Основы разработки. Билет 16. 1. Физические принципы повышения нефтеотдачи пластов основныесвойства пласта и пластовых жидкостей, используемые при повышении нефтеотдачи пласта
 Скачать 45.04 Kb.
|
|
Билет 16 1. Физические принципы повышения нефтеотдачи пластов; основныесвойства пласта и пластовых жидкостей, используемые при повышении нефтеотдачи пласта. При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно безводной и водной. Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физ.-хим. взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ. Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения порового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия. Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.). Вода лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому необходимо создавать искусственный или использовать естественный водонапорный режим вытеснения. Эффективность заводнения повышается при добавлении в нагнетаемую воду спец веществ, улучшающих ее нефтевытесняющие свойства. Т. к. маловязкие нефти лучше вытесняются из пласта, некоторые МУН основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пласт нефти. Бензин и жидкий пропан способны удалять из пористой среды практически всю нефть (нагнетение в пласт сжиженных газов). Явление + тяжелых УВ в газовой среде высокого давления используют для разработки методов уменьшения остаточной нефтенасыщенности путем искусственного перевода части нефтянных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Также применяются: нагнетание в пласт загущенных вод, вытеснение нефти пенами, стабилизированными ПАВ, внутрипластовое горение нефти и др. изучаются также: электрические, ультразвуковые, вибрационные способы воздействия. 2. 1D модели и их особенности. Радиальный и нерадиальный режимы течения жидкости и газа в пласте. Характеристики пластовых потоков, их анализ.Ввиду чрезвычайной сложности реальных процессов фильтрации пластовых флюидов построить полностью подобные физические или геометрические модели невозможно. Поэтому в большинстве случаев ограничиваются приближенным моделированием фильтрационных течений, позволяющим обеспечить адекватное математическое описание процесса разработки нефтяных и газовых месторождений. Изучение этого процесса может проводиться на упрощенных (идеализированных) моделях - схемах одномерных и не одномерных фильтрационных потоков при установившихся или неустановившихся режимах. При изучении фильтрационных потоков жидкости и газа в природных пластах должна быть проведена такая схематизация геометрической формы движения, которая позволяет создать расчетные схемы, учитывающие основные эффекты и позволяющие определить параметры течения. При изучении элементарных фильтрационных потоков в подземной гидромеханике основными являются модели установившейся и неустановившейся фильтрации однофазных флюидов (несжимаемых или сжимаемых) в однородной (изотропной) пористой среде. Эти модели являются классическими и позволяют изучать фильтрационные течения методами математической физики. Однако необходимость решения более сложных неодномерных задач фильтрации жидкостей, газов и их смесей в природных пластах потребовала создания более совершенных математических моделей, основанных на лучшем знании и понимании гидродинамических и физико-химических процессов, происходящих в залежи при ее разработке. Использование этих моделей, как правило, связано с применением численных методов и современной вычислительной техники. Данная глава посвящена изучению простейших одномерных установившихся потоков жидкости и газа в пористой среде по линейному и нелинейному закону фильтрации. Одномерным называется фильтрационный поток жидкости или газа, в котором скорость фильтрации, давление и другие характеристики течения являются функциями только одной координаты, отсчитываемой вдоль линии тока. Наиболее характерными, применительно к процессам фильтрации нефти, воды и газа, одномерными потоками являются: - прямолинейно-параллельный фильтрационный поток; - плоскорадиальный фильтрационный поток; - радиально-сферический фильтрационный поток. Приведем краткое описание этих потоков. Прямолинейно-параллельный фильтрационный поток. Предположим, что при фильтрации флюида траектории всех частиц параллельны, а скорости фильтрации во всех точках любого поперечного (перпендикулярного линиям тока) сечения равны друг другу. Законы движения вдоль всех траекторий такого фильтрационного потокоодинаковы, а поэтому достаточно изучить движение вдоль одной из траекторий, которую можно принять за ось координат ось х (рисунок 1.1). Прямолинейно-параллельный поток имеет место в лабораторных условиях при движении жидкости или газа через цилиндрический керн или через прямую трубу постоянного диаметра, заполненную пористой средой; на отдельных участках продуктивного пласта при движении жидкости к батарее скважин, если пласт постоянной толщины имеет в плане форму прямоугольника (смотри рисунок 1.1). Линии тока будут искривляться только вблизи скважин. Если уплотнить сетку скважин в батарее заменить батарею сплошной прямолинейной выработкой галереей, то движение к галерее будет строго прямолинейно-параллельным. Поток можно считать прямолинейно-параллельным на некотором участке между нагнетательной и добывающей батареями скважин.  Рисунок 1.1: Схема прямолинейно-параллельного потока к батарее скважин.  Рисунок 1.2: Схема прямолинейно-параллельного течения в пласте. Пласт, в котором имеет место прямолинейно-параллельный поток, удобно схематизировать в виде прямоугольного параллелепипеда высотой h (толщина пласта), шириной В и длиной L (рисунок 1.2). Левая грань является контуром питания, здесь давление постоянно и равно Рк правая грань - поверхность стока (галерея) с давлением Рг. Все остальные грани непроницаемы. Плоскорадиальный фильтрационный поток. Предположим, что имеется горизонтальный пласт постоянной толщины h и неограниченной или ограниченной протяженности. В пласте пробурена одна скважина, вскрывшая его на всю толщину и имеющая открытый забой. При отборе жидкости или газа их частицы будут двигаться по горизонтальным траекториям, радиально сходящимся к скважине. Такой фильтрационный поток называется плоскорадиальным. Картина линий тока в любой горизонтальной плоскости будет одинакова, и для полной характеристики потока достаточно изучить движение флюида в одной горизонтальной плоскости. В плоскорадиальном одномерном потоке давление и скорость фильтрации в любой точке зависят только от расстояния r данной точки от оси скважины. а) б)   Рисунок 1.3: Схема плоскорадиального потока в круговом пласте: a) Общий вид; б) план.  Рисунок 1.4: Вертикальное сечение радиально - сферического фильтрационного потока На рисунке 1.3, а, б приведена схема плоскорадиального фильтрационного потока. Схематизируемый пласт ограничен цилиндрической поверхностью радиусом Rk, (контуром питания), на которой давление постоянно и равно рк; на цилиндрической поверхности скважины радиусом rc (забой скважины) давление равно рс. Кровля и подошва пласта непроницаемы. На рисунке 1.3 б, приведены сечение пласта горизонтальной плоскостью и радиальные линии тока, направленные к скважине. Если скважина не добывающая, а нагнетательная, то направление линий тока надо изменить на противоположное. Радиально - сферический фильтрационный поток. Рассмотрим схему пласта неограниченной толщины с плоской горизонтальной непроницаемой кровлей. Скважина сообщается с пластом, имеющим форму полусферы радиусом Rk, (рисунок 1.4). При эксплуатации такой скважины траектории движения всех частиц жидкости или газа в пласте будут прямолинейными в пространстве и радиально сходящимися в центре полусферического забоя, в точке О. В таком установившемся потоке давление и скорость в любой его точке будут функцией только расстояния г этой точки от центра полусферы. Следовательно, этот фильтрационный поток является также одномерным и называется радиально-сферическим. Такой поток может реализовываться вблизи забоя, когда скважина вскрывает только самую кровлю пласта или глубина вскрытия h значительно меньше толщины пласта. Описанные схемы одномерных фильтрационных потоков позволяют создавать простейшие модели реальных течений, возникающих при разработке нефтегазовых месторождений и решать практические задачи. Задача исследования установившегося фильтрационного потока заключается в определении следующих характеристик: дебита (или расхода), давления, скорости фильтрации в любой точке потока, а также установление закона движения частиц жидкости или газа вдоль их траекторий и определение средневзвешенного по объему порового пространства пластового давления. 3. Подземный и капитальный ремонт скважин.В процессе эксплуатации каждую действующую скважину приходится останавливать для её ремонта, который может быть вызван необходимостью замены подземного оборудования или его ремонта, заменой наземного оборудования, ремонтом эксплуатационных колонн. Различают текущий и капитальный ремонт скважины. Текущий ремонт – это комплекс работ, связанный с восстановлением или увеличением дебита скважины: смена насоса, ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, промывка насоса, изменение погружения НКТ, скважинного насоса, чистка или промывка песчаных пробок в скважине, обработка призабойной зоны скважины и т. д. Текущий ремонт скважин подразделяется на планово-предупредительный (профилактический) и восстановительный (внеплановый). Планово-предупредительный ремонт необходим для предупреждения различных отклонений от технологического режима эксплуатации скважин. Восстановительный ремонт скважин обусловлен непредвиденным резким ухудшением технологического режима их эксплуатации или вследствие внезапной остановки. Технологический процесс при текущем ремонте скважин состоит из подготовительных работ по обеспечению бесперебойной работы бригады по ремонту скважин: проверка состояния вышки, мачты, центровки их, ремонт приустьевой площадки, сборка оснастки, доставка на скважину НКТ и т.п.; из основных операций: спускоподъемных, монтажа и демонтажа агрегатов-подъёмников для ремонта скважин, насосных установок при необходимости глушение скважин жидкостью повышенной плотности, для создания противодавления на пласт; из заключительных работ: сборки наземного оборудования. Капитальный ремонт – это комплекс сложных и длительных работ: извлечение из скважин оставшегося в них оборудования (НКТ, скважинных насосов, кабеля) или посторонних предметов, исправление эксплуатационных колонн при смятии, крепление пород призабойной зоны различными вяжущими веществами (цемент, смола и т.д.), зарезка и бурение второго ствола и др. 4.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 |