razrabotka_33_33_33 (1)

13) Особенности разработки нефтяных м-ний с трещинно-поровыми коллекторами. Капиллярная пропитка нефтенасыщ. пластов.

Большинство коллекторов в той или иной степени трещиноватые. Когда породы малопористы и плохопроницаемы, трещиныглавные каналы по которым движется нефть к забою скважины. В процессе разработки трещинно-пор. коллекторов при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки ж-ти между трещинами и блоками пород, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме. На разработку трещ. и трещ.-пористых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение Vтрещин при изменении Рж., насыщающей трещины в результате деформации горных пород.

Один из наиболее сложных процессов разработки тр. пор. пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различных веществ, и использования обычного заводнения.

Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скв., оставив нефть в блоках породы. Одна из сил обусловлена градиентами давления, другая связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей блоки. Действие этой силы приводит к возникновению капиллярной пропитки пород, т.е. к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы гидрофильные. Скорость капиллярной пропитки в реальном процессе извлечения нефти из тр. пор. пластов предложена Скворцовым:

ае /

(1) , где а – экспериментальный к-т

Аk cos / L3 н ; А-; А- экспериментальная ф-ция

k- абс. проницаемость, σ- пов. натяжение на границе нефть- - угол смачивания пород пласта водой, µнвязкость нефти, L- длина грани блока породы.

21

14) Разработка нефтегазовых месторождений. Предельные дебиты нефти и газа.

Нефтегазовые месторождения – это нефтяные месторождения с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них значительно ниже давления насыщения, вследствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находиться над нефть, образуя первичную газовую шапку.

Основное требование, предъявляемое при разработке нефтегазовых месторождений состоит в том, что нефть не должна перемещаться в сторону газовой шапки. Иначе говоря, разработка месторождения должна осуществляться таким образом, чтобы газонефтяной контакт не перемещался в сторону газовой шапки.

Это осуществляется путем значительного уменьшения дебитов нефтяных скважин и особенно скважин находящихся вблизи газонефтяного контакта.

Допустим, что нефтяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничевается подошвой пласта, т.е. не подстилается водой. Приток нефти в скважину, вскрывшую

	нефтяную часть нефтегазового месторождения по высоте	h	, отсчитываемой от подошвы
		c

пласта, происходит с образованием газового конуса. Высота столба нефти на некотором расстоянии r от центра скважины равна h h(r) . На условном контуре питания при

r r h h
x	x

. Приток нефти ∆q проникающий в скважину в радиальном направлении по

высоте	h

qнс

:
2 r h	k		Р
			r
		н

Для давления Р(r,z) в точке А, имеем выражение:

P(r, z) P	h h(r)			h(r) z
k	г k			н

22

Где Ркдавление в газовой части месторождения вблизи рассматриваемой скважины; γн и γг – удельные веса нефти и газа

Дифференцируя давление по радиусу получим

Подставляя в (1) и устремляя	h 0	:

	P		h	;
	r		r			н		г

dq	2 r	k		d h	d h
нс					dr
			н

Интегрируя получаем

qнс 2 r k h d hн dr

			к (h
	q					2
						k
	нс
					н	ln
Интегрируя получаем
2	2
(hk	hc ) 2 h			(h
			ср	k

q		2 кh			h
				ср
нс						r
				ln
						к
			н			r
						с

h )	2
c
r
к
r
с
hc ),	hср (hk hc ) / 2

Это предельный дебит скважины в которую притекает только нефть

23

15) Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений.

Гориз.скв.- это скв. нижняя часть ствола которой буриться непосредственно в продуктивном пласте параллельно его кровле или подошве.

Преимущества по сравнению с вертикальной:

1)Гор.скв. имеет гораздо большую область дренирования, особенно сильно проявляется в пластах малой продуктивной толщины.

2)Область дренирования верт. скв. апроксимируется цилиндром, а область дренирования гор. скв. протяженным эллипсом.

3)Продуктивность гориз. скв. растет с увеличением длины горизонтального участка

иможет в 3-5 раз превышать дебит вертикальной скважины.

4)Горизонтальная скв. особенно эффективна в неоднородных пластах, пластах с вертикальными трещинами, карбонатных коллекторах с карстовыми образованиями.

24

16) Проблема увеличения нефтеотдачи и ее современное состояние. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.

Увеличение нефтеотдачи пластов - сложная проблема, для решения которой используется опыт накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем рационального размещения скв. на залежи с учетом геологического строения пластов. Существует множество методов и технологических процессов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород. Увелич. н.о. можно добиться искусственно, развивая и поддерживая в залежи благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективное вытеснение нефти из коллектора. Как известно, вода значительно лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому везде, где это целесообразно необходимо использовать естественный или создавать искусственный водонапорный режим вытеснения путем нагнетания воды с поверхности в пласт за контур нефтеносности или в нефтяную часть пласта. Эффективность заводнения повышается при добавлении в нагнетаемую в пласт воду специальных веществ, улучшающих ее нефтевытесняющие св-ва.

Классификация методов увеличения н.о.: 1.Физико-гидродинамические 1)без изменения системы разработки а) циклическое заводнение б) форсированный отбор

в) изменение направления фильтрационного потока оптимизация Рпл, переносный фронт нагнетания, водогазовое воздействие, роторно-

циклическое заводнение, цикл ступенчатого термического заводнения. 2) с изменением системы разработки а) очаговое заводнение

б) изменение расположения добывных и нагнетательных скв. в) организация дополнительных разрезных рядов.

г) барьерное заводнение

2.Физико-химические: а) закачка ПАВ б) закачка полимеров, щелочей, кислот.

3.Тепловые: Закачка горячей воды, пара, внутрипластовое давление

4.Газовые: Закачка СО2, азота, дымовых газов,

5.Вибровоздействие: гидравлический забойный вибратор, поверхностно забойный вибратор.

6.Микробиологическое

7.Ядерное

25

17) 2.17. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи с изменением и без изменения системы разработки, их краткая характеристика, механизм и возможности.

Назначение - увеличение кфт охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагнетания и отбора ж-ти при заданной сетке скв. и порядке их ввода в работу.

Циклическое заводнение: технология - периодическое изменение расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добычи жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным группам скв. В результате этого в пластах проходят волны повышения и понижения давления. Основные критерии: а) наличие слоистонеоднородных или трещ.- пористых гидрофильных коллекторов б)высокая остаточная нефтенасыщ. в) техникотехнологическая возможность создания высокой амплитуды колебания давления (расходов) г)возможность компенсации отбора закачкой. Цикл. заводнение означает, что каждая из нагн. и добыв. скв. работает в режиме периодического изменения Рзаб, метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной н.о.

Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скв., циклического зав-я. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличие активной системы заводнения (поперечно разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного зав-я). Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применение в первой трети основного периода разработки.

Форсированный отбор ж-ти: поэтапное увеличение дебитов доб. скв. (уменьш. Рзаб). Сущностьсоздание высоких градиентов давления путем уменьшения Рзаб. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые застойные зоны. Условиями эффективного применения метода считают а) обводненность продуции (начало завершающей стадии разр-ки) б) высокие коэф-ты продуктивности скв. и Рзаб. В) возможность увел. Q. Техника форсирования отборов может быть: штанговые насосы при полной загрузке оборудования, электронасосы, расчитанные на большие подачи.

26

18) Физико-хим. методы увеличения нефтеотдачи пластов. Механизмы, реагенты, технология.

Назначение – увеличение как кфт охвата, так и кфт вытеснения.

Для улучшения качества нагнет. воды в нее добавляют водорастворимые ПАВ, способствующие снижению пов.натяжения (σ)воды на границе с нефтью. Качество их как добавок в воду хар-ся несколькими основными показателями - пов. активностью на границе раздела нефть-вода, степенью предельной адсорбции на поверхности минералов пласта, остаточным пов. натяжением нефти на границе с водой при повышенных концентрациях ПАВ в воде, скоростью диффузии и некоторыми другими (биоразлагаемость в аэробных условиях, способность к десорбции, эмульгирующие св-ва и т.д.). По лабораторным данным добавка ПАВ в нагнетаемую воду может способствовать повышению коэф-та вытеснения на 5-6%.

Щелочное заводнение: при взаимодействии нефтей (содержащих кислотные компоненты) со щелочными растворами обр-ся водорастворимые соли, являющиеся пов.- акт. компонентами. В отличии от процесса нагнетания р-ров ПАВ при щелочном зав-нии последние формируются непосредственно на контакте нефти с р-ром щелочи. Отсюда улучшаются моющие нефтевытесняющие св-ва вод. Установлено также, что при низких зн-

нно образовывать эмульсии нефти в воде, имеющие повышенную вязкость. В процессе нагнетания щелочного раствора в нефтенасыщенную пористую среду вследствие взаимодействия с кислотными компонентами и с некоторыми минералами концентрация щелочи на фронте вытеснения снижается. При этом обр-ся три зоны: обедненная щелочью; взаимод-ия щелочи с кислотными компонентами нефти; область контакта щелочного раст-ра с нефтью, не содержащая кислотных компонентов.

Для сохранения высокой активности раствора щелочи в скважины нагнетают оторочку с повышенным содержанием NaOH, которая затем продвигается по пласту под взаимодействием чистой воды. По лабораторным данным в результате щелочного заводнения н.о. увеличивается на 5-15%.

Полимерное заводнение - ором в пласт нагнетается в виде оторочки водный раствор высокомолекулярного полимера, способствующего значительному уменьшению подвижности воды. Оторочка затем продвигается по пласту под воздействием обычной воды. Повышенная вязкость этой оторочки и специфическое строение этого р-ра способствует увеличению к-тов вытеснения и охвата пластов воздействием и снижению расхода обычной воды необходимой для заводнения залежи. По лабораторным данным вытеснение нефти раствором полиакриламида 0,05% приводит к увеличению н.о. на 5-10%.

Для вытеснения нефти также используют газ, содержащий до 65% этана и до 35% этанпропановых фракций, а также обогащенный газ (35% метана и 65% этан-пропановых фракций). Коэф-т конечной н.о. составляет около 70%. Необходимое условие достижения высокой н.о.- нефть должна быть маловязкой, содержать незначительное кол-во смол и асфальтенов, т.е. условия близкие к смешиваемости нефти и газа.

Виды ПАВ:

1.Анионные – активная составляющая образует в растворе отрицательно заряженные

ионы

2.Катионные – наоборот 3.Неионногенные – в водном растворе не образуют заряженных ионов

4.Амфолитные – в зависимости от свойств растворителя и условий растворения выступают как анионные, либо катионные

27

Виды полимеров:

Полиакриламид(ПАА),Гипан-гидролизованный ПАА,Пушер-500,Темпоскрин-70,Ритин-10

28

19) Характеристика, механизм, технология и условия применения газовых МУН при полной и ограниченной смешиваемости вытесняющего агента и пластовой нефти.

Газовые методы МУН применяются для маловязких нефтей. Закачка газа может осуществляться по разным вариантам:

-в условиях полной смешиваемости (αвыт ≈ 0,9)

-в условиях ограниченной растворимости (α=f(P)).

Условие смешивающегося вытеснения – P>35Мпа. При этом давлении в пласте образуются 3 зоны:

1). Однофазного движения вытесненной нефти;

2). 2 х фазная фильтрация;

3). Однофазная фильтрация N2 или дымовых газов. Закачка в пласт растворителя:

Растворитель – жидкий нефтяной газ – этан, пропан, бутан, газоконденсат, - т.е. нефтяной газ в жидком виде (самостоятельная фаза).Также можно использовать углекислый газ в жидком состоянии.

Свойства растворителей:

1). Экстрагирование – разделение смеси на более простые составляющие (max эффективно);

2). Растворимость; 3). Испарение; 4). Конденсация. Механизм вытеснения нефти с помощью растворителей:

-набухание нефти; - изменение вязкости; - вытеснение растворенными газами;

-экстракция;

10-15% порового V пласта занимает оторочка. При PПЛ = 8-15Мпа, растворители находятся в жидкой фазе. При P они переходят в газовую фазу и эффективность .

При закачке растворителей KОХВ.< чем при обычном заводнении. Водогазовое воздействие:

Попеременная закачка воды и газа (закачивают растворитель, затем закачивают нефтяной газ, что позволяет достичь лучшей подвижности, KОХВ.).

«+» 1). неоднородность фильтрационного потока; 2). Происходит массообмен между нефтяной и газовой фазой, за счет чего

подвижность нефти (µН ); 3). Снижаются проницаемости высокопроницаемых пропластков.

«-» 1). Большое снижение приемистости нагнетательных скважин – для газа в 8-10 раз, для воды в 4-5 раз;

2). Сложное оборудование для нагнетательных скважин. Закачка газа высокого давления:

- сухой газ (CH4); - жирный (С2-С5).

При закачке сухого газа		- закачивают в куполообразные зоны, где предполагается
вертикальное вытеснение нефти газом. Закачивают под PПЛ = 25-45МПа.
С P-		.

«-» 1). Происходят прорывы газа; 2). Сегрегация (разность плотностей жидкости и

газа);

Закачка жирного газа – наиболее ценный, он обладает лучшей вытесняющей активностью. Сначала закачивают оторочку жирного газа и проталкивают сухим газом. V оторочки = 10-15% V пор пласта.

29

Технология закачки газа высокого давления используется на глубокозалегающих месторождениях легких нефтей, содержащих в своем составе промежуточные компоненты.

30