ыячсяс. 3. Проблемы традиционного заводнения, границы его применения. 3
 Скачать 2.12 Mb.
|
Оглавление1.Понятие нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Геолого-технические мероприятия (определение, виды мероприятий, планирование, оценка эффективности). 1 2.Коэффициент нефтеотдачи. Факторы, влияющие на изменение коэффициента нефтеотдачи (нефтеотдачу). Основные причины и формы существования остаточной нефти в пласте (резерв повышения нефтеотдачи пластов). 2 3.Проблемы традиционного заводнения, границы его применения. 3 4.Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. Критерии применимости методов повышения нефтеотдачи (основные «стоп параметры» для различных групп МУН). 4 5.Гидродинамические методы ПНП. 5 6.Физические методы ПНП (включая методы ИДН). 7 7.Химические методы ПНП. 9 8. Тепловые методы ПНП. 11 9. Газовые методы ПНП 13 10.Снижение выбросов парниковых газов в мире. Пути решения проблемы в нефтегавой отрасли. Технологии ПНП с использованием СО2. Технологии «захоронения» (утилизации) СО2. 14 11. Комбинированные методы ПНП. 15 12. Термогазовые методы ПНП. 16 13. Ремонтно-изоляционные работы (РИР). 17 14. Потокоотклоняющие технологии (ограничение водопритока и выравнивание профиля приемистости в скважинах). 18 15. Микробиологические методы ПНП. 19 16. Гидроразрыв пласта. Современные виды ГРП. 20 17.Технологии обработок скважин. Условия применения. 22 18. Оценка эффективности применения методов ПНП 24 Понятие нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Геолого-технические мероприятия (определение, виды мероприятий, планирование, оценка эффективности). 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. Интенсификация добычи нефти - комплекс геологических, технологических и технических мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти из скважин. Отличием методов увеличения нефтеотдачи (МУН) от методов интенсификации добычи нефти (МИДН) является то что МИДН увеличивают текущую добычу нефти (ускоряют процесс выработки запасов), а МУН повышают конечную нефтеотдачу пластов (увеличивают извлекаемые запасы нефти). Геолого-технические мероприятия (ГТМ) – это комплекс мер геологического, технологического, технического и экономического характера, направленный на реализацию проектных решений в целях обеспечения максимальной добычи углеводородов и получения дополнительной прибыли. Практически все методы МУН и МИДН входят в ГТМ (ГРП, ОПЗ, перевод на вышележащие горизонты, ОРЭ и т.д). Планирование проведения ГТМ осуществляется инженерно-геологической службой нефтедобывающего предприятия, а их осуществление бригадами подземного и капитального ремонта скважин. ГТМ планируется ежегодно, а впоследствии ежемесячно уточняются и корректируются. По каждому ГТМ отслеживается прирост дебита нефти и продолжительность эффекта. Также оценивается экономическая эффективность ГТМ. В последующем выполняется оценка и сопоставление ГТМ, определение наиболее эффективных, перераспределение средств и корректировка программ ГТМ. Коэффициент нефтеотдачи. Факторы, влияющие на изменение коэффициента нефтеотдачи (нефтеотдачу). Основные причины и формы существования остаточной нефти в пласте (резерв повышения нефтеотдачи пластов). Коэффициент нефтеотдачи - отношение количества накопленной добычи нефти в конце разработки залежи к первоначальным запасам. Факторы, влияющие на нефтеотдачу, делятся на две группы: геологофизические и технологические. Зависимость нефтеотдачи от различных факторов можно проследить, анализируя коэффициент нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи:  где  - коэффициент вытеснения; - коэффициент охвата пласта заводнением; - коэффициент охвата пласта воздействием.Коэффициент вытеснения зависит от: проницаемости коллектора, наличия в пласте глинистых материалов, микронеоднородности, вязкости нефти, поверхностного натяжения нефти на границе с водой, смачиваемости породы пластовыми флюидами, содержания в нефти асфальтосмолистых компонентов, реологических свойств нефти, а также от характеристики вытесняющего агента. Коэффициент охвата пласта заводнением зависит, в основном, от макронеоднородности коллектора, наличия трещин и других зон высокой проницаемости, через которые возможен прорыв закачиваемого агента. Этот коэффициент также зависит от соотношения вязкостей вытесняемого и вытесняющего агента, темпов отбора нефти из пласта. Коэффициент охвата пласта воздействием зависит от плотности сетки и взаимного расположения скважин, а также от прерывистости отдельных пропластков. 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. Основное количество нефти остаётся в низкопроницаемых тупиковых зонах, не охваченных воздействием. Вовлечение таких зон в разработку – главный резерв повышения нефтеотдачи. Проблемы традиционного заводнения, границы его применения. В настоящее время около 80% всей нефти в РФ добывается с применением традиционной технологии холодного заводнения. Первая и основная проблема возникает в случае неблагоприятного соотношения вязкостей нагнетаемой и вытесняемой жидкостей, повышается доля неизвлечённой нефти не только в зонах, не охваченных заводнением, но и в зонах, через которые прошёл фронт воды. При применении заводнения на залежах, содержащих высокопарафинистую нефть, при снижении температуры в пласте могут появляться кристаллы парафина. При этом нефть приобретает неньютоновские вязкопластичные свойства, приводящие к возникновению начального градиента давления, ниже которого фильтрация нефти не происходит. В результате снижается охват и нефтеотдача пласта. Также возникают сложные проблемы 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. Учитывая данные проблемы, границы применимости для наиболее эффективного действия традиционного заводнения можно определить следующим образом: Невысокая вязкость пластовой нефти (< 30-50 мПа⋅с) Невысокое содержание АСПВ (< 5 %) Температура пласта более 40-50 градусов Терригенные коллектора Низкое содержание глин Проницаемости пластов более (40— 50)⋅10-3 мкм2 Гидрофильные коллектора Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. Критерии применимости методов повышения нефтеотдачи (основные «стоп параметры» для различных групп МУН). Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов по типу рабочих агентов: Гидродинамические методы (изменение направления фильтрационных потоков; вовлечение в разработку недренируемых запасов; нестационарное (циклическое) заводнение; форсированный отбор жидкости.) Физико-химические методы (вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); вытеснение нефти растворами полимеров; вытеснение нефти щёлочными растворами; вытеснение нефти композициями химических реагентов, в т. ч. мицеллярные, мицеллярно-полимерные растворы; вытеснение нефти растворителями.) Газовые методы (воздействие на пласт двуокисью углерода; воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.) Тепловые методы: (паротепловое воздействие на пласт; внутрипластовое горение; вытеснение нефти горячей водой; пароциклические обработки скважин.) Волновые (Вибросейсмические, электромагнитные, акустические) Микробиологические методы. Комбинированные Общие для всех методов критерии применимости МУН: Низкая трещиноватость коллектора Водонасыщенность нефтяного пласта (< 65-70%) Вязкость нефти (менее 50 мПа·с) для методов, применяемых при заводнени. Если вязкость нефти не превышает 150-200 мПа·с, то возможно применение методов полимерного заводнения. При вязкости нефти более 200 мПа · с целесообразно применение термических методов или их комбинации с другими методами повышения нефтеотдачи; Содержание глин – менее 10% Низкая жёсткость пластовых вод Дополнительные критерии применения отдельных методов: Закачка СО2 (вязкость < 10-15 мПа⋅с, пластовое давление < 8-9 МПа, толщина < 25 м) Полимерное заводнение (температура пласта < 80-90°С, проницаемость > 0,2 мкм²) Щелочное заведение (индекс кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти) < 0,5 мг/г, температура < 200°С) Тепловые методы ( Пористость > 10 %, проницаемость > 100 мД, толщина пласта от 6 до 30 м, глубина залегания пласта < 1200-1300 м, плотность сетки скважины <4-6 га/скв) Гидродинамические методы ПНП. Основная цель гидродинамических методов – увеличение охвата залежи заводнением за счёт вовлечения в процесс заводнения отдельных линз, тупиковых зон, малопроницаемых нефтенасыщенных объёмов пласта путём оптимизации режимов нагнетания воды и отбора нефти по площади и разрезу залежи. Методы: создание высоких давлений нагнетания; форсированный отбор жидкости; изменение направлений фильтрационных потоков; циклическое заводнение создание дополнительных очагов и рядов нагнетания, бурение дополнительных сопротивлений При создании высоких давлений нагнетания применяют высокие давления, достигающие на устьях скважин 15-20 МПа, а в отдельных случаях 30-40 МПа. С увеличением давления нагнетания увеличивается репрессия на пласт, что позволяет вовлекать в процесс фильтрации всё менее проницаемые интервалы пласта. Форсированный отбор жидкости. Сущность технологии заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин. В результате создания более высоких депрессий на пласт в процесс фильтрации должны вовлекаться менее проницаемые интервалы продуктивного разреза. Суть метода заключается в прекращении закачки воды в одни скважины и перенос нагнетания в другие. Перенос нагнетания может осуществляться как в нагнетательные, так и в добывающие скважины, которые полностью обводнились или те, которые не реагируют на закачку воды. В результате переноса нагнетания происходит изменение направлений фильтрационных потоков, и нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны пласта, не охваченные разработкой. Циклическое заводнение. Суть метода состоит в периодическом изменении расходов (давлений) закачки воды при одновременном изменении режимов отбора жидкости. Если в первой половине цикла между заводнённой высокопроницаемой зоной (пропластком, трещиной) и нефтенасыщенной менее проницаемой зоной создать значительный перепад давления, то вода за счёт упругого сжатия нефти внедряется в нефтенасыщенную малопроницаемую зону. При снижении давления в высокопроницаемой зоне во второй половине цикла (за счёт прекращения или уменьшения закачки воды) вода будет удерживаться в малопроницаемой зоне капиллярными силами, а нефть будет вытесняться в заводнённую зону, по которой жидкость фильтруется в скважину. Вытеснение нефти в заводнённую зону при прекращении закачки воды и снижении давления в этой зоне происходит за счёт упругих сил, а при снижении пластового давления ниже давления насыщения – за счёт режима растворённого газа.  Физические методы ПНП (включая методы ИДН). Физические методы: ГРП Электромагнитное и волновое воздействие Бурение боковых стволов Радиальное бурение Скважины с горизонтальным окончанием Гидравлический разрыва пласта заключается в нагнетании в призабоную зону жидкости (жидкости разрыва) под высоким давлением, в результате чего происходит разрыв горной породы и образование новых или существующих трещин. В образованные жидкостями трещины закачивают зернистый интервал (пропант), который удерживает трещины в открытом состоянии при снижении давления. Технология проведения Выбор рабочих жидкостей. Нефтяные скважины - нефть, нагнетательные скважины - вода. Жидкости разрыва и песконосителя практически всегда одинаковы: ЖП те же самые жидкости ЖР, но с обеспечением удерживающей способности механических частиц во взвешенном состоянии. Удерживающая способность создается добавлением в ЖП полимеров. Прогноз давления разрыва пласта. В большинстве случаев Ргрп на 20...40% больше текущего Рпл. Последовательная закачка жидкости разрыва (ЖР) и затем жидкости-песконосителя (ЖП). В качестве песка применяют: отсортированный кварцевый песок, различные виды проппантов (пропант -керамический шарик), стеклянные шарики (1 мм). После закачки ЖП также без остановки проводят закачку продавочной жидкости Технологию ГРП не рекомендуется применять: если скважина вблизи контура нефтеносности Если вблизи скважины в пласте имеются тектонические нарушения (сдвиги, надвига, изломы) Если плотность сетки распределения скважин обеспечивают хорошее гидродинамическое взаимодействие между скважинами. Если обводненность продукции не столь высокая (меньше 80%) Разновидности ГРП (пропантный, локальный, глубокопроникающий, кислотный, пенный, многостадийный) Электромагнитное воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появление дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость. Волновое воздействие на пласт. Различают вибрационное, ударное, импульсное, термоакустическое, виброакустическое, сейсмоакустическое воздействия. Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной длительностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта. |