Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
RNM2013_1.doc
Скачиваний:
270
Добавлен:
18.03.2016
Размер:
31.58 Mб
Скачать
  1. Клас-ция и назнач-е мет-ов повыш н-отдачи пластов и интенсиф-ции добычи нефти

По Ибатуллину: МУН – это такие методы воздействия на пласт, которые позволяют получать дополнительные объёмы нефти по сравнению с базовыми вариантами разработки. Таким образом, применение МУН увеличивает извлекаемые запасы по сравнению с базовым вариантом разработки.

На сегодняшний день предложено множество классификаций МУН. Наиболее часто используется классификация МУН по типу рабочего агента:

  1. Гидродинамические МУН (waterflooding managment) – управление заводнением, включая нестационарное заводнение, изменение фильтрационных потоков…

  2. Химические методы (ХМ) (chemical methods) – полимерное воздействие, ПАВ, щелочи, кислоты и т.д.

  3. Тепловые методы (thermal methods) закачка горячей воды, пара, внутрипластовое горение.

  4. Газовые методы (gas methods) – закачка газа.

  5. Микробиологические методы (microbial methods) – закачка или активация пластовой микрофлоры и (или) закачка метаболитов.

  6. Физические методы (physical methods) – волновые методы, основанные на создании нелинейных волновых возмущений различных частот и амплитуд в пластовой среде и (или) закачиваемыми флюидами.

В ряде случаев к методам увеличения нефтеотдачи относят и следующие виды воздействия на залежи и месторождения:

- разукрупнение объектов разработки;

- бурение горизонтальных скважин;

- гидроразрыв пласта.

Но эти воздействия нередко только интенсифицируют процесс добычи, и относить их к МУН можно только после специального анализа по итогам воздействия.

  1. Общая хар-ка и виды гд-мето­дов увелич. Н-отдач. Пластов

При благоприятн. геолого-физич. услов-х местор-ий завод-е нефтяных залежей мож.обес-ть нефтеотд.пл-ов до 60-65% и более. ГД-методы можно применять повсеместно, а другие – точечно. В этом смысле ГД-методы выигрывают.

Виды ГД-методов:

  1. нестационарное заводнение – эффективно в неоднородных пластах (циклическое воздействие (карбонатные коллектора разрабатываются только с применением циклики), изменение направления фильтрационных потоков);

  2. форсированный отбор жидкости – эффективен на линиях стягивания контуров нефтеносности;

  3. ввод недренируемых запасов (бурение дополнительных скважин и оптимизация плотности сетки скважин, ОРЭ, разукрупнение и оптимизация эксплуатационных объектов);

  4. ТЕХНОЛОГИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ ВЫРАБОТКИ ПЛАСТА;

  5. Геолого-физич. методы, связан. с комплексными техноло-ми раз-ки залеж. с ТИЗ (оптимизация Рнагнет, пластов.,забойн.; применение прогресс-ых мет-в первичн. и вторичн. вскрыт пл-в; прим-е нов.мет-в стимуляц.скв.);

  6. Барьерное заводн. на газонефтяных скв.

1) Полнота охвата заводне­нием и КИН резко снижается при увеличении неоднородности пласта (вследствие того, что неравномерно продвигающийся фронта пласта оставляет за собой непромытые зоны). В таких случаях применяют методы нестационарного заводнения.

2) Форсированный отбор

  1. Метод нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков

Полнота охвата заводне­нием и КИН резко снижается при увеличении неоднородности пласта (вследствие того, что неравномерно продвигающийся фронта пласта оставляет за собой непромытые зоны). В таких случаях применяют методы нестационарного заводнения.

  1. Технология увелич. нефтеотд. пласта путём закачки теплоносителей (горяч. вода, пара). Разновидности технологии: площадная закачка, тепловая и циклическая тепловая ОПЗ, вытеснение нефти тепловой оторочкой.

Одним из эффективных методов для разработки залежей высоковязкой нефти являются тепловые методы. Для реализации тепловых методов воздействия на пласт используют широко доступные агенты - воду и воздух (окислитель). Применение этих методов не требует больших объемов химических реагентов, необходимых для внедрения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Важнейшее преимущество термических методов по сравнению с другими методами заключается в возможности достижения более высокой нефтеотдачи при различных геолого-физических условиях нефтяных месторождений.

Механизм повышения нефтеотдачи при тепловом воздействии на пласт основан на снижении вязкости нефти при нагревании, увеличении ее подвижности в пласте, изменении смачиваемости и поверхностного натяжения, теплового расширения породы и насыщающих ее жидкостей, испарении и конденсации легких фракций нефти.

Повышение температуры пласта влечет за собой снижение вязкости и повышение подвижности нефти, тепловое расширение скелета породы и жидкости, изменение межфазного взаимодействия на границе нефть - вода, степени десорбции веществ, осажденных на стенках пор.

При закачке горячей воды в пласте можно выделить три основные зоны (рис.7.2). Размеры прогретой зоны зависят от объема прокачанной нагретой воды. Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности, замедляют скорость распространения фронта воды, тем самым увеличивается добыча нефти за безводный период.

Рис. 7.2. Схема распределения характерных зон, водонасыщенности и температуры при вытеснении нефти горячей водой: 1 – зона вытеснения нефти горячей водой; 2 – зона вытеснения водой при пластовой температуре; 3 – незаводненная зона.

При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар. Степень сухости пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем выше степень сухости пара, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 3090С, у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды.

Пар нагнетают в пласт через паро-нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через добывающие скважины.

В пласте можно выделить четыре основные зоны (рис. 7.3), которые различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта.

Рис. 7.3. Схема вытеснения нефти паром

При нагнетании пара нагревание пласта в первую очередь происходит за счет скрытой теплоты парообразования. По мере движения по пласту степень сухости пара постепенно снижается до полной конденсации пара. Дальнейший прогрев пласта и насыщающих его жидкостей происходит за счет теплоты горячей воды, что сопровождается снижением его температуры по мере удаления от скважины до начальной температуры пласта.

Паротепловая обработка призабойной зоны скважин

Тепловое воздействие на ПЗС может быть осуществлено путем электропрогрева или закачки пара.

За счет применения электронагревателей ввиду их малой мощности не удается нагревать пласт на значительные расстояния. Поэтому этот метод эффективен лишь для удаления АСПО из стенок насосно-компрессорных труб.

Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в нефтяной пласт через добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин. Механизм повышения нефтеотдачи при тепловой обработке основан на тех же явлениях, которые действуют при площадной закачке пара в пласт.

При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне добывающих скважин, наряду со снижением вязкости нефти повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением.

На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта за счет противоточной капиллярной пропитки происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои.

Технология пароциклического воздействия на пласт состоит из 3х этапов.

Этап 1. В добывающую скважину в течение двух - трех недель закачивается пар в объеме 30 - 100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины. 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 и выдерживают в течение двух - трех недель. За этот период происходит прогрев призабойной зоны и перераспределение нефти и воды в пористой среде под действием гидродинамических и капиллярных сил. Чем меньше пластовой энергии, тем меньше должна быть продолжительность этапа выдержки, чтобы эффективно использовать давление пара для добычи.

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при этом скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита. В процессе эксплуатации скважин их дебиты постепенно уменьшаются. На этапе отбора продукции продолжается дальнейшая конденсация пара и снижение температуры нагретой зоны. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятого паром, возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону. После окончания эффекта паротепловую обработку повторяют.

Вытеснение нефти тепловой оторочкой

Использование тепловых оторочек позволяет получить несколько меньшую нефтеотдачу, чем при непрерывной закачке горячей воды в пласт. Но в таком случае затраты на подготовку и нагрев воды и, значит, удельные затраты на дополнительную добычу нефти значительно меньше.

Суть технологии непрерывной площадной закачки пара заключается в том, что он закачивается в нагнетательную скважину в течение продолжительного времени с расходом 50-200 т/сут при давлении нагнетания 6,0 МПа и темпера туре 300°С и воздуха - 4-45°С. Давление на устье добывающих скважин во времени изменяется от 1,5 МПа в начале до 0,1-0,2 МПа - на конечной стадии отбора битума.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]