гидродинамические методы повышения отдачи пласта. КР. 1 техникотехнологический раздел

• Название: 1 техникотехнологический раздел
• Анкор: гидродинамические методы повышения отдачи пласта
• Дата: 04.03.2022
• Размер: 59.74 Kb.
• Имя файла: КР.docx
• Тип: Документы; #382632

ВВЕДЕНИЕ

В последние годы в России существенное увеличивается доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Эффективность разработки этих месторождений ниже обычных при более низких коэффициентах нефтеотдачи. Во многом это обуславливается отсутствием необходимых технологий для существующих категорий трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, разнообразие геолого-физических особенностей нефтяных месторождений и пластов не позволяет достичь необходимых результатов за счет применения какой-то универсальной технологии разработки нефтяных месторождений. Как показывает практика, наиболее высокие результаты могут быть получены при использовании адресных технологий для конкретных условий

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется технологическими показателями: добычей нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения и т.д.

Особое внимание уделяется разработке методов, способствующих увеличению коэффициента нефтеизвлечения. До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка нефтяных месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии, при этом коэффициент нефтеизвлечения был незначительным. В настоящее время классическим методом увеличения коэффициента нефтеизвлечения является заводнение.

Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи (ГМПН) или методы регулирования представляют собой прогрессивные технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты с целью обеспечения высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного извлечения нефти из недр при режиме вытеснения нефти водой.

1 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Факторы, влияющие на нефтеотдачу

Нефтеотдача – отношение количества извлечённой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлечённой из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным геологическим запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества накопленной добычи нефти в конце разработки залежи к первоначальным запасам. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи»

Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объёму пор пласта, отношения количества

извлечённой из пласта жидкости к объёму пор пласта, обводнённости продукции и просто от времени.

Факторы, влияющие на нефтеотдачу, делятся на две группы: геологофизические и технологические.

Среди факторов, влияющих на нефтеотдачу, назовем следующие:

• 
  характеристики продуктивного пласта, например пористость, проницаемость, содержание межпластовой и захваченной воды, однородность, непрерывность и структурная конфигурация.
  
• 
  Свойства нефти в коллекторе, например вязкость, сжимаемость, количество газа в растворе.
  
• 
  Средства регулирования, например природные выталкивающие силы, скорость добычи, изменение давления.
  
• 
  Состояние скважины и расположение относительно структуры.
  

Основные коэффициенты:

• 
  неоднородность фильтрационно-емкостных свойств залежи;
  
• 
  литологию, гранулометрический состав слагающих пород;
  
• 
  соотношение фильтрующихся в пласте фаз;
  
• 
  гравитационное разделение фаз.
  

Коэффициент вытеснения – отношение количества добытой из залежи нефти к её геологическим запасам, первоначально находившимся в заводнённом объёме пласта.

Коэффициент охвата залежи заводнением – отношение запасов нефти в заводнённом объёме пласта к начальным геологическим запасам нефти, находившихся в пластах, охваченным заводнением.

Коэффициент охвата пласта воздействием – отношение начальных геологических запасов нефти в пластах, охваченных заводнением, ко всем начальным геологическим запасам нефти в разрабатываемой залежи.

Поскольку для вытеснения нефти из образца породы или модели пласта можно использовать не только воду, но и любой другой агент (газ, спирты, пены и другие), то следует дать более общее определение коэффициента вытеснения, характеризующего полноту вытеснения нефти в лабораторных условиях из образца породы или модели пласта.

Для характеристики полноты вытеснения нефти водой из модели пласта за определенный промежуток времени, а также за безводный и водный периоды можно пользоваться коэффициентами вытеснения за эти периоды, понимая под ними долю нефти от первоначального ее содержания, полученную из образца породы соответственно за определенный промежуток времени, за безводный и водный периоды вытеснения.

Ранее отмечалось, что при выборе методов повышения нефтеотдачи

необходимо учитывать формы существования остаточной нефти в пласте.

Остаточная нефть в пласте существует в виде следующих форм:

• 
  капиллярно удержанная нефть;
  
• 
  плёночная нефть, покрывающая поверхность породы. Эта нефть образует прочные слои, которые очень сложно разрушить;
  
• 
  нефть, остающаяся в малопроницаемых зонах, не охваченных воздействием;
  
• 
  нефть в линзах, не вскрытых скважинами.
  

Сегодня существует довольно много методов повышения нефтеотдачи, которые отличаются друг от друга и технологией, и эффективностью, и сложностью, и затрачиваемыми ресурсами. Наиболее популярными являются следующие методы:

• 
  тепловые;
  
• 
  газовые;
  
• 
  химические;
  
• 
  гидродинамические;
  
• 
  физические;
  
• 
  комбинированные;
  

В настоящее время около 80% всей нефти в РФ добывается с применением традиционной технологии холодного заводнения. Однако традиционная

Технология холодного заводнения нефтяных пластов практически исчерпала

Свои возможности. В процессе накопления огромного опыта применения холодного заводнения выявились не только возможности этого метода, но и проблемы, связанные с его применением.

Первая и основная проблема была выявлена ещё на стадии лабораторных исследований. В случае неблагоприятного соотношения вязкостей нагнетаемой и вытесняемой жидкостей, как и вследствие геологической неоднородности пластов,

Повышается доля неизвлечённой нефти не только в зонах, не охваченных заводнением, но и в зонах, через которые прошёл фронт воды.

Сложные проблемы возникают при применении холодного заводнения в

неоднородных трещиноватых пластах, где из-за опережающих прорывов воды по аномально проницаемым зонам резко снижается охват залежи процессом заводнения. Наиболее серьёзные проблемы по этой причине возникают при разработке карбонатных трещиноватых коллекторов с гидрофобной характеристикой и заглинизированных полимиктивых песчаников, которые разбухают под воздействием воды.
1.2 Классификация методов повышения нефтеотдачи
Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне

Тепловые методы:

• 
  паротепловое воздействие на пласт;
  
• 
  внутрипластовое горение;
  
• 
  вытеснение нефти горячей водой;
  
• 
  пароциклические обработки скважин.
  

Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ

К преимуществам метода можно отнести:

• 
  использование недорого агента – воздуха;
  
• 
  использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70°С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента.
  

Газовые методы:

• 
  закачка воздуха в пласт;
  
• 
  воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
  
• 
  воздействие на пласт двуокисью углерода;
  
• 
  воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
  

3. Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.

Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 МПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью

Химические методы:

• 
  вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
  
• 
  вытеснение нефти растворами полимеров;
  
• 
  вытеснение нефти щелочными растворами;
  
• 
  вытеснение нефти кислотами;
  
• 
  вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
  
• 
  микробиологическое воздействие.
  

4. Гидродинамические методы:

• 
  интегрированные технологии;
  
• 
  вовлечение в разработку недренируемых запасов;
  
• 
  барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
  
• 
  нестационарное (циклическое) заводнение;
  
• 
  форсированный отбор жидкости;
  
• 
  ступенчато-термальное заводнение.
  

5. Группа комбинированных методов.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.

6. Физические методы увеличения дебита скважин.

Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.

К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:

• 
  гидроразрыв пласта;
  
• 
  горизонтальные скважины;
  
• 
  электромагнитное воздействие;
  
• 
  волновое воздействие на пласт;
  
• 
  другие аналогичные методы.
  

1.3 Критерии применимости методов повышения нефтеотдачи
Выбор физико-химического метода повышения нефтеотдачи пластов для каждого конкретного объекта должен определяться в зависимости от геолого-физической характеристики пластов, коллекторских свойств, выработанности пластов, а также от физико-химических свойств пластовых флюидов. Правильному выбору объекта воздействия будет способствовать проведение ГИС и ГДИС.

Результаты исследований должны быть тщательно изучены и проанализированы. Существуют определенные критерии эффективного применения физико-химического метода в зависимости от геолого-физических параметров продуктивного пласта в соответствии с этими критериями производить и выбор месторождения для осуществления конкретного метода повышения нефтеотдачи

Важное условие эффективности применения МУН –правильный выбор участка. Критерии применимости методов определяют диапазон применяемых методов и получение наилучших технико – экономических показателей.

Выделяют 3категории критерий:

• 
  геолого-физические (свойства пласта, m, S, T,параметры пласта и.т.д);
  
• 
  технологические (размер оторочки, концентрация агентов в растворе, схема размещения скважин, давление нагнетания и.т.д);
  
• 
  материально-технические (обеспеченность оборудованием, химическими реагентами);
  

1 группа критериев является определяющей, наиболее значимой и независимой.

2 зависит от 1.

3 является независимой, определяется возможностью выполнения 2 группы.

Существуют несколько методов для повышения нефтеизвлечения. Чтобы выбрать наилучший, надо знать:

• 
  нефтенасыщенность пластов или степень их истощения, заводнения;
  
• 
  свойства нефти и пластовой воды- вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей;
  
• 
  коллектор и его свойства - песчаник, алевролит, известняк, проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав;
  
• 
  расположение и техническое состояние пробуренных скважин; наличие материально-технических средств, их качество, характеристику и стоимость;
  
• 
  потребность в увеличении добычи нефти.
  

Основные критерии

• 
  Трещиноватость пластов. Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование.
  
• 
  Газовая шапка. Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть.
  
• 
  Нефтенасыщенностъ пластов. Высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 70-75%) недопустима для применения всех МУН по экономическим причинам, т.к. вытесняющая способность дорогостоящих агентов используется лишь на 25-30%.
  
• 
  Активный водонапорный режим. При этом режиме достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная нефтенасыщенность пласта (менее 25-30%) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды.
  

Применение МУН осложняется тем, что либо достигаемая низкая остаточная нефтенасыщенность исключает применения многих методов, либо краевые зоны залежей, находящихся под активным водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному воздействию дорогостоящими рабочими агентами.

• 
  вязкость нефти. Этот фактор часто самый решающий по экономическим критериям. Все физико-химические методы, применяемые с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 25-30 мПа с.
  
• 
  Жесткость и соленость воды. Все физико-химические МУН резко снижают свою эффективность при высокой солености, при большом содержании солей кальция и магния в пластовой воде. Также для приготовления растворов любых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и биоорганизмы.
  
• 
  Глинистость коллектора. Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10 %) противопоказано для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов.
  
• 
  Применение тепловых методов в высокоглинистых коллекторах, когда глина служит цементирующим материалом зе­рен породы, приводит к нарушению консолидации пластов и боль­шому выносу песка в добывающие скважины
  

Закачка углекислого газа. Применение метода целесообразно при вязкости нефти не более 10-15 мПа · с, так как при более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости углекислого газа с нефтью. Также для обеспечения хорошей смесимости углекислого газа с нефтью пластовое давление должно быть более 8-9 МПа. При большой толщине пласта (более 25 м) эффективность метода также снижается из-за гравитационного разделения нефти и газа и снижения охвата пласта вытеснением. Полимерное заводнение. Температура пласта должна быть не более 80-90°С, так как при большей температуре полимер разрушается.

1.4 Оценка эффективности применения методов повышения нефтеотдачи

Распространенными методами оценки технологической эффективности применения МУН в настоящее время являются характеристики вытеснения и динамика показателей эксплуатации скважин.

Эффективность характеризуется приростом нефтеотдачи, добычей и темпом отбора нефти и жидкости, удельным расходом агента, изменением приемистости нагнетательных скважин, изменением охвата пласта воздействием. При этом различают следующие виды технологического эффекта: увеличение нефтеотдачи пластов, интенсификация добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, уменьшение объема закачки воды при добыче одинакового количества накопленной нефти. Для качественной оценки эффективности применения метода может быть также использовано сравнение фактических показателей разработки опытного и контрольного участков в безразмерных величинах

Выбор характеристики вытеснения должен осуществляться наилучшей сходимостью расчетных и фактических показателей при применении базового метода. В такой ситуации обычно анализируют применимость нескольких (иногда до 10) характеристик, которые нередко отличаются друг от друга в 2-3 раза и более. Поэтому усредняют результаты двух-трех, наиболее близких между собой и приемлемых для конкретных условий и стадии разработки. Однако, несмотря на большой объем вычислительных работ, точность результатов остается невысокой. Так, в действующих руководствах не учитывается разница в добыче жидкости по варианту разработки объекта с применением метода повышения нефтеотдачи по сравнению с добычей жидкости при разработке по базовому варианту. Кроме того, значительное влияние на нарушение условий применения характеристик вытеснения оказывают изменения коэффициентов эксплуатации скважин до и после воздействия, систематические ошибки при интервальной оценке добычи нефти от увеличения охвата и др. Поэтому требуется дальнейшее совершенствование методик расчетов с целью повышения надежности результатов и снижения возможности субъективных оценок

При оценке эффективности методов необходимо различать следующие понятия эффективности.

• 
  Идеальная (И)-истинная, потенциальная (теоретическая) эффективность метода, которую можно было бы достигнуть при самых благоприятных условиях пласта, идеальном проведении процесса, с использованием всех его энергетических и физических возможностей.
  
• 
  Возможная (В)-проектная эффективность метода при правильном отражении и использовании всех особенностей его механизма и оптимальной технологии процесса для подходящего месторождения.
  
• 
  Достигаемая (Д)-фактическая эффективность метода, реализуемая в пласте при практических условиях осуществления процесса, с неизбежными отклонениями от проектной технологии, с несоответствиями качества материально-технических средств и др.
  
• 
  Оцениваемая (О) - измеренная или определенная тем или иным способом по промысловым данным эффективность метода, зависящая от точности способа, достоверности исходных данных и объективности определения.
  

Обычно идеальная или потенциально возможная эффективность метода увеличения нефтеотдачи пластов (И) достигается в лабо­раторных условиях при высокой степени изученности процесса. На практике такая эффективность недостижима. Например, при смешивающемся вытеснении нефти газом или мицеллярными рас­творами достигается извлечение 95-98 % нефти из относительно однородных пористых сред. В реальных условиях на такое извле­чение нефти рассчитывать не приходится из-за более сложного строения пластов и отличия промышленного процесса от лабора­торного. Однако долгое время коэффициент вытеснения нефти водой в лабораториях из моделей пласта называли нефтеотдачей пласта. А некоторые специалисты до сих пор эффективность, полученную в лаборатории, переносят на практические условия, отождествляя ее с конечной нефтеотдачей пласта, предельно достижи­мой в реальных условиях (В).

Возможная или проектная эффективность метода определяется при проектировании и зависит от адекватности расчетных моделей процессу и достоверности исходных данных. Даже в лучшем слу­чае в проектах происходит завышение эффективности процесса, так как реальные условия разработки пластов зависят от многих неустойчивых факторов и всегда сложнее схематизированных упрощенных расчетных моделей фильтрации жидкостей и вытесне­ния нефти активными агентами. Фактически достигаемая эффек­тивность метода увеличения нефтеотдачи пласта (Д)-конкретная, однозначная величина, как правило, ниже проектной эффективности в силу неизбежных отклонений от заданной (оптимальной) техно­логии при реализации процесса, изменении характеристики свойств рабочего агента, условий его нагнетания, эксплуатации сква­жин и др.

И наконец, оцениваемая эффективность метода (О) по про­мысловым данным при точном измерении и определении должна быть ниже фактически достигаемой, так как весь объем пласта, подвергнутый воздействию рабочего агента, невозможно измерить, а косвенные определения эффекта через продукцию и исследова­ния скважин искажены запаздыванием его проявления.

Поэтому указанные понятия эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов связаны соотношением И > В > Д <>О.

Оценка успешности промыслового эксперимента новых МУН может проводится следующими способами:

• 
  сравнение базовой нефтеотдачи пласта (без применения МУН) с фактической (после проведенного МУН);
  
• 
  сравнение нефтеотдачи пласта опытных и контрольных участков;
  
• 
  определение остаточного нефтенасыщения;
  

существует два способа определения базовых показателей: детерминированные методы математического моделирования и статистические методы прогноза.

Математического моделирования:

Расчет базового варианта по математической модели представляется целесообразным в том случае, если объем информации о пласте и степень совершенства методики расчета позволяют определять технологические показатели с точностью, достаточной для сравнения с фактическими показателями применения МУН. В действительности же, ввиду ограниченности размеров опытных участков и числа скважин - источников информации, возможная ошибка в определении нефтеотдачи с применением традиционных видов воздействия, как правило, превышает потенциальный прирост нефтеотдачи за счет таких методов, как например, заводнение с ПАВ.

Статистические методы оценки нефтеотдачи:

Определение базовых показателей проводится по зависимости (уравнение регрессии), которая описывает базовую систему разработки

Первая группа- Первым методом является метод кривой средней производительности, заключающийся в построении кривых падения добычи (зависимость добычи нефти от времени эксплуатации) по отдельным скважинам. данный метод явился основой зависимостей и др. Метод построения кривых падения добычи применяется при малой (до 30-40%) обводненности продукции скважин.

Вторая группа - методы, в которых использована зависимость одних технологических показателей разработки от других, которые принято называть характеристиками вытеснения.

Третья группа - методы, основанные на выявлении закономерностей нефтеотдачи от свойств коллекторов, жидкостей и некоторых технологических показателей разработки, полученных в результате анализа фактических данных множества месторождений. Полученные статистические модели для разных нефтегазоносных районов страны, можно использовать для прогнозирование процесса обводнения и нефтеотдачи других новых месторождений, геолого-физические свойства и некоторые показатели разработки которых схожи с анализируемыми.
1.5 Гидродинамические методы
Гидродинамическими называются методы объемного воздействия на пласт, реализуемые в пределах существующих систем разработки, при которых вытесняющим агентом является закачиваемая вода. Гидродинамические методы чаще всего применяются на третьей и четвертой стадиях разработки эксплуатационных объектов, относятся ко вторичным методам добычи нефти.

Основные цели методов: повышение охвата пластов заводнением, доизвлечение остаточных запасов нефти после воздействия системы заводнения, снижение текущей обводненности добываемой жидкости.

Гидродинамические МУН делятся на:

— изменение направления фильтрационных потоков;

— циклическое заводнение;

— форсированный отбор жидкости;

— комбинированное нестационарное заводнение;

—Создание высоких давлений нагнетания

При существующих режимах закачки воды заводнением охватывается только небольшая часть нефтенасыщенной толщины пласта (20—25%); при определенных давлениях нагнетания прони­цаемые (а часто и высокопроницаемые) коллекторы воды не принимают; при повышении давления нагнетания до вертикаль­ного горного увеличивается толщина интервалов пласта, принимающих воду (охват толщины заводнением); индикаторная зависимость приемистости от давления нагнетания нелинейная, причем темп прироста приемистости существенно выше, чем темп прироста давления. Объясняется это тем, что с ростом давления нагнетания трещины пласта раскрываются и увели­чивается их проницаемость

Изменение направления фильтрационных потоков:

Сущность технологии заключается в том, что при обычном процессе заводнения в пласте образуются участки, обойденные водой. Это происходит вследствие разницы коэффициентов подвижности нефти и воды, неоднородности коллекторских свойств продуктивного пласта. В процессе изменения фронта нагнетания в пласте образуются переменные по величине и направлению градиенты давления, нагнетаемая вода внедряется в участки, неохваченные заводнением и вытесняет нефть в зоны фильтрации.

Циклическое заводнение:

Суть метода заключается в том, что в пластах, обладающих геологической неоднородностью по проницаемости искусственно создается нестационарное давление. При циклическом заводнении цикл делится на два полуцикла. В первом полуцикле осуществляется нагнетание воды в продуктивный пласт. Происходит переток части воды из прослоя высокой проницаемости (ВП) в прослой низкой проницаемости (НП). Другая часть воды фильтруется по высокопроницаемому прослою, вытесняя нефть в направлении добывающей скважины. Во втором полуцикле происходит снижение давления нагнетания или прекращение закачки. В связи с этим, давление в ВП снижается

Форсированный отбор жидкости:

Сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем увеличения депрессий. Достигается это путем уменьшения забойного давления на добывающих скважинах или увеличения давления нагнетания.

Условия применимости метода:

— Чаще всего применяется при обводненности продукции выше 75 %;

— Высокие коэффициенты продуктивности и приемистости скважин;

— Коллектор устойчив, при снижении забойного не разрушается, давление нагнетания не превышает предел прочности породы; — Обсадная колонна исправна, отсутствуют перетоки воды из других горизонтов;

— Для осуществления ФОЖ система сбора и подготовки продукции должна обладать необходимой пропускной способностью.

Комбинированное нестационарное заводнение:

Сущность метода заключается в совместном применении циклического заводнения с изменением направления фильтрационных потоков, каждый из этих методов основан на нестационарной фильтрации жидкости. Физическая сущность: при сочетании технологий, на процесс изменения направления фильтрационных потоков накладываются высокочастотные колебания давлений нагнетания и отбора со сменой фаз по группам скважин. Увеличение коэффициента охвата пласта заводнением происходит за счет увеличения площади дренирования, так и за счет притока нефти из низкопроницаемых прослоев.

Условия применимости метода:

— Наличие слоисто-неоднородных по проницаемости или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов;

— Большая остаточная нефтенасыщенность НП;

— Наличие гидродинамической связи между НП и ВП;

— Технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебания давления (расходов).

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта.

Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя:

• 
  циклическое заводнение;
  
• 
  изменение направления фильтрационных потоков.
  

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.

Методы основаны 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.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%.

При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличе­ния градиента давления и скорости фильтрации.

При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.

Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи.

При­ступать к нему 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.

Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию.

Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины распола­гают в зоне газонефтяного контакта.

Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким обра­зом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа - в нефтяную часть.

Очаговое заводнение - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного.

При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.
2 РАСЧЕТНО-ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Методика
Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи (ГМПН) или методы регулирования представляют собой прогрессивные технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты с целью обеспечения высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного извлечения нефти из недр при режиме вытеснения нефти водой. Мероприятия (методы) по гидродинамическому воздействию на пласты преследуют цель повышения интенсивности воздействия на слабо дренируемые запасы нефти и вовлечения в разработку выявленных в процессе разбуривания и эксплуатации недренируемых балансовых запасов нефти в объекте разработки.

Однако, несмотря на многие отрицательные явления, гидродинамические методы повышения нефтеотдачи необходимо продолжать изучать, находить новые, более эффективные композиции веществ, новые, более эффективные способы их применения для увеличения нефтеотдачи.

Гидродинамические методы расчетов водозаборов основаны на аналитическом или численном решении краевых задач теории фильтрации подземных вод. Соответственно они подразделяются на аналитические методы и методы моделирования на электронных вычислительных машинах (ЭВМ).

Гидравлические методы заключаются в определении расчетного дебита водозабора или прогнозных понижений уровней в скважинах по эмпирическим данным, непосредственно полученным в процессе проведения опыта и комплексно учитывающим влияние различных факторов, определяющих режим работы водозабора.

Балансовый метод применяется при определении величины сработки естественных запасов подземных вод, а также частичного или полного перехвата водозабором расхода естественного потока и привлекаемых источников питания. Балансовый метод является приближенным методом расчета, поэтому он используется, главным образом, как дополнительный в сочетании с гидродинамическим и гидравлическим методами.

Метод гидрогеологической аналогии заключается в определении модуля эксплуатационных запасов (или отдельных его составляющих) оцениваемого водоносного горизонта, устанавливаемого в пределах наиболее изученных участков по данным детальных разведочных работ или эксплуатации действующих водозаборов Метод основан на переносе данных о режиме эксплуатации подземных вод на участках действующих водозаборов на оцениваемые участки, находящиеся в аналогичных условиях с эксплуатируемыми.

Все указанные методы расчетов производительности водозаборов подземных вод имеют свои достоинства и недостатки. Поэтому иногда целесообразным является применение комбинированных методов, т. е. совместного использования при расчетах одновременно нескольких методов.

Гидравлический расчёт при разработке проекта трубопровода направлен на определение диаметра трубы и падения напора потока носителя. Данный вид расчёта проводится с учетом характеристик конструкционного материала, используемого при изготовлении магистрали, вида и количества элементов, составляющих систему трубопроводов(прямые участки, соединения, переходы, отводы и т. д.), производительности, физических и химических свойств рабочей среды

Давление номинальное (PN) – это безразмерная величина, характеризующая максимальное давление рабочего носителя в трубе заданного диаметра, при котором осуществима длительная эксплуатация трубопровода при температуре 20°C.

Значения номинального давления были установлены на основании продолжительной практики и опыта эксплуатации: от 1 до 6300.

2.2 Расчет
1. Определяют количество нагнетаемой в скважину воды за сутки:

Q /наг = м3/сут

Па*с, мв = 10^-3 Па*с

где мв - вязкость воды.

Предварительно определяем давление на забое нагнетательной скважины. Так как расход жидкости неизвестен, давление на забое определяется приближенно без учета потерь на трение по формуле (8, С.16):

P'заб = Pгеод + *q*Hф*10-6 + Ркнс; МПа

(1)

где Р_геод - давление обусловленное разностью геодезических отметок КНС и скважины, МПа

Интервал перфорации Нф, м

Ргеод = Нr*в*g*10-6; МПа

(2)

2. Определяют приемистость нагнетательной скважины Qнагн с учетом потерь давления на трение по предыдущей формуле.

Предварительно определяем давление на забое с учетом потерь на трение нагнетательной скважины, зависит от давления на выкиде насосов кустовой насосной станции (КНС):

Рзаб=РКНС ± Ргеод- Ртр+*q*Нф*10-6; МПа

(3)

где потери давления на трение определяются по формуле Дарси - Вейсбаха:

Ртр= 0,108*л МПа

где в - плотность воды, кг/м3;

л - коэффициент гидравлического сопротивления, принимаем л=0,02…0,03;

d - внутренний диаметр НКТ (водовода), мм.

для определения понижений уровней подземных вод в любой точке водоносного горизонта используются следующие расчетные зависимости:

Оптимальный режим закачки чаще всего представляют в виде длительности полуцика (T):

T=l2/2X

(4)

где l — расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной;

x — пьезопроводность.

Расчет сводится к определению времени, затраченного на проведение гидродинамических исследований

Тобщ =Тпр + Тиссл; Мин

(5)

Где: Т иссл. - норма времени на 1 работу по спуску и подъему прибора.

Тпр. - время затраченное на переезд от базы до скважины

Дебит рассчитывается по формуле.

Q= V/T; м3/сут

(6)

где V - объем отобранного флюида; Т - время притока

об объеме поступившего флюида можно судить по изменению уровня жидкости, залитой в НКТ.

V = (Нкп-Ннп) * S; м3

(7)

Где Нкп, Нпп - уровень жидкости в трубах соответственно в конце и начале притока; S-площадь внутреннего сечения труб; и по величине изменения давления, зарегистрированного глубинными манометрами при притоке

V= (Ркп-Рнп) *S/g; м3

(8)

V= (Ркп-Рнп) *S/g; м³

Где Ркп, Рнп - давление жидкости на забое скважины соответственно в конце и начале притока; g - удельный вес поступившего флюида.

Обработка кривых восстановления давления (КВД)

При интерпретации КВД чаще всего используют метод, известный в литературе как метод Д.Р. Хорнера

Основное уравнение гидростатики:

рА = ро + рв; МПа

(9)

рА – абсолютное давление; МПа

ро – давление действующее на поверхность жидкости; МПа

рв – весовое давление, т.е. давление столба жидкости. МПа

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В курсовой работе рассмотрены:

• Факторы, влияющие на нефтеотдачу

• 
  Классификация методов повышения нефтеотдачи
  
• 
  Критерии применимости методов повышения нефтеотдачи
  
• 
  Оценка эффективности применения методов повышения нефтеотдачи
  
• 
  Гидродинамические методы
  

Согласно обобщенным данным при применении современных методов увеличения нефтеотдачи, КИН составляет 30–70%, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) – в среднем не выше 20–25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) – 25–35%. МУН позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд. тонн. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря им увеличится с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста. Если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составляла в мире около 77 млн. тонн, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн. тонн.

Список литературы Графкина, М. В. Охрана труда: учебник для СПО / М. В. Графкина. – Москва: Издательский центр «Академия», 2018. – 176 с. - ISBN 978 – 5 – 4468– 7193 – 3.- Текст: непосредственный. Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды : учебник для техникумов / Г. С. Лутошкин. - 3-е изд., перераб. и доп. - Москва : Альянс, 2019. - 224 с. - ISBN 978-5-00106-052-9. - Текст: непосредственный. Нефтяное хозяйство: научно-технический и производственный журнал / Губкинский университет; учредители Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика) [Текст] : учеб. пособие / Л. М. Рузин, О. А. Морозюк. – Ухта : УГТУ, 2014. – 127 сПокрепин, Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (МДК 01.02): учебное пособие / Б.В. Покрепин. - Ростов - на - Дону: Феникс, 2016. - 605с. — (Среднее профессиональное образование). - ISBN 978-5-222-26386-0. – Текст: непосредственный. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти: учебник / под ред. Ш. К. Гиматудинова. – Москва: ИД «АльянС», 2018. – 455 с. – ISBN 978-5-903034-239. – Текст : непосредственный. 6. С. И. Грачёв, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Тюменского государственного нефтегазового университета, профессор, д.т.н.; Г. Г. Грибов, директор ООО «НИПИ нефти и газа УГТУ»; А. В. Колобанов, начальник отдела разработки нефтяных и газовых месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»7. Элияшевский, И. В. Технология добычи нефти и газа: учебник для техникумов / И. В. Элияшевский. - 2-е изд., перераб. и доп. - Москва : Альянс, 2019. - 304 с.: ил. - ISBN 978-5-00106-264-6. - Текст: непосредственный.

8. Юрчук, А. М. Расчёты в добыче нефти: учебник для техникумов / А. М. Юрчук, А. З. Истомин. - 3-е изд., перераб. и доп. - Москва: Альянс, 2019. - 272 с. - ISBN 978-5-00106-312-4. - Текст: непосредственный.