Автор работы: Пользователь скрыл имя, 06 Апреля 2015 в 00:42, реферат
Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах Поэтому 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.
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Национальный минерально-сырьевой университет "Горный"
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Тема: «Методы повышения нефтеотдачи пластов»
Выполнил: студент гр. ДГ-13-1 ______________ /Фадеев Д.В./
Санкт-Петербург
2015 год
Оглавление
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%.
Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.
Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах Поэтому 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.
Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи функционируют внутри осуществляемой системы разработки, чаще при заводнении нефтяных пластов, и направлены на дальнейшую интенсификацию естественных процессов нефтеизвлечения. К гидродинамическим методам относят циклическое заводнение, метод переменных фильтрационных потоков и форсированный отбор жидкости.
Циклическое заводнение. Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием. Циклическое заводнение эффективно на месторождениях где применяется обычное заводнение, особенно в гидрофильных коллекторах, которые капиллярно лучше удерживают внедрившуюся в них воду. В неоднородных пластах эффективность циклического заводнения выше, чем обычного заводнения. Это обусловлено тем, что в условиях заводнения неоднородного пласта остаточная нефтенасыщенность участков пласта с худшими коллекторскими свойствами существенно выше, чем основной заводненной части пласта. При повышении давления упругие силы пласта и жидкости способствуют внедрению воды в участки пласта с худшими коллекторскими свойствами, капиллярные же силы удерживают внедрившуюся в пласт воду при последующем снижении пластового давления. Немаловажную роль в вытеснении нефти из нефтенасыщенной не охваченной заводнением зоны пласта играют фазовые проницаемости, которые проявляют себя более благоприятно для нефти в момент, когда при снижении давления идет вытеснение нефти из нефтенасыщенной в заводненную зону пласта. Так как при практическом внедрении циклического заводнения чаще не удается одновременно прекратить закачку или отбор во всех скважинах, поэтому изменяют направления фильтрационных потоков. Впервые метод циклического заводнения был опробован и дал хорошие результаты на Губинском месторождении Куйбышевской области в 1964 г., а в последующем быстро распространился на другие месторождения Куйбышевской области и Татарской АССР. С начала 70-х годов метод стали внедрять на нефтяных месторождениях Тюменской области (Усть-Балыкском, Западно-Сургутском и др.).
Метод перемены направления фильтрационных потоков. В процессе проведения заводнения нефтяных пластов, особенно неоднородных, по традиционным схемам в них постепенно формируются поле давлений и характер фильтрационных потоков, при которых отдельные участки пласта оказываются неохваченными активным процессом вытеснения нефти водой. По мере появления в добывающих скважинах воды и роста обводненности заводненные зоны пласта взаимосообщаются, а неохваченные заводнением зоны образуют изолированные островки, вытеснение нефти из которых происходит только за счет капиллярной пропитки пластов водой. А так как эти процессы протекают медленно, то снижается общая эффективность разработки. Размеры и местоположение зон, не охваченных заводнением, зависят не только от неоднородности пластов, но и от расстановки добывающих и водонагнетательных скважин, а также от общей гидродинамической обстановки в пласте, определяемой забойными давлениями в скважинах и отбором (закачкой) жидкости из них. Стабильная гидродинамическая обстановка в пласте обусловливает малую подвижность нефти в застойной зоне.
Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных заводнением зон пласта необходимо изменить общую гидродинамическую обстановку в нем, что достигается перераспределением отборов и закачки воды по скважинам. В результате изменения отборов (закачки) меняются направленность и величины градиентов давления, за счет чего на участки, ранее не охваченные заводнением, воздействуют более высокие градиенты давления, и нефть из них вытесняется в заводненную, проточную часть пластов, чем и достигается увеличение нефтеотдачи. Заметим, что в отличие от циклического заводнения метод перемены направления фильтрационных потоков не требует обязательной остановки добывающих или нагнетательных скважин. При реализации метода наряду с изменением отбора и закачки практикуется периодическая остановка отдельных скважин или групп добывающих и нагнетательных скважин. Скважины можно периодически останавливать через одну или парами. При разработке залежи нефти рядами скважины, выбираемые для оста новки или ограничения (увеличения) отбора, не должны лежать на одной линии с ближайшей водонагнетательной скважиной. Метод предполагает одновременное ограничение отбора в одних скважинах и увеличение в других. Этот же принцип применяется для водонагнетательных скважин. При формировании программ циклического заводнения и метода перемены направления фильтрационных потоков следует учитывать календарь климатических условий. Не рекомендуется остановка добывающих и водонагнетательных скважин в зимний период на территориях с минусовыми температурами, так как возможно замораживание воды в трубопроводах. График остановки добывающих и водонагнетательных скважин следует увязывать с графиком профилактического их ремонта, а при остановке водонагнетательных скважин группами — с графиками профилактического ремонта КНС.
Форсированный отбор жидкостей применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Первые сообщения об использовании этого метода на месторождениях Чечено-Ингушской АССР сделано В. Н. Щелкачевым в 1945 г. В последующие годы метод получил внедрение на месторождениях Апшеронского полуострова и в настоящее время используется на многих нефтепромыслах как вполне освоенный процесс.
Практикой отработаны основные подходы к успешному внедрению метода. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.
Заводнение растворами полимеров. Сущность методов заключается в выравнивании подвижности нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Это можно достичь повышением вязкости вытесняющего агента при добавлении полимеров. Однако так как объемы нагнетаемой воды могут быть весьма большими, то с целью экономии полимера для загущения воды и повышения экономической эффективности метода на практике применяют технологию заводнения, при которой в пласт первоначально закачивают оторочку загущенной воды с последующим ее продвижением обычной водой. Опыты показывают, что при этом впереди загущенной воды образуется вал погребенной воды, затем вал нефти, вытесняемый раствором.
Относительная технологическая эффективность метода полимерного заводнения возрастает по сравнению с обычным заводнением для высоковязких нефтей. Однако при очень высокой вязкости нефтей (0,1 Па*с и более) эффективность метода по технико-экономическим показателям низкая.
Не рекомендуется применять метод полимерного заводнения в пластах, содержащих глинистый материал (5—10% и более), так как в присутствии глины происходит взаимная коагуляция двух различных коллоидных систем. Использование полимерного заводнения ограничивается проницаемостью и пластовой температурой. Заводнение рекомендуется при проницаемости свыше 0,1 мкм2 и пластовой температуре менее 90 °С. При более высокой температуре может происходить деструкция молекул полимера с изменением свойств раствора. В некоторых полимерных заводнениях ограничивается химическим составом пластовых вод. Поэтому полимер для заводнения следует подбирать с учетом химического состава пластовых вод. Метод апробирован на Орлянском месторождении Куйбышевской области и дал положительные результаты. В качестве загустителя использовали водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, имеющий в пластовых условиях вязкость 10-15 мПа*с. Лабораторными экспериментами установлено, что загущение воды полимерами существенно увеличивает нефтеотдачу при объеме оторочки примерно 5—6% от объема пор обрабатываемого участка и при концентрации полимера в воде 0,025— 0,05%.
На эффективность процесса оказывает влияние время его применения в зависимости от периода разработки. Если полимерное заводнение применяют с самого начала разработки залежи с заводнением, то так как вязкость полимерного раствора больше вязкости воды перед полимерным раствором может образоваться фронт сильно минерализованной связанной воды. При смешении полимерного раствора с минерализованной водой может происходить разрушение (деструкция) структуры полимерного раствора.
При использовании же полимерного заводнения на поздней стадии разработки месторождения, когда пласт существенно заводнен, а продукция скважин характеризуется высокой обводненностью, возможно разбавление полимера водой с ухудшением характеристик вытеснения. Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений США и СССР, наиболее благоприятные условия для применения полимерного заводнения складываются в конце безводного (начале водного) периода эксплуатации ряда скважин, прилежащего к водонагнетательным.
Заводнение растворами ПАВ. Увеличение нефтеотдачи пласта при этом методе обеспечивается в результате снижения поверхностного натяжения на границах «нефть - вытесняющая жидкость» и «нефть - порода». Установлено, что с увеличением полярности и плотности нефти, содержания в ней асфальтенов и смол повышают эффективность метода по сравнению с обычным заводнением. Однако этот метод не рекомендуется применять при высокой вязкости нефти (более 50 мПа*с). Преимущество метода заводнения растворами ПАВ заключается в том, что для его реализации не требуется существенная реконструкция в системе поддержания пластового давления. Она дополняется узлом затворения ПАВ и насосами для дозирования раствора перед подачей его в скважины. Добавление к воде ПАВ улучшает нефтевытесняющие свойства воды при увеличении фазовой проницаемости породы для нефти. Отрыв нефти от породы обусловливается адсорбцией ПАВ на породе. По мере адсорбции ПАВ на породе водный раствор в процессе движения в глубь пласта обедняется химическими реагентами, что приводит к образованию непосредственно на контакте нефти и вытесняющего раствора вала неактивной воды. Закачка растворов ПАВ в неоднородные пласты может снижать эффективность проявления капиллярных сил, удерживающих нефть в мелких порах. Таким образом, в пластах при закачке водных растворов ПАВ могут протекать два противоположных процесса: с одной стороны, процесс направленный на отмыв нефти, с другой - на удержание нефти за счет капиллярных сил. Соотношение между этими процессами определяет конечную нефтеотдачу, которая обычно не превышает 10%.
Эффективность заводнения растворами ПАВ резко снижается с увеличением обводненности пласта. Поэтому предпочтительнее применение метода с самого начала заводнения пласта. Также выявлено, что адсорбция ПАВ (например ОП-10) на поверхности породы существенно снижает эффективность процесса. Повышение эффективности использования этого метода заводнения связывается с поиском ПАВ.
Заводнение мицеллярными растворами. Более совершенными по сравнению с растворами ПАВ и другими применяемыми при заводнении реагентами, с точки зрения нефтевытесняющей, способности, следует считать мицеллярные растворы (микроэмульсии), так как при заводнении ими продуктивных пластов используется преимущество смешивающегося вытеснения. При этом граница раздела между закачиваемыми и пластовыми жидкостями отсутствует, так как мицеллярные растворы смешиваются без фазового разделения и с водой, и с нефтью.