додати матеріал


Методи заводнения пластів

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Зміст

  • Введення
  • Методи, спрямовані на збільшення коефіцієнта витіснення
  • Методи, спрямовані на збільшення охоплення пласта заводнением
    • Заводнення (закачування розчину поліакриламіду)
    • Потокоотклоняющіе технології та технології вирівнювання профілю прийомистості.
  • Оцінка фактичного приросту коефіцієнта нафтовіддачі пластів за рахунок застосування МУН
    • Точність завмер дебіту рідини на групових замірних пристроях (ГЗУ)
    • Оцінка обводнення
    • Оцінка додаткового видобутку нафти
  • Висновки
  • Список використаної літератури

Введення




Методи хімічного впливу на продуктивні пласти здійснюються на основі вивчення особливостей структури і властивостей пористого середовища та фізико-хімічних властивостей насичують їх рідин, а також процесів, що протікають на кордоні розділів рідина-рідина, рідина-тверде тіло.
У той же час методи дослідження макро-та мікропроцесів, що протікають між рідинами і породою безпосередньо в поровом просторі, практично не досліджені через надзвичайно великих труднощів проведення таких досліджень.
Вся інформація про процеси, що відбуваються при фільтрації багатофазних рідин крізь пористі середовища, виходить в основному при вивченні властивостей рідин у вільному обсязі і тих змін, які вони зазнають під час фільтрації через моделі пористих середовищ (Р. Х. Муслімов, С. М. Головко, Т. А. Захарченко, М. Л. Захарченко. «Застосування ЯМР в нафтовій геології». Казань, 1998, стор.39). Ця інформація використовується в різних математичних моделях, що описують процеси витіснення нафти водою з добавками хімреагентів. Отримані різні результати лабораторних досліджень, часто суперечать один одному. Таким чином, немає єдиної думки з найважливіших питань фізики та фізикохімії витіснення нафти з пористих середовищ (Ш. К. Гіматудінов. «Фізика нафтового та газового пласта.» М., Недра, 1971, стор.241).
Що стосується результатів промислових випробувань, то в більшості публікацій відзначається позитивна ефективність випробовуваних хімічних МУН. Авторами їх є, як правило, розробники технологій, а також представники тих нафтових компаній, які здійснювали ці випробування. Публікації незалежних експертів з оцінки ефективності хімічних МУН практично відсутні. Очевидно, ті компанії, які продовжують застосовувати хімічні МУН, впевнені в їх ефективності. Ті компанії, які не застосовують хімічні МУН, не вважають за потрібне їх застосовувати, і тому не запрошують незалежних експертів. Ті ж компанії, які різко скоротили або повністю відмовилися від застосування цих методів (наприклад, Сибнефть), очевидно, такий висновок зробили на підставі власних досліджень і тому також не мають потреби в незалежній експертизі.

ВИДИ МУН
Хімічні МУН, що пройшли дослідно-промислові випробування, можна підрозділити на наступні групи:
  • методи, спрямовані на збільшення коефіцієнта витіснення;
  • методи, спрямовані на збільшення охоплення пласта заводнением;
  • комплексні методи, спрямовані на збільшення коефіцієнта витіснення і охоплення пласта заводнением

Методи, спрямовані на збільшення коефіцієнта витіснення

Коефіцієнт витіснення нафти - відношення обсягу нафти, витісненої яких-небудь агентом із зразка породи або моделі пласта до повного насичення цим агентом отримуваної продукції, до початкового об'єму нафти, що міститься у зразку породи або моделі пласта (Л. Є. Ленченкова «Підвищення нафтовіддачі пластів фізико -хімічними методами », М., Недра, 1998, стор.12).
Збільшення коефіцієнта витіснення досягається за рахунок смешиваемости нафти і витісняє агента (вуглекислий газ, газ високого тиску, розчинники), зниження міжфазного натягу та підвищення змочуваності пласта водою (поверхнево-активні речовини, луги). (М. Л. Сургуч. «Вторинні і третинні методи збільшення нафтовіддачі пластів. »М., Недра, 1985).
Коефіцієнт нафтовіддачі можна представити у вигляді добутку:
К = Квит * Кохв,
Де Квит - коефіцієнт витіснення, Кохв - коефіцієнт охоплення пласта заводнением.
Коефіцієнт охоплення пласта заводнением неоднорідного пласта залежить від параметра:
μо = (кв / мкВ) / (кн / μн),
де кв і кн - фазові проникності відповідно для води і нафти,
мкВ і μн - в'язкість відповідно води і нафти.

Чим більше параметр μо, тим менше коефіцієнт охоплення пласта заводнением.
При збільшенні коефіцієнта витіснення нафти водою збільшується водонасиченому пласта. Відповідно до кривими фазової проникності з збільшенням водонасиченому збільшується фазова проникність для води, а, отже, і параметр μо. У результаті зменшується коефіцієнт охоплення пласта заводнением.
Таким чином, збільшення коефіцієнта витіснення повинно вести до збільшення нефтетдачі .. У той же час зменшується коефіцієнт охоплення пласта заводнением, що веде до зменшення нафтовіддачі. Тобто, застосування агентів, що збільшують коефіцієнт витіснення, роблять два протилежних ефекту. Тому всі промислові експерименти із застосування методів, що збільшують коефіцієнт витіснення, не дали однозначної чіткого результату.

Методи, спрямовані на збільшення охоплення пласта заводнением

Ці методи, у свою чергу, можна підрозділити на наступні групи:
  • підвищують в'язкість витісняє агента (полімери, міцелярні розчини);
  • понижуючі в'язкість і збільшують обсяг нафти (вуглекислий газ, пара, гаряча вода, внутріпластового горіння);
  • потокоотклоняющіе технології та вирівнювання профілю прийомистості.

Заводнення (закачування розчину поліакриламіду)

Основна властивість полімеру полягає в загущенні води. Тобто розчин полімеру має більш високою в'язкістю, ніж звичайна вода. Це призводить до зменшення співвідношення вязкостей нафти і робочого агента, тобто параметра μо. і скорочення умов прориву води в наслідок вязкостной нестійкості. Розчини полімеру впливають також на поведінку фазових проникностей.
У роботі М. Л. сургучеві (ріс.50, стр.166) наведені криві відносних проницаемостей для води і розчину полімеру (0,05). З малюнка слід, що відносна проникність для розчину менше, ніж для води. Це веде до додаткового зниження параметра μо. В результаті збільшується охоплення пласта заводнением і в цілому нефтеотдача пласта.
У роботі В. І. Селякова і В. В. Кадет «перколяційні моделі процесів переносу в мікронеоднорідних середовищах» (М., Недра, 1995 р.) показано (крива n = 1 / 2 рис. 19а, стор.64), що відносна проникність в'язкопластичного рідин вище в порівнянні з водою.
Тобто поведінка відносних проницаемостей у різних авторів різний.
Полімерні розчини мають також в'язкопластичного властивостями, або так званими неньютоновскими властивостями, тобто мають початковим градієнтом зсуву. У неоднорідних середовищах це веде до того, що частина пір менше певного розміру, буде відключено з фільтрації при одних і тих же тисках нагнітання. А це означає зниження охоплення пласта заводнением. У цілому зазначені фактори знижують прийомистість нагнітальних свердловин.
Для підтримання досягнутих темпів розробки потрібно підвищення тиску нагнітання. Однак підвищення тиску нагнітання може вести до створення тріщин або розшарування пласта, що буде зводити нанівець позитивні результати розчинів полімеру.
Таким чином, викладене також свідчить про неоднозначність ефективності полімерного заводнення.
Полімерне заводнення пройшло широкі промислові випробування. Про їх результати буде зазначено нижче.

Потокоотклоняющіе технології та технології вирівнювання профілю прийомистості.

Такий підрозділ носить умовний характер. У технологіях вирівнювання профілю прийомистості реагент закачується в обсязі 5 - 40 м3 на 1 м товщини пласта, а в потокоотклоняющіх технологіях - значно більше.
До потокоотклоняющім технологій відносять закачування реагентів, що знижують проникність окремих високопроникних промитих пропластков.
До них відносяться закачування суспензійних розчинів; реагентів, що утворюють в пласті опади у результаті хімічної взаємодії закачуваного реагенту з пластовими флюїдами, перш за все з водою, або взаємодії між реагентами закачиваемой композиції; композиції, що утворюють у пласті гель або емульсії.
Вважається, що структура реагентів така, що вони проникають в найбільш проникні пропластки пласта, знижуючи їх проникність. Це призводить до перерозподілу потоків рідини в пласті в менш проникні пропластки і тим самим знижують ступінь неоднорідності пласта. Тому ці методи отримали найменування потокоотклоняющіх або вирівнювання профілю прийомистості (віддачі при обмеженні видобутку попутної води).
При лабораторних дослідженнях при прокачуванні реагентів через модель пласта спостерігається зниження витрати рідини. Те ж саме відбувається, як правило, при закачуванні реагентів у свердловини, що свідчить про те, що закачувати реагенти або мають підвищену в'язкість, або відбувається кольматацію пласта.
Тому закачування реагентів у нагнітальні свердловини проводиться при підвищених тисках. При цьому може відбуватися розкриття тріщин або розшарування пласта. Після закачування реагентів нагнітальні свердловини підключаються до діючої системи ППД, де підтримується той же тиск, що і до закачування реагентів.
Питається, чому до закачування реагентів нізкопроніцаемие пласти не брали воду, а після закачування реагенту почали приймати при тих же тисках закачування?
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Оцінка фактичного приросту коефіцієнта нафтовіддачі пластів за рахунок застосування МУН
Одним з найважливіших моментів є оцінка фактичного приросту коефіцієнта нафтовіддачі пластів за рахунок застосування МУН.
На початку проведення промислових випробувань оцінку приросту коефіцієнта нафтовіддачі намагалися здійснити шляхом порівняння технологічних показників розробки дослідних і контрольних ділянок. При цьому контрольний ділянка повинна бути ідентичний досвідченому, як за геолого-фізичних властивостях, так і за умовами розробки. Витримати ж ідентичність досвідченого і контрольного ділянок за всіма показниками не вдається практично ніколи.
У зв'язку з цим для оцінки технологічної ефективності використовують статистичні методи прогнозування показників розробки і кінцевої нафтовіддачі. В якості статистичних методів використовуються характеристики витіснення, що представляють емпіричні залежності між значеннями відбору нафти, води і рідини. За отриманими залежностями виробляється прогноз видобутку нафти, рідини і води за базовим варіантом, тобто без застосування МУН.
Відповідно до «Методичних керівництвом за оцінкою технологічної ефективності застосування методів збільшення нафтовіддачі» (С. А. Жданов, А. Т. Горбунов та ін «РД 153-39.1-004-96.» М.: РМНТК нафтовіддачі, 1996. - 87 з.) за приріст коефіцієнта нафтовіддачі приймається додатковий видобуток нафти, одержувана як різниця між фактичною видобутком нафти і прогнозної (розрахункової), яка визначається за характеристиками витіснення.
Точність оцінки технологічної ефективності за характеристиками витіснення залежить від дотримання технології розробки об'єкта після застосування методу, яка повинна бути такою ж, як і до застосування, а також від тривалості періоду, на який проводиться екстраполяція (М. Л. сургуч, стор.140). Також на точність визначення додаткового видобутку нафти впливає точність виміру дебіту рідини свердловин та визначення обводненості їх продукції.

Точність завмер дебіту рідини на групових замірних пристроях (ГЗУ)

В даний час. Якщо ГЗУ оснащений турбінним об'ємним лічильником, то на його свідчення впливають наявність рідкої фази по всьому перетину потоку, величина в'язкості, якість сепарації газу, наявність пінної структури в вимірюваної продукції, що пов'язано з інерційністю турбинки. До того ж турбінний витратомір має високу похибку вимірювання при коливанні в процесі вимірювання в'язкості і щільності рідини. Чим нижче дебіт свердловини, тим менше точність вимірювання. Нижня межа вимірювання дебіту - не менше 5 м3/сут.
Якщо вимірювальний вузол представлений тахометричні масовим лічильником камерного типу, то похибка вимірювання складає від 7 до 23%, в середньому близько 18%. Крім того, виявлено, що
  • лічильник непрацездатний за наявності АСПО і зважених механічних частинок в заміряємо рідини;
  • відсутність вимірів при 100% обводнення або близькою до 100%;
  • відсутність замірів на свердловинах з високов'язкої рідиною.

Оцінка обводнення

Обводненість продукції свердловин визначається в лабораторії по пробах рідини, що відбираються з гирла свердловин. Точність визначення ± 2%. Крім того, відомо, що надходження води і нафти на гирлі свердловин носить пульсуючий характер, у зв'язку з чим спостерігаються коливання в значеннях обводнення протягом короткого періоду часу.
У статті Н. В. Єгорової та А. М. Болонківа («Про точність визначення обводненості продукції свердловин на родовищі Узень», НТС «Розробка нафтових і газових родовищ» Казахський Гнип. Вид. ВНІІОЕНГ, вип. 3, 1993) зазначається, що для забезпечення середньомісячної обводнення свердловин з похибкою ± 2% необхідно відібрати 15 проб з свердловин, експлуатованих ШГН, і 234 - з газліфтних свердловин.
Згідно ж РД 153-39.0-109-01 «Методичні вказівки по комплексування і етапності виконання геофізичних, гідродинамічних і геохімічних досліджень нафтових і нафтогазових родовищ» для визначення середньої обводнення за місяць слід відбирати одну пробу на тиждень або 4 -5 проби на місяць.
Усереднення значень водосодержания проб продукції на промислах проводиться по різному.
Відомо, що видобуток нафти за місяць, визначена на основі вимірів дебітів рідини по свердловинах і обводнення їх продукції, відрізняється від обсягу нафти, що знаходяться в товарних парках. У зв'язку з цим вносяться уточнення в показники видобутку нафти по свердловинах, які відображаються в експлуатаційних картках. При цьому загальноприйнята методика уточнення видобутку нафти по свердловинах, яка дотримувалися б з місяця в місяць, відсутня.
Таким чином, точність визначення дебіту рідини і обводнення продукції свердловин в принципі невідома.
Оцінка додаткового видобутку нафти
З літературних джерел (наприклад, М. М. Хасанов, Т. А. Ісмагілов, В. П. Мангазея, А. Є. Растрогін, І. С. Кольчугін, І. С. Тян (ВАТ «ЮКОС», ЮганскНІПІнефть) « Застосування зшитих полімерно-гелевих складів для підвищення ня нафтовіддачі пластів ». Доповідь на всеросійській нараді в квітні 2000 р.) відомо, що при застосуванні потокотклоняющіх технологій або вирівнювання профілю прийомистості на деяких ділянках з великим числом нагнітальних свердловин (10 і більше) спостерігалося зниження обводнення до 15%, що взагалі значно.
Однак в опублікованих статтях наводиться динаміка закачування води та відбору рідини в цілому по ділянці, а не по свердловинах. Швидше за все, відбувся перерозподіл закачування води по свердловинах, що веде до гідродинамічного ефекту, якого можна досягти за рахунок нестаціонарного заводнения. Теж відбувається і при закачуванні реагентів в окремі осередкові нагнітальні свердловини, на роботу яких впливають сусідні ділянки.
У цілому по переважній кількості ділянок поточне зниження обводнення після застосування методу становить не більше 1 - 2% (наприклад, І. М. Файзуллін, С. А. Яковлєв, В. Т. Владимиров, І. В. Владимиров, М. Ш. Каюмов «Аналіз ефективності методів збільшення нафтовіддачі пластів на поклади горизонту Д1 Абдрахмановской площі». НТЖ «нафтопромислове справа», М., ВАТ «ВНІІОНГ»).
Також додатковий видобуток зростає, якщо відбувається відключення окремих найбільш обводнених свердловин. У такому разі визначати додатковий видобуток нафти за характеристикою витіснення в подальшому не можна, адже статистичні залежності припускають збереження режиму експлуатації, в тому числі й кількості свердловин.
У дійсності ж додатковий видобуток нафти продовжує вважатися, іноді з прийняттям нової характеристиці витіснення, що передбачає в багатьох випадках високу ефективність. Використовувати статистичні залежності можна тільки протягом максимум одного року.
Розглядаючи динаміку додаткового видобутку нафти, можна відзначити, що по великому числу ділянок додатковий видобуток по місяцях значно коливається, аж до негативних значень. При цьому негативні значення приймаються за нульову додатковий видобуток. Тобто додатковий видобуток завищується.
Жоден метод не має сто відсоткову успішність. За неуспішним впливів додатковий видобуток приймається рівною нулю, хоча в дійсності по більшості з них має місце негативна видобуток нафти. Тому в цілому по всім методам ефективність завищена.
Далі, з усіх публікацій та обговорень на семінарах, нарадах і конференціях по застосуванню МУН наголошується, що додатковий видобуток нафти має місце протягом тільки певного терміну, що, взагалі кажучи, незрозуміло.
Не зрозуміло, як визначається термін дії методу?
Після закінчення терміну дії методу видобуток нафти продовжується. Тоді слід продовжувати стежити за базовою видобутком нафти, адже може статися так, що після закінчення дії методу поточна фактичний видобуток нафти може виявитися нижче базової, а, отже, після якогось часу фактична накопичена видобуток нафти і базова накопичена видобуток нафти зрівняються. У цьому випадку ніякого приросту коефіцієнта нафтовіддачі не буде.
Таким чином, оцінка ефективності МУН тільки за характеристиками витіснення недостатня надійна. У зв'язку з цим Л. Є. Ленченкова зазначає, що «... використання характеристик витіснення з продуктивних пластів для прогнозування показників розробки без МУН слід вважати мірою вимушеною.»

Висновки

На підставі викладеного можна зробити наступні висновки:
  • теоретичні передумови застосування хімічних методів не повністю враховують властивості неоднорідних шарів;
  • точність промислової інформації така, що не дозволяє однозначно оцінити ефективність застосування хімічних методів;
  • всі аналізи ефективності застосування хімічних методів здійснюють автори технологій за участю тих, хто впроваджує ці методи. Не приділяється достатньо уваги дотриманню умов проведення експерименту.
  • для підвищення надійності оцінки ефективності застосування хімічних методів необхідно розширити обсяги їх застосування з дотриманням умов проведення експерименту, підвищити точність визначення дебіту свердловин по рідині вмісту води в продукції.
  • для оцінки ефективності застосування хімічних МУН слід залучати незалежних експертів.

Список використаної літератури.

1. Юрчук О. М. Істомін А.3. Розрахунки у видобутку нафти. Москва. Надра, 1979 р.
2. Середа Н.Г. Сахаров В. А. Супутник нафтовика і газовики. Москва. Надра, 1986р.
3. Акульшин А. І. Експлуатація нафтових і газових свердловин. Москва. Надра, 1989р.
4. Бухаленков Є.І. Довідник нафтопромислового обладнання. Москва. Надра, 1992р.
5. Щурів В.І. Технологія і техніка видобутку нафти. Москва. Надра, 1983р.
6. Шматов В.Р. та ін Економіка, організація і планування виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості. Москва. Надра, 1989р
7. Методичні вказівки. Тюм.ГНГУ. 1999
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Реферат
42.3кб. | скачати


Схожі роботи:
Роз`єднання пластів
Розмежування часових пластів в Житті Арсеньєва І Буніна
Збільшення нафтовіддачі пластів із застосуванням мікробіологічного впливу на прикладі Західно-Лениногорский
Методи прояви системної ідеї Евристичні методи дослідження систем управління
Методи попередніх еквівалентних перетворень та ітераційні методи з мінімізацією нев`язки
Грошові потоки та методи їх оцінки Методи оцінки фінансових активів
а Методи анти
Методи селекції
Чисельні методи 6
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru