Изучение гидродинамических моделей методов повышения нефте и газоконденсатоотдачи пластов
 Скачать 368 Kb.
|
|
ФГБОУ ВО САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Технический нефтегазовый институт Кафедра геологии и нефтегазового дела КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине «Подземная гидромеханика» на тему «Изучение гидродинамических моделей методов повышения нефте- и газоконденсатоотдачи пластов» Выполнил: студент гр.32-н Р.Е. Войтов Дата: Подпись: Проверил: ст. преподаватель У.А. Новикова Дата: Подпись: Южно-Сахалинск, 2017 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 3 1. НАПРАВЛЕНИЯ И МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕ- И ГАЗОКОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТОВ 5 1.1. Направления к изучению гидродинамических моделей методов повышения нефте- и газоконденсатоотдачи пластов 6 1.2. Гидродинамические методы повышения нефте- и газоконденсатоотдачи пластов 9 2. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕ- И ГАЗОКОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТОВ 21 2.1 Гидродинамические расчеты 21 Решение: 22 3. ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ 23 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 27 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 29 ВВЕДЕНИЕНаша страна занимает ведущее положение в развитии эффективных методов разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления закачкой воды. При этом по существу в полной мере, используются все возможности гидродинамики для обеспечения эффективности процесса: законтурное, внутриконтурное, приконтурное, барьерное, очаговое и другие заводнения, изменение направлений фильтрационных потоков, волновое и циклическое воздействие на призабойную зону и т. д. Однако в связи с постепенным изменением структуры извлекаемых запасов нефти, связанным с ухудшением горно-геологических условий их залегания, открытием месторождений, приуроченных к глубокозалегающим низкопроницаемым коллекторам (пористым или трещиновато-пористым), обладающим значительной неоднородностью, насыщенных к тому же высоковязкими (мало текучими) нефтями возможности чисто гидродинамических методов воздействия оказались недостаточными для обеспечения высокой нефтеотдачи пластов. При вытеснении нефти водой значительная часть нефти остается в пласте не извлеченной. Низкая нефтеотдача при заводнении, наряду с горно-геологическими условиями, связана с особенностями гидродинамики водонефтяной системы в пористой среде. Капиллярные силы, действующие на границе между водой и нефтью, защемляют нефть, препятствуя ее вытеснению. Большая остаточная нефтенасыщенность служит причиной низкого коэффициента вытеснения. Поскольку вязкость нефти в большинстве случаев значительно больше вязкости воды, подвижность вытесняющей фазы значительно выше, чем у вытесняемой. Более подвижная вода стремится не вытеснять нефть, а прорваться сквозь нее к добывающим скважинам. В результате значительная часть пласта не охвачена заводнением, площадной коэффициент охвата низок. Неоднородность пласта по площади залегания приводит к тому, что вытеснение происходит в основном из высокопроницаемых зон. В низкопроницаемых зонах остаются значительные количества нефти. Слоистая неоднородность пласта приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин по более дренируемым высокопроницаемым пропласткам, остаточная нефтенасыщенность в низкопроницаемых пропластках велика. Кроме того, стоит важная проблема последующей более полной добычи нефти из истощенных месторождений, остаточная нефтенасыщенность в которых составляет 60-70% от начальных запасов. Мировая тенденция такова, "что идет поиск новых высокоэффективных методов увеличения степени извлечения нефти из пластов, что позволит продлить сроки исчерпания природных запасов нефти. Кроме уже хорошо изученного и широко применяющегося метода заводнения, наметились и начинают находить практическое применение физико-химические, термические, газовые, микробиологические и другие специальные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Иногда их называют новыми или третичными методами. Зарождение и развитие этих методов неразрывно связано с необходимостью совершенствования имеющихся или создания новых гидродинамических моделей. Цель работы: изучить гидродинамические модели методов повышения нефте- и газоконденсатоотдачи пластов. Объект исследования: гидродинамические модели методов повышения нефте- и газоконденсатоотдачи пластов. Для осуществления поставленной цели необходимо решить задачи: - рассмотреть гидродинамические модели методов повышения нефте- и газоконденсатоотдачи пластов; - выполнить расчет гидродинамической модели; - рассмотреть вопросы практического использования полученных результатов. 1. НАПРАВЛЕНИЯ И МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕ- И ГАЗОКОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТОВ1.1. Направления к изучению гидродинамических моделей методов повышения нефте- и газоконденсатоотдачи пластовДля применения методов увеличения нефтеотдачи пластов принципиально важно знать насыщенность, то, как распределена в них остаточная нефть и в каком состоянии она находится в порах. Неполное вытеснение нефти водой из пластов обусловливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачиваемостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения. В настоящее время известны, изучаются и внедряются в промышленную практику десятки различных методов воздействия на нефтяные залежи и методов повышения нефтеотдачи. Они различаются способом воздействия на продуктивные пласты, характером взаимодействия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии. Эффективность внедрения методов повышения нефтеотдачи в большей степени зависит от уровня изученности свойств нефти, газа и воды, насыщающих пласт, состояния его разработки и от уровня проводимых геолого-промысловых исследований продуктивного пласта. К исследованиям пласта относятся: изучение особенностей его строения, тектонических нарушений, областей выклинивания продуктивной зоны пласта с детальным расчленением горизонта на отдельные пласты и пропластки; изучение литологических характеристик пород, слагающих пласт; определение структуры пористого пространства. Для использования какого-либо метода повышения нефтеотдачи пласта необходимо прежде изучить геологические характеристики слагающих пород и насыщающих жидкостей, которые при осуществлении этих методов вступают во взаимодействие с нагнетаемыми в пласт жидкостями, а это может сопровождаться неблагоприятными для такого применения последствиями. Например, если в продуктивном пласте присутствуют глины, то закачка в породы пресной воды, щелочи или других веществ приводит к набуханию глин и потере нагнетательных жидкостей. Что впоследствии делает задачу повышения нефтеотдачи нереализуемой. Если в продуктивном пласте присутствуют сильноминерализованные рассолы, то при взаимодействии их с закачиваемыми жидкостями возможно выпадение твердых кристаллов в осадок с закупоркой пор пласта. Также для применения методов повышения нефтеотдачи необходимо выявить характер залегания в пласте остаточных запасов нефти после первичной эксплуатации залежи нефти [1]. Остаточные запасы в пласте могут находиться в виде пленки нефти, обволакивающей зерна породы, или в виде скоплений нефти между зернами породы, а также в виде не промытых водой линзовидных включений или отдельных пропластков, не охваченных процессами заводнения. Состояние остаточной нефтенасыщенности является определяющим фактором для правильного выбора метода повышения нефтеотдачи. Если остаточная нефтенасыщенность представлена в неохваченных заводнением линзах или пропластках, то хорошие результаты можно получить при использовании гидродинамических методов повышения нефтеотдачи. Если же остаточная нефтенасыщенность представлена пленочной нефтью на поверхности породы, то предпочтительными методами повышения нефтеотдачи станут физико-химические [2]. Использование тепловых методов предпочтительно, если пластовые нефти обладают высокой вязкостью. Также особое значение имеет тщательное, углубленное геолого-промысловое изучение объектов разработки, свойств пластовой нефти, таких как вязкость, плотность, и их изменчивости в пределах залежи. Чтобы выбрать наиболее существенно повышающий извлекаемые запасы и целесообразный метод улучшения нефтеотдачи, советский ученый М.Л. Сургучев [3] считает необходимым иметь следующую информацию о конкретном месторождении и состоянии на рынке: нефтенасыщенность (водогазонасыщенность) пластов или степень их истощения, заводнения; свойства нефти и пластовой воды – вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей; коллекторские свойства пород, слагающих пласт; расположение и техническое состояние пробуренных скважин; наличие материально-технических средств, их качество, характеристика и стоимость; отпускная цена на нефть; потребность в увеличении добычи нефти. Современные методы повышения нефтеизвлечения в той или иной степени базируются на заводнении. Среди них можно выделить четыре основные группы [4]: 1) гидродинамические методы – циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости; 2) физико-химические методы – заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочей, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов); 3) газовые методы – водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления; 4) тепловые методы – вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя нефти. Целями курсовой работы является анализ гидродинамических моделей методов повышения нефте- и газоконденсатоотдачи пластов, выбор оптимальной, для дальнейшего использования на практике. Задачами курсовой работы является: - анализ гидродинамических моделей методов повышения нефте- и газоконденсатоотдачи пластов; - расчет гидродинамической модели; - вопросы практического использования полученных результатов. 1.2. Гидродинамические методы повышения нефте- и газоконденсатоотдачи пластовРассмотрим и проанализируем более подробно основные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи месторождений. Характерная особенность данных методов заключается в неизменности системы расстановки нагнетательных и добывающих скважин, а также в отсутствии необходимости использовать дополнительные источники энергии, вводимые в пласт для извлечения остаточной нефти. Данные методы функционируют чаще всего при заводнении нефтяных пластов и направлены на дальнейшую интенсификацию естественных процессов нефтеизвлечения. Нестационарное (циклическое) заводнение Впервые гипотеза об эффективности нестационарного заводнения была сформулирована в конце 50-х гг. XX в. [5]. Применен данный метод был впервые на Губкинском месторождении Куйбышевской области в 1964 г., где дал хорошие результаты и в последующее время быстро распространился на другие месторождения Куйбышевской области и Татарской АССР. С начала 70-х гг. метод стали внедрять на нефтянных месторождениях Тюменской области (Усть-Балыкском, Западно-Сургутском и др.). Суть метода циклического воздействия заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, по проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью, вызванной этими видами неоднородности, искусственно создается нестационарное давление [6]. Оно достигается с помощью периодического изменения режима работы залежи путем остановки и возобновления закачки воды и отбора, благодаря чему более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует проникновению воды в области пласта, которые ранее не поддавались воздействию [7]. Циклическое заводнение эффективно применяется на месторождениях, где используется обычное заводнение, особенно в гидрофильных коллекторах, которые капиллярно лучше удерживают внедрившуюся в них воду, а также для мощных слоисто-неоднородных пластов и трещиновато-пористых коллекторов. В неоднородных пластах эффективность циклического заводнения выше, чем эффективность обычного заводнения. Это обусловлено тем, что в условиях заводнения неоднородного пласта остаточная нефтенасыщенность участков пласта с худшими коллекторскими свойствами существенно выше, чем нефтенасыщенность основной заводненной части пласта. При повышении давления упругие силы пласта и жидкости способствуют внедрению воды в участки пласта с худшими коллекторскими свойствами, капиллярные же силы удерживают внедривщуюся в пласт воду при последующем снижении пластового давления. В результате нестационарного воздействия, изменяющегося во времени воздействия на пласты, в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых нефтенасыщенных участках, поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, т.е. при увеличении объема нагнетания воды или снижении отбора жидкости, возникают положительные перепады давления – в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных ниже. При снижении давления в пласте, т.е. при уменьшении объема нагнетательной воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления – в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте, направленное на выравнивание насыщенности и устранение капиллярного неравновесия на контакте нефтенасыщенных и заводненных зон, слоев, участков. Возникновение знакопеременных значений давления между слоями разной насыщенности способствует ускорению капиллярной, противоточной пропитки водой нефтенасыщенных зон (слоев) – внедрению воды из заводненных зон в нефтенасыщенные по мелким порам и перетоку нефти, из нефтенасыщенных зон в заводненные по крупным поровым каналам. Без знакопеременных перепадов давления между зонами с разной насыщенностью самопроизвольно капиллярный противоток жидкостей происходить не может в силу переменного сечения поровых каналов, в которых капиллярное вытеснение нефти водой носит прерывистый характер. Циклическое воздействие на пласты способствует преодолению прерывистого характера проявления капиллярных сил, выравниванию насыщенности, т.е. повышению охвата заводнением неоднородных пластов. Изменение направления потоков жидкости между скважинами усиливает этот процесс повышения охвата пластов заводнением [6]. Поскольку при практическом внедрении циклического заводнения чаще всего не удается одновременно прекратить закачку или отбор во всех скважинах, изменяют направления фильтрационных потоков. Циклическое (нестационарное) заводнение является одним из эффективных гидродинамических способов увеличения нефтеотдачи и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти. Эффективность метода заключается в процессе гидродинамического внедрения воды в слабопроницаемые элементы залежи за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды, и в капиллярном замещении нефти водой в малопроницаемых зонах пласта. Данный метод заводнения используется на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Важными достоинствами метода являются простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность. Метод перемены направлений фильтрационных потоков В процессе проведения заводнения нефтяных пластов, особенно неоднородных, в них постепенно формируются поле давления и характер фильтрационных потоков, при которых отдельные участки пласта оказываются не охваченными активным процессом вытеснения нефти водой. По мере появления в добывающих скважинах воды и роста обводненности заводненные зоны образуют изолированные островки, вытеснение нефти из которых происходит только за счет капиллярной пропитки пластов водой. Поскольку эти процессы протекают медленно, снижается общая эффективность разработки. Размеры и местоположение зон, не охваченных заводнением, зависят не только от неоднородности пластов, но и от расстановки добывающих и водонагнетательных скважин, а также от общей гидродинамической обстановки в пласте, определяемой забойным давлением в скважинах и закачкой жидкости из них. Стабильная гидродинамическая обстановка в пласте обусловливает малую подвижность нефти в застойной зоне [8]. Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных заводнением зон пласта необходимо изменить общую гидродинамическую обстановку в нем, что достигается перераспределением отборов и закачки воды по скважинам [9]. В результате изменения закачки меняются направленность и величины градиентов давления, за счет чего на участки, ранее не охваченные заводнением, воздействуют более высокие градиенты давления, и нефть из них вытесняется в заводненную, проточную часть пластов, чем достигается увеличение нефтеотдачи. Но в отличие от циклического заводнения метод перемены направления фильтрационных потоков не требует обязательной остановки добывающих или нагнетательных скважин. При реализации метода наряду с изменением отбора и закачки практикуется периодическая остановка отдельных скважин или групп добывающих и нагнетательных скважин [10]. Скважины можно периодически останавливать через одну или парами. Метод предполагает одновременное ограничение отбора в одних скважинах и увеличение в других. Этот же принцип применяется для водонагнетательных скважин. Для формирования программ циклического заводнения и метода перемены направлений фильтрационных потоков следует учитывать календарь климатических условий. Не рекомендуется остановка добывающих и водонагнетательных скважин в зимний период на территориях с минусовыми температурами, так как возможно замораживание воды в трубопроводах. Создание высоких давлений нагнетания Применение высоких давлений нагнетания обеспечивает: увеличение текущих дебитов скважин и пластового давления; снижение обводненности продукции за счет более интенсивного притока нефти из малопроницаемого пропластка; уменьшение влияния неоднородности коллектора за счет относительно большего увеличения приемистости малопроницаемого пропластка по сравнению с высокопроницаемым; повышение текущей нефтеотдачи при существенно меньшем расходе воды за счет вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти. Форсированный отбор жидкостей Форсированный отбор жидкостей применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75 %. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы [10]. Таким образом, технология проведения форсированного отбора жидкости заключается в постоянном увеличении отборов пластовой жидкости, за счет чего создается перепад давления между пропластками с различной проницаемостью. В результате нефть из нефтенасыщенного (низкопроницаемого) пропластка вовлекается в гидродинамический поток и выносится к добывающей скважине. Ученые Н.А. Черемисин, В.П. Сонич, Ю.Е. Батурин [11] связывают положительное влияние форсированного отбора жидкости на нефтеотдачу пластов с увеличением коэффициента вытеснения нефти водой благодаря действию следующих факторов: – в гидрофильных коллекторах при увеличении скорости потока происходит вовлечение в разработку капиллярно-защемленной нефти; – в гидрофобных коллекторах в результате увеличения отборов жидкости происходит более эффективный доотмыв пленочно-связанной нефти. Форсированный отбор – наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Первое сообщение об использовании этого метода на месторождениях Чечено-Ингушской АССР сделано В.Н. Щелкачевым в 1945 г. В Западной Сибири этот метод повышения нефтеотдачи пластов применялся на Мегионском, Самотлорском, Мамонтовском, Усть-Балыкском, Приразломном, Приобском месторождениях [12, 13]. В последующие годы метод получил внедрение на месторождениях Апшеронского полуострова и в настоящее время используется на многих нефтепромыслах. На практике разработаны основные подходы к успешному внедрению метода. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит скважин на 30–50 %, а затем – в 2–3 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для применения форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи и использование газлифта, эффекта подъема жидкости за счет энергии смешанного с ней газа под давлением [10]. Техника форсирования отборов может быть самой различной: штанговые насосы при полной загрузке оборудования, электронасосы, рассчитанные на большие подачи, и др. Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин и снижении Рзаб. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Условия эффективности: а) обводненность продукции не менее 80–85 %; б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения дебитов. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30–50 %, а затем – в 2–4 раза. Гидравлический разрыв пласта Если еще несколько лет назад гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяли главным образом в качестве технологии интенсификации добычи или закачки, то сегодня акценты заметно смещаются в область повышения нефтеотдачи и водоприема пластов, что способствует вовлечению в разработку дополнительных трудно извлекаемых запасов на месторождении [14]. В настоящее время ГРП является наиболее результативным геолого-техническим мероприятием, обеспечивающим кратное увеличение добычи и закачки как в низкопроницаемых коллекторах, так и коллекторах с хорошей проницаемостью. Это обеспечивает более полный охват и введение в разработку новых запасов, а также стимулирует разработку в целом по месторождению. С момента внедрения гидроразрыв пласта (ГРП) был и остается одним из основных инженерных инструментов увеличения производительности скважин. Эффект достигается за счет: – создания проводящего канала (трещины) через поврежденную (загрязненную) зону вокруг скважины с целью проникновения за границы этой зоны; – распространения канала (трещины) в пласте на значительную глубину с целью дальнейшего увеличения производительности скважины; – создания канала (трещины), который позволил бы изменить, повлиять на течение флюида в пласте. Перечень существующих технологий ГРП. Стандартный ГРП. Нагнетание в пласт геля с увеличивающимся во времени расходом до разрыва пласта, развитие трещины при постоянном режиме нагнетании геля (2–5 м3/мин), заполнение трещины проппантом (рис. 1) при повышении его концентрации в геле (до 1500 кг/м3) общей массой до 50 т.  Рисунок 1 - Закачка проппанта в трещину Область применения. Продуктивные пласты толщиной до 15 м, проницаемостью более 0,040 мкм2, малой расчлененностью с экранами большой (более 10 м) толщины, фронт вытеснения – не ближе половины расстояния между скважинами. Кроме стандартного ГРП существуют следующие разновидности технологий ГРП: – повторный ГРП; – объемные ГРП – нагнетание в пласт геля с проппантом с общей массой от 50 до 100 т, продуктивные пласты толщиной до 20 м; – селективный ГРП; – кислотный ГРП для карбонатных коллекторов с дополнительной закачкой оторочки концентрированной кислоты перед стадией заполнения трещины проппантом. В общем случае ствол скважины разрушается, т.е. горная порода растрескивается под воздействием гидравлического давления рабочей жидкости, при этом возникает «гидравлическая» трещина. Вектор напряжения лежит в горизонтальной плоскости и приводит к расщеплению пород в вертикальной плоскости (рис. 2).  Рисунок 2 - Профиль напряжений Образование и развитие трещины на ранних стадиях приводит к тому, что площадь сечения пласта начинает увеличиваться. Как только закачка будет остановлена, трещина закроется и мы не получим в пласте новых зон притока. Чтобы этого не допустить, в рабочую жидкость ГРП добавляют закрепляющий агент (проппант), который вместе с рабочей жидкостью закачивается в трещину. Проппант остается на месте и не дает трещине закрыться, сохраняя на протяжении всего периода добычи проводящий канал, увеличивающий зону притока коллектора. Обычно в качестве проппанта используется песок или какой-либо гранулированный высокопрочный заменитель. При работе с карбонатными породами в качестве рабочей жидкости ГРП может быть использована кислота, которая растворяет породу, оставляя после себя каналы выщелачивания, уходящие далеко в глубь коллектора. Техника для гидравлического разрыва пласта. Перед гидроразрывом пласта устье скважины оборудуется специальной арматурой типа 1АУ-700 или 2АУ-700, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. При разработке газоконденсатных месторождений пластовая вода поступает в скважину, что приводит к накоплению жидкой фазы как в самой скважине, так и в призабойной зоне пласта (ПЗП). По мере разработки месторождения количество жидкой фазы в ПЗП увеличивается. Накопившаяся жидкость в виде конденсата и воды, проникая в пласт, существенно увеличивает фильтрационное сопротивление в ПЗП, снижая дебит газа и конденсата. Именно поэтому одним из главных способов повышения конденсатоотдачи пласта является снижение накопления жидкой фазы в ПЗП. Существуют различные методы «осушки» скважины: применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) в качестве диспергатора потока газа и жидкости для его перевода в эмульсионную структурную форму, что ведёт к образованию устойчивой пены; применение метанола для снижения плотности воды и ее выноса; изоляция водонасыщенных коллекторов или каналов притока воды в пласт. Однако, как показала практика, внедрение этого способа на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) является нецелесообразным – зоны водопритока из-за высоких пластовых давлений в водоносном пласте не подаются кольматации, т. к. кольматант является блокирующим агентом, который легко проникает в коллектор, перекрывая доступ пластового флюида в скважину. Анализ водопритока в скважинах АГКМ и выноса жидкой фазы на поверхность показал, что этот процесс связан с месторасположением башмака насосно-компрессорной трубы (НКТ). Рассмотрим три варианта расположения башмака НКТ в скважинах АГКМ (рис. 3).  Рисунок 3 -Схема конструкций скважины − при расположении башмака НКТ в случаях а и б (рис. 3) нижняя часть эксплуатационной колонны заполняется жидкостью, т. к. скорость потока газа недостаточна для выноса жидкости из эксплуатационной колонны. Она на порядок ниже скорости в НКТ; − когда НКТ располагается вблизи забоя (рис. 3, в), поток газа выносит жидкость из эксплуатационной колонны и скважина работает с высоким устойчивым дебитом длительное время, несмотря на значительное снижение пластового давления и поступление воды в скважину. Однако и в варианте на рис. 3, в имеются недостатки: − несмотря на то, что при большом водопритоке скважина будет функционировать продуктивнее и будет наблюдаться снижение дебита газа, может произойти заполнение жидкостью эксплуатационной колонны против зоны перфорации, что может привести к самозадавливанию скважины; − при кольцевой форме потока не вся энергия пластового газа используется для ее выноса, вследствие чего часть жидкости стекает на забой, приводя к снижению дебита газа и конденсата. В то же время можно добиться дисперсной формы потока путем использования энергии пластового газа, накапливающегося в затрубном пространстве. Этого можно достичь установлением второго ряда НКТ на башмаке фонтанного подъемника. В результате газ, скопившийся в затрубном (подпакерном) пространстве, будет поступать по кольцевому сечению, образованному двумя рядами НКТ, во внутреннее пространство фонтанного подъемника через отверстия, расположенные в нижней части НКТ. В этом случае необходимо увеличивать объемное газосодержание и переводить скважину на дисперсный режим работы, предотвращая сток жидкой фазы на забой скважины. Тогда газ, поступающий из пласта, будет выполнять полезную работу, обеспечивая более высокую скорость подъема газа и извлечения конденсата из ПЗП и самой скважины. Этот метод «осушки» скважины может быть осуществлен с помощью «обратного» газлифта. В результате его использования создается дисперсная структурная форма потока газа и жидкости в самой нижней части НКТ, предотвращающая сток жидкости на забой скважины и обеспечивающая максимальное использование энергии пластового газа на вынос жидкой фазы. Конструкция «обратного» газлифта приведена на рис. 4.  Рисунок 4 - Схема скважины с использованием «обратного» газлифта Преимущества «обратного» газлифта: − весь газ, поступающий из пласта, будет выполнять полезную работу и обеспечивать более высокую скорость подъёма и извлечения жидкости из ПЗП; − жидкостные пробки будут разрушаться газом; − наружная поверхность НКТ, расположенная ниже пакера, не будет подвергаться интенсивной коррозии; − дебит скважины будет увеличиваться за счет снижения забойного давления и увеличения депрессии на пласт. Преимущества данного способа «осушки» скважины очевидны, в связи с чем на обводненных скважинах рекомендуется устанавливать на НКТ «обратный» газлифт. Как видно из рис. 4, конструкция обратного газлифта проста, и его можно использовать на АГКМ, а также на других месторождениях газа, конденсата, нефти и газа. 2. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕ- И ГАЗОКОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТОВ2.1 Гидродинамические расчетыОпределение величины пластового давления на уровне верхних отверстий фильтра по показаниям устьевого манометра закрытой нефтяной (газовой) скважины. Исходные данные:
Решение:
 МПагде см – плотность водонефтяной смеси, рассчитывается по формуле.  кг/м3
 МПа e – основание натуральных логарифмов, е = 2,718 Ответ: 22 МПа 2. Определение приемистости нагнетательной скважины Исходные данные:
Решение:1. Определяют количество нагнетаемой в скважину воды за сутки: Q /наг =  м3/сутгде μв – вязкость воды, Па*с, μв = 10-3 Па*с Предварительно определяем давление на забое нагнетательной скважины. Так как расход жидкости неизвестен, давление на забое определяется приближенно без учета потерь на трение: P’заб = ±Pгеод + *q*Hф*10-6 + Ркнс= 0,26+1000*9,8*1350*10-6+11 = 23,16 МПа где Ргеод – давление обусловленное разностью геодезических отметок КНС и скважины, МПа Ргеод = ±∆Нr*в*g*10-6=30*1000*9,8*10-6 = 0,26 МПа 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=11+0,26-5,5+1000*9,8*1350*10-6 =18,9 МПа где потери давления на трение определяются по формуле Дарси – Вейсбаха: Ртр= 0,108*λ  МПагде в – плотность воды, кг/м3; λ – коэффициент гидравлического сопротивления, принимаем λ=0,02…0,03; d – внутренний диаметр НКТ (водовода), мм. Qнаг =  Ответ: 425м3/сут 3. ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕГидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости. [1] Интегрированные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти. Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия. По существующей классификации гидродинамических методов повышения нефтеотдачи на нефтегазоконденсатном месторождении Арниез применялись методы, относящиеся к первой группе. Это те методы, которые чаще всего применяются на промыслах ввиду своей простоты в технологии реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы. К первой группе относятся методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов. Ко второй группе относятся методы, направленные на вовлечение в разработку ранее недренированных или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты, степень влияния их на технико-экономические показатели разработки весьма высока и поэтому они обосновываются в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах [2]. На месторождении Арниез получили применение только методы первой группы, а именно многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы) и, как следствие, переход на другой продуктивный интервал (перестрелы) Количественное определение эффективности ГМПН пластов, т. е. добыча нефти за счет применения гидродинамического воздействия, производится путем сравнения с показателями базового варианта. Базовый вариант — это вариант разработки, который был бы реализован на данном объекте гидродинамического воздействия, если бы на нем не применялся рассматриваемый ГМПН пластов. Эффект от гидродинамического воздействия за данный интервал времени определяется как разность между фактической добычей нефти и добычей нефти по базовому варианту. Применение гидродинамических методов воздействия, относящихся к первой группе, приводит, в основном, к увеличению текущей нефтеотдачи пластов, но может в отдельных случаях повышать и конечный коэффициент извлечения нефти (если эти методы позволяют вовлечь в активную разработку слабодренируемые запасы нефти). Методы второй группы направлены, в основном, на вовлечение в активную разработку недренируемых или слабодренируемых балансовых запасов нефти и ведут к увеличению степени извлечения нефти из недр. Порядок проведения работ по определению эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (ГМПН) пластов Методы расчета технологических показателей по базовому варианту подразделяются на две основные группы: К первой группе относятся экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа. Ко второй группе отнесены методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов (постоянно-действующие геолого-технологические модели). На месторождении Арниез наличие значительной газоконденсатной части предопределяет в процессе разработки преимущественное проявление газонапорного режима. Для анализа эффективности применения ГМПН была рассмотрена группа скважин, информация по которой была удовлетворительной, и отражала качество работ и полученные по ним результаты, характеризовавшие весь объем проведенных мероприятий по месторождению в целом. В целом по работам КРС, направленным на увеличение текущего коэффициента нефтеотдачи, выявлено, что по скважинам получен положительный эффект, заключающийся в приросте добычи нефти при сравнении фактической добычи с базовым вариантом. Успешность составила 87,5 % от всего объема проанализированных работ. Однако данный факт не отражает экономический эффект от проведенных мероприятий, так как в анализе не проводились экономические расчеты, заключающиеся в сопоставлении прибыли от добытой нефти с расходами на проведение работ и эксплуатацию скважины. Необходимо отметить, что после проведенных работ по ограничению водопритока ни по одной скважине не наблюдался безводный период. Данная ситуация может быть связана с некачественным проведением работ, некачественным состоянием цементного кольца в результате чего могли возникнуть перетоки воды с других интервалов и с предположительно высокой депрессией на пласт. Таким образом, выявленные в результате анализа отрицательные результаты требуют поиска новых технологий по изоляции водопритоков и отказа от устаревших, а также проведения комплекса ГИС по определению состояния цементного кольца по всему действующему фонду скважин. Для более эффективной работы по капитальному ремонту скважины, направленному на изоляцию водопритоков, необходимо применять новые методы по снижению обводнения продуктивных интервалов. Сущность технологии с применением инвертной дисперсии КАвцгн заключается в следующем. В скважины, по которым произошел прорыв воды по высокопроницаемым каналам, закачивается инвертная дисперсия КАвцгн, после чего призабойная зона последовательно обрабатывается соляной кислотой и нефтяным растворителем с последующей выдержкой на реакцию. КАвцгн представляет собой стабилизированный гидрофобизированный цементно-глинистый раствор. Для успешного применения комплексной технологии на основе реагента КАвцгн требуется правильный выбор скважин, подлежащих воздействию. Выявляются добывающие скважины, в которых произошло обводнение добываемой жидкостью до 85 % — 99 % в течение короткого времени при наличии значительных текущих дренируемых запасов нефти. Выявление таких скважин проводится гидродинамическими и промысловыми исследованиями ЗАКЛЮЧЕНИЕПотребность в углеводородном сырье постоянно растет. Нефть стабильно пользуется спросом на мировом рынке. В современном мире она является сырьем для самых разных отраслей промышленности, поэтому борьба с проблемой извлечения остаточной нефти является актуальной и важной на данном этапе развития человечества. Современные методы повышения нефтеотдачи получили широкое промышленное применение и испытание. Согласно обобщенным данным потенциальные возможности увеличения нефтеотдачи пластов различными методами по России следующие: тепловыми методами – 15–30 %, газовыми – 5–15 %, химическими – 25–35 %, физическими – 9–12 %, гидродинамическими – 7–15 %. Преимущество гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пласта заключается в том, что они сравнительно просты в реализации и не требуют больших экономических затрат. Наиболее освоенный и часто применяемый из всех гидродинамических методов – форсированный отбор жидкости. Но производственные затраты, связанные с добычей нефти и газа, постоянно растут, вместе с тем цены на нефть снижаются, что приводит к тому, что экономическая привлекательность методов повышения нефтеотдачи снижается. В то же время при применении современных методов увеличения извлекаемых запасов из продуктивных пластов коэффициент извлечения нефти составляет в среднем 30–70 %, из них 20–25 % – при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии), а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) – 25–35 %. Таким образом, методы увеличения нефтеотдачи нефти повышают извлекаемые мировые запасы нефти в 1,5 раза, а это до 65 млрд т. По оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению коэффициента извлечения нефти. А повышение его, например, лишь на 1 % в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн т в год. Следовательно, можно утверждать, что востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи возрастает, и их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
|