Реферат: Методы заводнения пластов

СодержаниеВведение Методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения Методы, направленные на увеличения охвата пласта заводнением Заводнение (закачка раствора полиакриламида) Потокоотклоняющие технологии и технологии выравнивания профиля приемистости. Оценка фактического прироста коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения МУН Точность замер дебита жидкости на групповых замерных устройствах (ГЗУ) Оценка обводненности Оценка дополнительной добычи нефти Выводы Список использованной литературы Введение



Методыхимического воздействия на продуктивные пласты осуществляются на основеизучения особенностей структуры и свойств пористой средыи физико-химических свойств насыщающих их жидкостей, а такжепроцессов, протекающих на границе разделов жидкость-жидкость,жидкость-твердое тело.

Вто же время методы исследования макро- и микропроцессов, протекающихмежду жидкостями и породой непосредственно в поровом пространстве,практически не исследованы ввиду чрезвычайно больших трудностей проведениятаких исследований.

Всяинформация о процессах, происходящих при фильтрации многофазных жидкостейсквозь пористые среды, получается в основном при изучении свойствжидкостей в свободном объеме и тех изменений, которые онипретерпевают при фильтрации через модели пористых сред (Р. Х. Муслимов,С. Н. Головко, Т. А. Захарченко,Н. Л. Захарченко. «Применение ЯМР в нефтяной геологии». Казань,1998, стр.39). Эта информация используется в различных математическихмоделях, описывающих процессы вытеснения нефти водой с добавкамихимреагентов. Полученые различные результаты лабораторных исследований, часто противоречатдруг другу. Таким образом, нет единого мнения по важнейшим вопросам физикии физикохимии вытеснения нефти из пористых сред (Ш.К.Гиматудинов.«Физиканефтяного и газового пласта.» М., Недра, 1971, стр.241).

Чтокасается результатов промысловых испытаний, то в большинствепубликаций отмечается положительная эффективность испытуемых химических МУН.Авторами их являются, как правило, разработчики технологий, а такжепредставители тех нефтяных компаний, которые осуществляли эти испытания.Публикации независимых экспертов по оценке эффективности химических МУНпрактически отсутствуют. Очевидно, те компании, которые продолжаютприменять химические МУН, уверены в их эффективности.Те компании, которые не применяют химические МУН, не считаютнужным их применять, и потому не приглашают независимыхэкспертов. Те же компании, которые резко сократили или полностьюотказались от применения этих методов (например, Сибнефть), очевидно,такой вывод сделали на основании собственных исследований и поэтомутакже не нуждаются в независимой экспертизе.

ВИДЫ МУН
Химические МУН, прошедшие опытно-промышленные испытания, можно подразделитьна следующие группы:

методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения; методы, направленные на увеличения охвата пласта заводнением; комплексные методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения и охвата пласта заводнениемМетоды,направленные на увеличение коэффициента вытеснения

Коэффициентвытеснения нефти —отношение объема нефти, вытесненной каким-либо агентом из образца породыили модели пласта до полного насыщения этим агентом получаемой продукции,к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или моделипласта (Л.Е.Ленченкова «Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическимиметодами», М., Недра, 1998, стр.12).

Увеличениекоэффициента вытеснения достигается за счет смешиваемости нефтии вытесняющего агента (углекислый газ, газ высокого давления,растворители), снижения межфазного натяжения и повышение смачиваемостипласта водой (поверхностно-активные вещества, щелочи). (М. Л. Сургучев.«Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.» М., Недра,1985).

Коэффициент нефтеотдачи можно представить в видепроизведения:
К = Квыт * Кохв,
Где Квыт — коэффицент вытеснения, Кохв — коэффициент охвата пластазаводнением.
Коэффициент охвата пласта заводнением неоднородного пласта зависитот параметра:
μо = (кв/μв)/(кн/μн),
где кв и кн — фазовые проницаемости соответственно для водыи нефти,
μв и μн — вязкость соответственно воды и нефти.

Чем больше параметр μо, тем меньше коэффициент охвата пластазаводнением.
При увеличении коэффициента вытеснения нефти водой увеличиваетсяводонасыщенность пласта. В соответствии с кривыми фазовойпроницаемости с увеличением водонасыщенности увеличивается фазоваяпроницаемость для воды, а, следовательно, и параметрμо. В результате уменьшается коэффициент охвата пластазаводнением.
Таким образом, увеличение коэффициента вытеснения должно вестик увеличению нефтетдачи… В тоже время уменьшается коэффициент охватапласта заводнением, что ведет к уменьшению нефтеотдачи. То есть,применение агентов, увеличивающих коэффициент вытеснения, оказывают двапротивоположных эффекта. Поэтому все промысловые экспериментыпо применению методов, увеличивающих коэффициент вытеснения, не далиоднозначного четкого результата.

Методы,направленные на увеличения охвата пласта заводнением

Эти методы, в свою очередь, можно подразделитьна следующие группы:

повышающие вязкость вытесняющего агента (полимеры, мицеллярные растворы); понижающие вязкость и увеличивающих объем нефти (углекислый газ, пар, горячая вода, внутрипластовое горение); потокоотклоняющие технологии и выравнивание профиля приемистости. />Заводнение(закачка раствора полиакриламида)

Основноесвойство полимера заключается в загущении воды. То есть растворполимера обладает более высокой вязкостью, чем обычная вода. Это приводитк уменьшению соотношения вязкостей нефти и рабочего агента,то есть параметра μо. и сокращению условий прорыва водыв следствие вязкостной неустойчивости. Растворы полимера оказывают влияниетакже на поведение фазовых проницаемостей.

В работеМ. Л. Сургучева (рис.50, стр.166) приведены кривыеотносительных проницаемостей для воды и раствора полимера (0,05).Из рисунка следует, что относительная проницаемость для раствора меньше,чем для воды. Это ведет к дополнительному снижению параметраμо. В результате увеличивается охват пласта заводнениеми в целом нефтеотдача пласта.
В работе В. И. Селякова и В.В.Кадет « Перколяционныемодели процессов переноса в микронеоднородных средах» (М., Недра,1995 г.) показано (кривая n = 1/2 рис. 19а, стр.64),что относительная проницаемость вязкопластичных жидкостей вышепо сравнению с водой.
То есть поведение относительных проницаемостей у разных авторовразное.

Полимерныерастворы обладают также вязкопластичными свойствами, или такназываемыми неньютоновскими свойствами, то есть обладаютначальным градиентом сдвига. В неоднородных средах это ведет к тому, чточасть пор меньше определенного размера, будет отключена из фильтрации приодних и тех же давлениях нагнетания. А это означает снижениеохвата пласта заводненнием. В целом указанные факторы снижаютприемистость нагнетательных скважин.
Для поддержания достигнутых темпов разработки требуется повышение давлениянагнетания. Однако повышение давления нагнетания может вести к созданиютрещин или расслоению пласта, что будет сводить на нет положительныерезультаты растворов полимера.
Таким образом, изложенное также свидетельствует о неоднозначностиэффективности полимерного заводнения.
Полимерное заводнение прошло широкие промысловые испытания.О их результатах будет отмечено ниже.

Потокоотклоняющиетехнологии и технологии выравнивания профиля приемистости.

Такоеподразделение носит условный характер. В технологиях выравнивания профиляприемистости реагент закачивается в объеме 5 —40 м3 на 1 м толщины пласта,а в потокоотклоняющих технологиях — значительно больше.

К потокоотклоняющимтехнологиям относят закачку реагентов, понижающих проницаемость отдельныхвысокопроницаемых промытых пропластков.
К ним относятся закачка суспензионных растворов; реагентов, образующихв пласте осадки в результате химического взаимодействия закачиваемогореагента с пластовыми флюидами, прежде всего с водой, иливзаимодействия между реагентами закачиваемой композиции; композиции, образующиев пласте гель или эмульсии.

Считается,что структура реагентов такова, что они проникают в наиболее проницаемыепропластки пласта, снижая их проницаемость. Это приводитк перераспределению потоков жидкости в пласте в менеепроницаемые пропластки и тем самым снижают степень неоднородности пласта.Поэтому эти методы получили наименование потокоотклоняющих или выравниванияпрофиля приемистости (отдачи при ограничении добычи попутной воды).

Прилабораторных исследованиях при прокачке реагентов через модель пластанаблюдается снижение расхода жидкости. То же самое происходит, какправило, при закачке реагентов в скважины, что свидетельствует о том,что закачиваемые реагенты или имеют повышенную вязкость, или происходиткольматация пласта.

Поэтомузакачка реагентов в нагнетательные скважины производится при повышенныхдавлениях. При этом может происходить раскрытие трещин или расслоения пласта.После закачки реагентов нагнетательные скважины подключаются к действующейсистеме ППД, где поддерживается то же давление, что и до закачкиреагентов.

Спрашивается, почему до закачки реагентовнизкопроницаемые пласты не принимали воду, а после закачки реагентаначали принимать при тех же давлениях закачки? />


Оценка фактического прироста коэффициентанефтеотдачи пластов за счет применения МУН

Однимиз самых важных моментов является оценка фактического прироста коэффициентанефтеотдачи пластов за счет применения МУН.

В началепроведения промысловых испытаний оценку прироста коэффициента нефтеотдачипытались осуществить путем сравнения технологических показателей разработкиопытных и контрольных участков. При этом контрольный участок должен бытьидентичен опытному, как по геолого-физическим свойствам, таки по условиям разработки. Выдержать же идентичность опытногои контрольного участков по всем показателям не удаетсяпрактически никогда.

Всвязи с этим для оценки технологической эффективности используютстатистические методы прогнозирования показателей разработки и конечнойнефтеотдачи. В качестве статистических методов используютсяхарактеристики вытеснения, представляющие эмпирические зависимости междузначениями отбора нефти, воды и жидкости. По полученным зависимостямпроизводится прогноз добычи нефти, жидкости и воды по базовомуварианту, т.е. без применения МУН.

В соответствиис « Методическим руководством по оценке технологической эффективностиприменения методов увеличения нефтеотдачи» (С.А.Жданов,А. Т. Горбунов и др. «РД 153—39.1–004–96.» М.: РМНТКНефтеотдача,1996. — 87 с.) за прирост коэффициентанефтеотдачи принимается дополнительная добыча нефти, получаемая какразность между фактической добычей нефти и прогнозной (расчетной),определяемой по характеристикам вытеснения.

Точностьоценки технологической эффективности по характеристикам вытеснения зависитот соблюдения технологии разработки объекта после применения метода,которая должна быть такой же, как и до применения, а такжеот длительности периода, на который проводится экстраполяция (М.Л.Сургучев,стр.140). Также на точность определения дополнительной добычи нефтивлияет точность замера дебита жидкости скважин и определения обводненностиих продукции. />

Точностьзамер дебита жидкости на групповых замерных устройствах (ГЗУ)

Внастоящее время. Если ГЗУ оснащен турбинным объемным счетчиком,то на его показания влияют наличие жидкой фазы по всему сечениюпотока, величина вязкости, качество сепарации газа, наличие пенной структурыв измеряемой продукции, что связано с инерционностью турбинки.К тому же турбинный расходомер имеет высокую погрешность измеренияпри колебании в процессе измерения вязкости и плотности жидкости. Чемниже дебит скважины, тем меньше точность измерения. Нижний предел измерениядебита — не менее 5 м3/сут.
Если измерительный узел представлен тахометрическим массовым счетчикомкамерного типа, то погрешность измерения составляетот 7 до 23%, в среднем порядка 18%. Кроме того, выявлено,что

счетчик неработоспособен при наличии АСПО и взвешенных механических частиц в замеряемой жидкости; отсутствие замеров при 100% обводненности или близкой к 100%; отсутствие замеров на скважинах с высоковязкой жидкостью.Оценкаобводненности

Обводненность продукции скважин определяется в лабораториипо пробам жидкости, отбираемых с устья скважин. Точностьопределения ±2%. Кроме того, известно, что поступление воды и нефтина устье скважин носит пульсирующий характер, в связи с чемнаблюдаются колебания в значениях обводненности в течение короткогопериода времени.

В статьеН. В. Егоровой и А.М.Болонкива («О точности определенияобводненности продукции скважин на месторождении Узень», НТС «Разработканефтяных и газовых месторождений» Казахский ГНИПИ. Изд. ВНИИОЭНГ, вып. 3,1993) отмечается, что для обеспечения среднемесячной обводненности скважинс погрешностью ±2% необходимо отобрать 15 проб из скважин,эксплуатируемых ШГН, и 234 — из газлифтных скважин.
Согласно же РД 153—39.0–109–01 «Методические указанияпо комплексированию и этапности выполнения геофизических,гидродинамических и геохимических исследований нефтяныхи нефтегазовых месторождений» для определения средней обводненностиза месяц следует отбирать одну пробу в неделю или4 -5 пробы в месяц.

Усреднениезначений водосодержания проб продукции на промыслах производитсяпо разному.

Известно,что добыча нефти за месяц, определенная на основе замеров дебитовжидкости по скважинам и обводненности их продукции, отличаетсяот объема нефти, находящихся в товарных парках. В связис этим вносятся уточнения в показатели добычи нефтипо скважинам, которые отражаются в эксплуатационных карточках. Приэтом общепринятая методика уточнения добычи нефти по скважинам, котораявыдерживалась бы из месяца в месяц, отсутствует.

Таким образом, точность определения дебита жидкостии обводненности продукции скважин в принципе неизвестна. />

Оценка дополнительной добычи нефти

Из литературныхисточников (например, М. М. Хасанов, Т. А. Исмагилов,В. П. Мангазеев, А. Е. Растрогин,И. С. Кольчугин, И. С. Тян (ОАО «ЮКОС», ЮганскНИПИнефть)«Применение сшитых полимерно-гелевых составов для повы шения нефтеотдачипластов». Доклад на всероссийском совещании в апреле 2000 г.) известно,что при применении потокотклоняющих технологий или выравнивания профиляприемистости на некоторых участках с большим числом нагнетательныхскважин (10 и более) наблюдалось снижение обводненности до 15%, чтовообще значительно.

Однаков опубликованных статьях приводится динамика закачки воды и отборажидкости в целом по участку, а не по скважинам. Скореевсего, произошло перераспределение закачки воды по скважинам, что ведетк гидродинамическому эффекту, которого можно добиться за счетнестационарного заводнения. Тоже происходит и при закачке реагентовв отдельные очаговые нагнетательные скважины, на работу которыхвлияют соседние участки.

В целомпо подавляющему числу участков текущее снижение обводненности послеприменения метода составляет не более 1- 2% (например,И. Н. Файзуллин, С. А. Яковлев,В. Т. Владимиров, И.В.Владимиров, М. Ш. Каюмов «Анализэффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов на залежи горизонтаД1 Абдрахмановской площади». НТЖ «Нефтепромысловое дело», М., ОАО«ВНИИОНГ»).

Такжедополнительная добыча возрастает, если происходит отключение отдельных наиболееобводненных скважин. В таком случае определять дополнительную добычу нефтипо характеристике вытеснения в дальнейшем нельзя, так какстатистические зависимости предполагают сохранение режима эксплуатации,в том числе и количества скважин.

В действительности жедополнительная добыча нефти продолжает считаться, иногда с принятием новойхарактеристике вытеснения, что предполагает во многих случаях высокуюэффективность. Использовать статистические зависимости можно тольков течение максимум одного года.

Рассматриваядинамику дополнительной добычи нефти, можно отметить, что по большомучислу участков дополнительная добыча по месяцам значительно колеблется,вплоть до отрицательных значений.  При этом отрицательныезначения принимаются за нулевую дополнительную добычу.  То есть дополнительнаядобыча завышается. 

Ни одинметод не имеет сто процентную успешность. По неуспешным воздействиямдополнительная добыча принимается равной нулю, хотя в действительностипо большинству из них имеет место отрицательная добыча нефти. Поэтомув целом по всем методам эффективность завышена.

Далее,из всех публикаций и обсуждений на семинарах, совещанияхи конференциях по применению МУН отмечается, что дополнительнаядобыча нефти имеет место в течение только определенного срока, что, вообщеговоря, непонятно.
Не понятно, как определяется срок действия метода?
После окончания срока действия метода добыча нефти продолжается. Тогда следуетпродолжать следить за базовой добычей нефти, ведь может случиться так, чтопосле окончания действия метода текущая фактическая добыча нефти можетоказаться ниже базовой, а, следовательно, после какого-то временифактическая накопленная добыча нефти и базовая накопленная добыча нефтисравняются. В этом случае никакого прироста коэффициента нефтеотдачине будет.

Такимобразом, оценка эффективности МУН только по характеристикам вытеснениянедостаточна надежна. В связи с этим Л. Е. Ленченковаотмечает, что «…использование характеристик вытеснения из продуктивныхпластов для прогнозирования показателей разработки без МУН следует считатьмерой вынужденной.»

/> Выводы

На основании изложенного можно сделать следующие выводы:

теоретические предпосылки применения химических методов не полностью учитывают свойства неоднородных пластов; точность промысловой информации такова, что не позволяет однозначно оценить эффективность применения химических методов; все анализы эффективности применения химических методов осуществляют авторы технологий с участием тех, кто внедряет эти методы. Не уделяется достаточно внимание соблюдению условий проведения эксперимента. для повышения надежности оценки эффективности применения химических методов необходимо расширить объемы их применения с соблюдением условий проведения эксперимента, повысить точность определения дебита скважин по жидкости содержания воды в продукции. для оценки эффективности применения химических МУН следует привлекать независимых экспертов.      Список использованной литературы.

1. Юрчук А. М. Истомин А.3. Расчеты в добыче нефти. Москва. Недра, 1979г.

2. Середа Н.Г. Сахаров В. А. Спутник нефтяника и газовика. Москва. Недра,1986г.

3. Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Москва. Недра,1989г.

4. Бухаленко  Е.И.   Справочник     нефтепромыслового оборудования.Москва. Недра, 1992г.

5. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Москва. Недра, 1983г.

6. Шматов В.Р. и др. Экономика, организация и планирование производства  на  предприятиях   нефтяной  и   газовой промышленности. Москва. Недра, 1989г

7. Методические указания. Тюм.ГНГУ. 1999г

еще рефераты
Еще работы по геологии