров пласта по скважинам до и в процессе теплового воздействия показало, что его гидропроводность увеличивается. Это объясняется повышением температуры пласта, которое уменьшило относительную вязкость, увеличило сечение пор, вследствие разрыва пленки нефти и отрыва ее от стенок породы, а также увеличением капиллярной пропитки. С увеличением расстояния между скважинами система стала более разреженной, что выгодно экономически.
Заключение Согласно расчетам многочисленных исследователей на долю МУН приходится 4 % мировой добычи, или около 3 млн баррелей в сутки и с помощью МУН можно было бы получить 300 млрд баррелей нефти со всех месторождений мира. Это очень большие объемы: при современном уровне добычи потребовалось бы 10 лет, чтобы их добыть. И тем не менее полный потенциал МУН значительно выше, нельзя не учитывать тот факт, что две трети пластовой нефти на месторождениях всего мира сегодня остаются в пласте. Таким образом мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными промышленно освоенными методами. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в мире Мировое потребление нефти постоянно увеличивается: за последние 20 лет средний рост составил 1, 45% в год. Несмотря на то, что были годы, когда добыча нефти падала, общая тенденция увеличения добычи сохраняется.
Скачать презентацию Магистерская диссертация на тему Исследование способов поддержания нефтеотдачи
Магистерская диссертация.pptx