курсовая работа. Курсовая работа Ыклым. Курсовая работа тема курсовой работы Нестационарное заводнение. Уплотнение сеток скважин

• Название: Курсовая работа тема курсовой работы Нестационарное заводнение. Уплотнение сеток скважин
• Анкор: курсовая работа
• Дата: 25.01.2023
• Размер: 190.12 Kb.
• Имя файла: Курсовая работа Ыклым.docx
• Тип: Курсовая; #904733

Министерство науки и высшего образования РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Казанский национальный исследовательский технологический университет»

Кафедра Технологии синтетического каучука

Направление 21.03.01 Нефтегазовое дело, профиль «Эксплуатация и обслуживание технологических объектов нефтегазового производства»

Группа 5191-73
КУРСОВАЯ РАБОТА
Тема курсовой работы: Нестационарное заводнение. Уплотнение сеток скважин.

Зав.кафедрой_____________________________________ (Л.А. Зенитова)
Нормоконтролер_____________________________________(Н.Н. Шишкина)
Руководитель_______________________________________(Н.Н. Шишкина)
Студент__________________________________________( Ы. Аннамырадов )

Казань 2021 г.



ЛИСТ НОРМОКОНТРОЛЕРА

1. 
   Лист является обязательным приложением к пояснительной записке дипломного (курсового) проекта.
   
2. 
   Нормоконтролер имеет право возвращать документацию без рассмотрения в случаях:
   

- нарушения установленной компплетности;

- отсутствия обязательных подписей;

- нечеткого выполнения текстового и графического материала.

3. 
   Устранение ошибок, указанных нормоконтролером, обязательно.
   

ПЕРЕЧЕНЬ

замечаний и предложений нормоконтролера по дипломному (курсовому) проекту студента

__________ гр.5191-73, Ыклыма Аннамырадова _________________________

(группа, инициалы, фамилия)

Лист (страница)	Условное обозначение (код ошибок)	Содержание замечаний и предложений со ссылкой на нормативный документ, стандарт или типовую документацию

Дата__________________Нормоконтролер____________________ Н.Н.Шишкина___

(подпись) (фамилии, инициалы)

ЗАДАНИЕ
На курсовую работу студенту кафедры ТСК

__________________Аннамырадов Ы., гр. 5191-73 _______________________________

Тема курсовой работы Нестационарное заводнение. Уплотнение сеток скважин. _______________________________________________________________________________________________________________________

Исходные данные к курсовой работе

_Выполнить обзор современной литературы и патентных данных по теме курсовой работы_________________________________________________________________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

Содержание к расчетно- пояснительной записки (включая перечень подлежащих разработке вопросов, включая вопрос стандартизации и контроля качества)

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Перечень графического материала (схемной документации)

___________Презентация в формате MSPowerPoint________________________________ _____________________________________________________________________________

Консультанты ________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Дата выдачи задания « 13»_сентября_2021 г.
Руководитель ________________ ( _______Н.Н.Шишкина __ )

Содержание стр.

Список сокращений 5

Введение 6

1 Основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты 7

1.1 Технологические особенности нестационарного заводнения 8

1.2 Эффективность реализации процесса нестационарного заводнения 13

1.3 Выбор критериев применимости нестационарного заводнения 22

2 Уплотнение сетки скважин 25

3 Выводы 28

4 Список использованной литературы 29

Список сокращений

НЗ – нестационарное заводнение;

ГДМ – гидродинамическая модель;

ППД – поддержание пластового давления;

ЭО – эксплуатационный объект;

МУН – методы увеличения нефтеотдачи;

ПАВ – поверхностно-активные вещества;

КИН – коэффициент извлечения нефти;

МПН – межфазное поверхностное натяжение;

ППД – поддержание пластового давления;

ЦВ – циклическое воздействие;

ГИС – геофизические исследования скважин;

ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства;

ЭВМ – электронно-вычислительная машина;

ИНФП – изменение направления фильтрационных потоков;

НГДУ – нефтегазодобывающее управление;

КРС – капитальный ремонт скважин;

ОПЗ – обработка призабойной зоны;

ФОЖ - форсированный отбор жидкости;

ВНЗ - водонефтяной зоны;

ИНФ - изменении направления фильтрационных потоков;

ПОТ - потокоотклоняющие технологии.

Введение

В последние годы в России существенно 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.

Применяемая система заводнения не всегда учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу, в результате чего разработка многих месторождений характеризуется недостаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи, незначительными темпами отбора нефти и большим объемом попутно-добываемой воды.

В связи с этим важным направлением повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов является адаптация известных и создание новых технологий воздействия на пласты с учетом особенностей их строения и свойств, в первую очередь для условий месторождений, наиболее характерных для данного региона.

1 Основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты

Циклическое (нестационарное) заводнение является одним из эффективных гидродинамических способов увеличения нефтеотдачи и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти [1].

Эффективность метода определяется двумя неразрывно связанными процессами:

• 
  гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды;
  
• 
  капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды.
  

Наиболее эффективным применение метода является для мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов. Газонасыщенные маловязкие нефти являются наиболее подходящими для вытеснения их с помощью циклического заводнения [2].

Перечисленные свойства коллекторов и нефтей, благоприятные для применения метода циклического воздействия, связаны очевидным образом с внутренним механизмом рассматриваемого процесса.

Метод циклического (нестационарного) заводнения нашел широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность.

К настоящему времени накоплен достаточный опыт теоретических, экспериментальных и промысловых работ. Учитывая, что большинство месторождений находится или приближается к поздней стадии разработки, необходимо совершенствование и повышение эффективности технологии нестационарного заводнения применительно к этим условиям [2].

1.1 Технологические особенности нестационарного заводнения

В настоящее время применяются различные вариации и модификации методов гидродинамического воздействия. Применение того или иного метода обосновывается сложившимися условиями разработки объекта, техническими возможностями имеющегося оборудования и др. [3].

К основным видам нестационарного гидродинамического воздействия на пласт, выбор которых определяется геолого-физическими и технологическими условиями относят: отключение обводнившихся скважин или снижение отборов жидкости из них; увеличение градиентов давления в окрестности добывающих скважин путем снижения забойных давлений (форсирование отборов); увеличение расхода нагнетаемой жидкости по отдельным группам скважин для повышения градиентов давления в направлении, где имеется невытесненная нефть; рациональное снижение скорости фильтрации для интенсификации межслойного обмена фазами в пластах; периодическое снижение или прекращение закачки как способ реализации упругих проявлений в пласте; снижение пластового давления до давления насыщения для разгазирования оставшейся в обводненном пласте нефти; периодическое повышение давления нагнетания сверх критического при заводнении пластов, когда проницаемость зависит от давления [3].

Данные виды нестационарного воздействия могут сочетаться в различных вариантах при комплексном нестационарном заводнении и дополняться применением других. Эффективность метода нестационарного воздействия изучалась при различных условиях. Каждый из данных методов имеет определенные преимущества и недостатки.

Физический смысл нестационарного заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия на пласт, при котором создается распределение пластового давления. Наибольший эффект от применения нестационарного заводнения наблюдается в неоднородных продуктивных коллекторах. Периодическое изменение по величине и направлению перепадов давления в пропластках различной проницаемости приводит к проникновению закачиваемой воды в участки продуктивного пласта, неохваченные обычной закачкой, то есть в застойные нефтяные зоны.

На рисунке 1 схематично показаны принципы возникновения перетоков при проведении нестационарного заводнения [4].



Рис. 1. Схематичное изображение зоны эффективных для нестационарного заводнения вертикальных перетоков: а) 1 полуцикл: закачка воды; б) 2 полуцикл: остановка нагнетательной скважины или увеличение отбора на добывающей скважине
Образовавшиеся градиенты гидродинамических давлений между неоднородными по проницаемости слоями способствуют интенсификации перетоков жидкости из одних слоев в другие. Одновременно с этим происходит и изменение направления потоков воды. Все это способствует расширению границ вытеснения по толщине и простиранию продуктивных пластов. Таким образом, вовлекаются в разработку запасы нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных слоев, зон и блоков. Установлено, что чем выше сжимаемость пластовой системы, тем больше по величине должны быть градиенты давления и, соответственно, интенсивнее перетоки жидкости между неоднородными по проницаемости слоями нефтенасыщенных пород. На гидродинамические перетоки существенное влияние оказывают капиллярные силы. Оба эти процесса взаимосвязаны и дополняют друг друга.

Таким образом, в настоящее время все технологии нестационарного воздействия на пласт можно разбить на три группы:

1. 
   Технологии, основанные на изменении направления фильтрационных потоков (ИНФП). Технологии данной группы предусматривают воздействие на процесс фильтрации путем регулирования работы как нагнетательных, так и добывающих скважин (периодическая остановка, эксплуатация, снижение или увеличение отборов).
   
2. 
   Технологии, основанные на нестационарном (циклическом) заводнении (НЗ). Технологии данной группы предусматривают воздействие на пласт путем целенаправленного регулирования работы нагнетательных скважин (периодическая остановка, эксплуатация, снижение или увеличение объемов закачиваемой воды).
   
3. 
   Комплексные технологии нестационарного воздействия, которые могут включать элементы нестационарного заводнения или изменения направления фильтрационных потоков, и дополняться физикохимическими (например, применением поверхностно активных веществ, термическим или вибрационно-импульсным воздействием и др.) или гидродинамическими (регулирование системы ППД, оптимизация забойных давлений эксплуатационных скважин и др.) методами воздействия на пласт [5].
   

Нестационарное (циклическое) заводнение направлено на увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического изменения давления нагнетания воды. В результате в пласте возникают нестационарные перепады давления и сопутствующие нестационарные перетоки жидкости между слоями различной проницаемости [5]. Для увеличения охвата пласта нестационарным воздействием была исследована возможность подключения к нестационарной работе нагнетательных скважин периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин.

При запуске в работу нагнетательной скважины с увеличенной приемистостью и остановке добывающей скважины давление в высокопроницаемом прослое повышается быстрее со стороны как нагнетательной, так и добывающей скважин, и поток жидкости направляется из высокопроницаемого слоя в низкопроницаемый. При остановке нагнетательной скважины и пуске в работу добывающей давление в низкопроницаемом слое падает медленнее, происходит переток жидкости из низкопроницаемого слоя в высокопроницаемый.

Таким образом, при нестационарном заводнении нестационарные перетоки жидкости возбуждаются со стороны как нагнетательной, так и добывающей скважин.

Комплекс работ по внедрению методов циклической закачки, применяемых на месторождениях Западной Сибири, можно разделить на четыре этапа.

На первом этапе внедрения с помощью изменения частоты тока, подаваемого на электродвигатели насосного оборудования, по каждой добывающей скважине подбирается оптимальный режим работы, при котором скважина работает с наибольшим дебитом нефти стабильно. На этом этапе достигается наиболее полное вовлечение в разработку пласта в области радиуса дренирования.

На втором этапе применения наблюдается переход на ограничение объемов круглосуточной закачки воды и увеличение текущей месячной компенсации.

На третьем этапе циклическое заводнение осуществляется на основе модифицированных схем размещения скважин – переход от систем с рядным расположением добывающих и нагнетательных скважин к блочно-замкнутым и блоковым. В данном случае эффект от нестационарного воздействия на пласт сопровождается изменением направлений фильтрационных потоков, с целью вовлечения в процесс дренирования невыработанных удаленных зон.

На четвертом этапе нестационарное заводнение и изменение направлений фильтрационных потоков сопровождаются регулированием объемов закачки и уровней добычи по отдельным скважинам с применением физико-химических методов [7].

При проведении исследований на 2х физических моделях, были выбраны образцы керна одного из месторождений Западной Сибири. Керн терригенного типа. Проницаемость первой модели 0,215 мкм², второй-0,423 мкм². Пластовое давление создавалось-7 МПа, горное-30 МПа, вязкость нефти-1,68 МПа∙с.

Вытеснение проводилось путем прокачки 6-8 поровых объемов воды, до стабилизации коэффициента вытеснения. При достижении стабильных значений коэффициента вытеснения фильтрация прекращалась и осуществлялась смена гидродинамического режим путем ступенчатого увеличения закачки воды на входе в модель. Давление на входе в модель изменялось ступенчато: 7,06; 7,12 и 7,18 МПа. Результаты данных экспериментов показали, что после смены гидродинамического режима, т.е. ступенчатого повышения давления, режим вытеснения сопровождается высокими перепадами давления на участке стабилизации, что свидетельствует об изменении градиентов давления в поровой структуре и подключению к процессу вытеснения новых поровых каналов и капилляров [7]. После ступенчатого гидродинамического воздействия коэффициент вытеснения увеличился на 6,24% (при проницаемости -0,215 мкм²) и на 5,15 % (при проницаемости-0,423 мкм²).

Таким образом, при внедрении технологии циклического воздействия, для достижения максимального снижения остаточной нефтенасыщенности и повышения дополнительной добычи нефти, следует ступенчато увеличивать интенсивность каждого последующего цикла [7].

Технологическая эффективность работ, выраженная в виде дополнительной добычи нефти, оценивается по характеристикам вытеснения методом Камбарова.

1.2 Эффективность реализации процесса нестационарного заводнения

Эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой информации, но, несмотря на достаточный опыт применения нестационарного заводнения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало алгоритма предварительного выбора объектов разработки на основе анализа имеющихся геолого-физических характеристик.

Для реализации нестационарного воздействия необходимо выполнить классификацию объектов разработки, на основе методики критериального выбора объектов, для эффективного использования данного метода.

Суть методических положений о критериальном выборе пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения сводится к следующему.

Поскольку все продуктивные пласты могут быть охарактеризованы одними и теми же общепринятыми показателями (характеристиками) – песчанистость, зональная и послойная неоднородности, степень выработки запасов, то более эффективное проектирование и реализация нестационарного заводнения могут быть осуществлены на основе критериального анализа имеющегося набора геологических характеристик предполагаемого объекта [8].

Вначале все имеющиеся объекты делятся на три условных группы с различной степенью песчанистости – менее 0,29; 0,3-0,79 и более 0,8. После этого анализируется степень послойной неоднородности, в том числе расчлененность, а также степень выработки запасов. На последнем этапе определяется степень предпочтительности применения нестационарного заводнения на анализируемом участке, которая варьируется от 0 до 1.

Проведение анализа, систематизации и классификации объектов разработки для определения пригодности применения технологии нестационарного заводнения основывается на комплексе имеющейся исходной геолого-промысловой информации.

При первоначальном анализе объектов разработки учитывается размер залежи, наличие системы ППД и количество нагнетательных скважин. Объекты разработки, эксплуатируемые скважинами имеющие небольшие запасы нефти, в дальнейшей классификации не учитываются.

По результатам анализа геолого-физических характеристик и проведения классификации объектов разработки месторождений по предпочтительности применения нестационарного заводнения все рассматриваемые объекты можно разделить на 4 степени предпочтительности:

- высокая категория предпочтительности (0,6- 1);

- средняя категория предпочтительности (0,4 - 0,59);

- низкая категория предпочтительности (0,15 - 0,39);

- не пригодные для нестационарного заводнения [9].

Выбор участков для реализации нестационарного заводнения осуществлялся на основании анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин.

Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитываются средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах данного участка [9].
Изменение направлений фильтрационных потоков

Технология метода заключа­ется в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается из­менение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая сущность процесса состоит в следующем:

Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неус­тойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой.

Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пла­сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра­диенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внед­ряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось кото­рых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшаю­щейся водонасыщенности) [10].

Изменение направления фильтрационных потоков достига­ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, оча­гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных стан­ций и наличия активной системы заводнения (поперечные раз­резающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением.

Метод более эффек­тивен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки [11].
Форсированный отбор жидкости

Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) является методом увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, реализация которого осуществляется за счёт увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта. В результате проведения этого мероприятия зачастую снижается обводненность продукции скважин с высокой базовой обводненностью. Наиболее яркие результаты получены при анализе результатов ФОЖ на водоплавающих залежах.

На рис. 2 представлена динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых было проведено форсирование отборов [12].


Рис. 2. Динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых проведен форсированный отбор жидкости: 1 - средняя обводненность продукции; 2 - средний дебит жидкости; 3 - средний дебит нефти

На рис. 3 изображена динамика показателей эксплуатации форсированной скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Начало форсирования отборов на рисунках отмечено стрелкой. Обе динамики характеризуются снижением обводненности продукции с ростом среднего дебита жидкости. На рис. 3 отмечается и обратная закономерность –рост обводненности продукции при снижении дебита жидкости [12].


Рис. 3. Динамика показателей эксплуатации скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения: 1 - обводненность продукции; 2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти; 4 - дебит воды
Форсированный отбор жидкости достаточно эффективен на водонефтяных зонах, где имеются выдержанные глинистые перемычки между разнонасыщенными частями продуктивного разреза. Выдержанность глинистых перемычек является условием проявления описанной закономерности и подразумевается ниже при использовании терминов водоплавающей залежи и водонефтяной зоны (ВНЗ) [13].

В настоящее время отсутствует четкое определение целей и задач форсиро­ванного отбора жидкости. Существует мнение, что форси­рованный отбор - рациональный вариант разра­ботки нефтяной залежи на завершающем этапе, который надо проектировать, официально утверж­дать и обязательно выполнять. Для его проектиро­вания имеется все необходимое: методика, включа­ющая модель зонально и послойно неоднородного пласта, уравнения разработки нефтяной залежи, общий экономический критерий рациональности, методы решения обратных задач по определению основных параметров нефтяных пластов и практи­чески примененных систем разработки; современ­ная вычислительная техника и полученная индивидуально по скважинам информация об их эксплуа­тации: о дебитах жидкости и обводненности (сле­довательно, о дебитах нефти), забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Довольно странным представляется, что при на­личии всего этого проблема форсированного отбо­ра не исследована в полном объеме, а форсирован­ный отбор противопоставляется рациональному. На многих нефтепромыслах очень плохо обстоит дело с информацией об эксплуатации каждой сква­жины. В этих условиях для промысловиков более приемлем и понятен форсированный отбор, чем рациональный, ибо для форсированного отбора не нужна или почти не нужна информация. В услови­ях неполного объема информации об эксплуатации скважин многие нефтепромысловые работники не­поколебимо уверены, что лучше завысить произво­дительность глубинных насосов. При нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважи­нам рациональные отборы устанавливают форсиро­ванные, не осознавая, что часто увеличение отбора жидкости уменьшает отбор нефти на 10-20 % и более [13].

Действительное положение с информацией об эксплуатации скважин на нефтепромыслах в насто­ящее время несравненно хуже, чем 40-50 лет назад. В период широкого распространения и приме­нения во всем мире информационноемких техно­логий у наших нефтяников произошло попятное движение. Необходимо устранить отмеченный не­достаток, поскольку нет ничего экономически и технологически более эффективного, чем организа­ция по каждой скважине удовлетворительной точ­ности контроля и последующей оптимизации ре­жима эксплуатации скважин. При этом в текущей добыче нефти и в конечной нефтеотдаче пластов будет достигнут огромный эффект, значительно превысящий эффекты, достигаемые при использо­вании многих новых методов повышения нефтеотдачи. Увеличенные добыча нефти и нефтеотдача будут достигнуты при уменьшении затрат на 1 т до­бытой нефти.

При рассмотрении проблемы форсированного от­бора жидкости необходимо сравнить различные ва­рианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном ра­циональном максимальном забойном давлении на­гнетательных скважин и рациональном минималь­ном забойном давлении добывающих скважин. Нефтяные залежи по зональной и послойной нео­днородности нефтяных пластов, дебиту и запасам нефти, темпам извлечения запасов нефти, разбуривания и ввода в разработку являются средними, сходными со многими реальными нефтяными зале­жами [13].

При этом было показано, что при проектирова­нии разработки залежей нефти средней, повышен­ной и высокой вязкости обычно проектируется форсирование отбора жидкости. В дальнейшем при их разработке обязательно надо осуществлять за­проектированное форсирование. Форсированный отбор жидкости должен быть в рамках рациональ­ного варианта разработки нефтяной залежи.

Бесконт­рольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и ко­нечной нефтеотдачи пластов [13].

Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, так же может быть предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои [14].

Наиболее известными в практике являются технологии закачки различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла

(Предварительный анализ полученных результатов показывает, что средний удельный технологический эффект составляет 14 т дополнительно добытой нефти на 1 т жидкого стекла), а также обратных эмульсий. Эти технологии давно внедряются и широко используются нефтегазодобывающими предприятиями различных регионов России.

Итак, для получения обратных эмульсий используется маслорастворимый эмульгатор ЭКС-ЭМ с концентрацией от 1 до 4%, в качестве стабилизатора обратных эмульсий - хлористый кальций с концентрацией 1-4% (исходная концентрация водного раствора CaCl₂ составляла 30%). В качестве углеводородной фазы используется стабильный бензин, нефть (вязкость 2,2 мПа*с) либо смесь керосина с толуолом. Количество углеводорода в эмульсии составляет 20%, остальное водная фаза, представленная моделью пластовой воды с минерализацией 16 г/л (11,5 г/л NaCl и 4,5 г/л CaCl₂) [14].

В результате проведения физико-химических исследований эмульсионных систем было установлено, что с повышением температуры наблюдается понижение стабильности изученных эмульсий в несколько раз и при малых концентрациях ПАВ составляет 4-6 ч. При 60-80^оС с увеличением концентрации ПАВ в системе стабильность ОЭ увеличивается в 2-4 раза.

Дальнейшие фильтрационные исследования проводится со следующим составом обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатор ЭКС-ЭМ – 3, CaCl_2, - 3, нефть – 20 и минерализованной (16 г/л) воды - 74.

Оценка фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводится на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см с учетом проведенных физико-химических исследований. Проницаемость пористой среды в опытах составляет 0,35-0,42 мкм². В качестве пористой среды используеся дезинтегрированный керн пласта. Подготовка к опытам осуществляется по стандартным методикам.

В ходе проведения опытов определились следующие параметры: пористость, проницаемость, подвижность воды при 100% насыщенности и остаточной нефти, начальная, остаточная и конечная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой, изменение подвижности при закачке эмульсии, прирост коэффициента вытеснения нефти, коэффициент изоляции.

Температура проведения опытов составляла 60 и 80^оС, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 ч.

В результате экспериментов получено, что прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21 – 0,32.

Коэффициент изоляции (отношение подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности к подвижности воды после закачки эмульсии) составил 1,93-2,07 при температуре опытов 80^оС и 2,35-2,54 – при 60^оС, т. е. изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах. Аналогичный вывод справедлив и в отношении прироста коэффициента нефтевытеснения, который изменяется в диапазоне 0,29-0,32 при температуре 60 ^оС и 0,21-0,25 – при температуре 80^оС.

Это дает основание предположить, что после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.

К примеру, после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой ( (%) : эмульгатор ЭКС-ЭМ - 3; нефть - 20; CaCl₂ - 3; остальное – вода с минерализацией 16 г/л.) произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды [14].

1.3 Выбор критериев применимости нестационарного заводнения

Для определения области эффективного применения нестационарного заводнения были выделены две группы критериев применимости: геологические критерии и промыслово-технологические критерии. Среди геологических критериев выделяют: слоистую (проницаемостную) неоднородность пласта, гидродинамическую связность прослоев, трещиноватость пластов, вязкость нефти, площадную неоднородность, упругоемкость пластовой системы, текущую нефтенасыщенность на момент применения технологии. К промыслово-технологическим критериям относят: амплитуду и период высокочастотных колебаний давления, сочетание циклического заводнения с методом перемены направлений фильтрационных потоков, сформированность системы разработки и систему размещения скважин [15].

Исследование влияния критериев применимости нестационарного заводнения на эффективность выработки запасов выполняется в несколько этапов: анализ геолого-физической характеристики рассматриваемого пласта; формирование набора гидродинамических моделей; проведение расчетов технологических показателей разработки при стационарном заводнении для рассматриваемого набора гидродинамических моделей; проведение расчетов технологических показателей при заданных параметрах технологии нестационарного заводнения для оценки влияния промыслово-технологических критериев применимости на эффективность метода; анализ результатов гидродинамического моделирования, включающий зависимости относительного прироста накопленной добычи от заданных геолого-физических свойств пласта и параметров технологии нестационарного заводнения [15].

Анализ геолого-физической характеристики пласта представляет собой оценку полноты геолого-промысловой информации об исследуемом объекте. Для создания гидродинамических моделей и проведения расчетов технологических показателей разработки используются данные: абсолютная отметка кровли пласта, абсолютная отметка водонефтяного контакта (ВНК), начальное пластовое давление, давление насыщения газом, коэффициент сжимаемости породы и другие. Система размещения скважин и расстояние между ними соответствует размещению и плотности сетки скважин, реализованной на рассматриваемом объекте.

На основании лабораторных исследований, а также успешного практического применения нестационарного воздействия на месторождениях, выделены основные критерии потенциально перспективных для данной технологии объектов:

1. Высокая микро-и макронеоднородность продуктивных пластов: высокая расчлененность (3-4 ед. и выше), зональная неоднородность (наличие зон снижения проницаемости или полного выклинивания коллектора), значительные отличия ФЭС прослоев (различия пропластков по проницаемости в 4 и более раз);

2. Наличие гидродинамической связи между неоднородными прослоями и зонами пласта, что обеспечивает перетоки воды при изменении градиентов давления);

3. Залежь должна обладать достаточно высокой упругоемкостью, за счет физических характеристик пластового флюида (высокая сжимаемость нефти, наличие выделившегося свободного газа в пласте);

4. На основании результатов практического применения наилучшие результаты при внутриконтурном заводнении, с расстоянием между линией нагнетания и зоной отборов не более 700 м;

5. Наличие подвижных остаточных извлекаемых запасов.

После выбора потенциально перспективного объекта на основании геолого-геофизических характеристик, необходимо определиться с технологией проведения циклического воздействия. Важнейшими технологическими параметрами нестационарного воздействия являются продолжительность полуцикла и амплитуда колебаний давлений [16].

2 Уплотнение сетки скважин

В последние годы отмечается увеличение проектных величин КИН по месторождениям РФ. Это происходит как по «старым» нефтедобывающим провинциям, с длительной историей разработки месторождений, так и по относительно «новым». Понижение величины КИН в целом по стране вполне объяснимо изменением так называемой структуры запасов нефти, а именно увеличением доли запасов нефти и объемов ее добычи по регионам с более сложными рельефом, климатическими, а также геологическими условиями: низкопродуктивными пластами и более глубоко залегающими залежами. В объеме добычи нефти за прошедшие десятилетия с падением добычи в европейской части страны и на Урале, в освоенных регионах с хорошей инфраструктурой, значительно возросла роль месторождений Западной Сибири [17].

В Советском Союзе еще с конца 70-х годов проблеме увеличения КИН уделялось значительное внимание. Потрясения в экономике в период известных событий конца 90-х годов вызвали катастрофическое сокращение объема внедрения методов увеличения нефтеизвлечения (МУН). К сожалению, в последнее десятилетие в России отсутствует официальная статистическая отчетность по объемам и эффективности применения современных МУН. Согласно различным оценкам [17], число проектов с реализацией действительных МУН, таких, как закачка газа, водогазовое воздействие, термические способы нефтеизвлечения и остальные так называемые методы «третичной» разработки месторождений, в последнее время снижалось, и объем дополнительной добычи нефти от их применения в общей добыче нефти практически незаметен.

Основным методом воздействия на нефтяные пласты в России является заводнение. Представляется возможным условно объединить все существующие методы воздействия на охват пласта в четыре группы:

• 
  воздействие сеткой скважин:
  
  • 
    уплотнение сетки скважин;
    
  • 
    горизонтальные скважины;
    
  • 
    боковые стволы;
    
• 
  гидравлический разрыв пласта;
  
• 
  гидродинамические методы;
  
• 
  потокоотклоняющие технологии (иногда их называют «физико-химическими методами заводнения»).
  

Первые две группы методов направлены, в основном, на вовлечение в разработку несвязанных зон прерывистых пластов, тогда как две вторые – на увеличение эффективности охвата связанных, но неоднородных коллекторов [18].

Уплотнение сетки скважин в процессе разработки довольно широко использовалось на месторождениях практически всех нефтедобывающих регионов России. В большинстве случаев уплотняющее бурение оказалось эффективным, хотя отмечались также и неудачные примеры попыток увеличения охвата пласта уплотняющими скважинами. Эффективность данного способа воздействия на залежи нефти зависит от многих факторов, включая геологическое строение, неоднородности и прерывистости пластов месторождений, реализуемую систему разработки, вид и плотность сетки скважин, степень выработки пласта к началу осуществления уплотняющего бурения.

В то же время поразительно хорошие эффекты от бурения уплотняющих скважин наводят на мысль о том, что, возможно, на этих месторождениях были использованы слишком редкие первоначальные сетки скважин или были возможности для выделения в эксплуатационные объекты меньшего количества пластов, то есть уплотнение, по сути, было корректировкой проектной сетки скважин. Тем не менее уплотнение сетки скважин при верном учете всех геологических и технологических факторов является одним из наиболее действенных методов увеличения охвата пласта [19].



Рис. 5. Ввод горизонтальных скважин по годам в России

3 Выводы

1. Нестационарное воздействие на пласты способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи за счет повышения охвата их заводне­нием. Эффект от нестационарного воздействия на пласты увеличи­вается с повышением гидрофильности пласта (смачиваемости), микронеоднородности пористой среды, проницаемостной (слои­стой) неоднородности, сообщаемости слоев, а также с увеличе­нием амплитуды колебания давления нагнетания воды и с при­менением процесса на более ранней стадии заводнения.

2. Применение метода нестационарного воздействия совместно с технологией изменения направления фильтрационных потоков с подбором оптимального режима закачки в зависимости от конкретных геолого-физических условий нефтяной залежи, имеет высокую технологическую и экономическую эффективность, так как практически не требует больших капитальных затрат на переустройство системы поддержания пластового давления и иных затрат на реализацию данного метода.

4 Список использованной литературы

1 Шарбатова И.Н. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты / И.Н. Шарбатова, М.Л. Сургучев. - М. Недра, 1988, 121 с.

2 Рузин Л.М. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика): учебное пособие / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк. – Ухта: УГТУ, 2014. – 127 с.

3 Слюсарев Н.И. Технология и техника повышения нефтеотдачи пластов: учебное пособие – Спб: Издательство СПГИ, 2003. – 78 с.

4 Сургучёв М.Л. Методы извлечения остаточной нефти / М.Л. Сургучёв, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин. – М. : Издательство Недра, 1991. – 347 с.

5 Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) и методы повышения нефтеотдачи (МУН) и газоотдачи [Электронный ресурс] // neftegaz.ru. URL: https://neftegaz.ru/tech-library/tekhnologii/141811-nefteotdacha-koeffitsient-izvlecheniya-nefti-kin- i-metody-povysheniya-nefteotdachi-mun/ (Дата обращения: 04.07.2022).

6 Кашапова Г.Р. Нестационарное воздействие, направленное на увеличение нефтеотдачи пластов // Г.Р. Кашапова. - Журнал «PROнефть». - №1. – С. 54-59.

7 Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений / В.Е. Гавура. - М.ВНИИОЭНГ, 1995, 496 с.

8 Азаматов В.И. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа / В.И. Азаматов, Н.М. Свихнушин. - М: Недра-1976.-216 с.

9 Амелин И.Д. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии / И.Д. Амелин, М.Л. Сургучев, А.В. Давыдов. - М. Недра,1994. 308 с.

10 Ахметов З.М. Гидродинамические методы регулирования основа увеличения нефтеотдачи пластов и стабилизации добычи нефти. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий / З.М. Ахметов, A.M. Шавалиев. Казань. - Новое 3нание.-1998.360 с.

11 Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. - М: Недра, 1982, 312 с.

12 Слюсарев Н.И. Технология и техника повышения нефтеотдачи пластов: учебное пособие – Спб: Издательство СПГИ, 2003. – 78 с.

13 Крец В.Г. Основы нефтегазового дела: учебное пособие / В.Г. Крец, А.В. Шадрина. – Томск: Изд-во Томского политехничecкого унивepcитeта, 2010. – 182 с.

14 Листенгартен Л.Б., Шейнин В.Е. Нестационарное заводнение нефтегазовых месторождений / Л.Б. Листенгартен, В.Е. Шейнин. Нефтяное хозяйство № 12,1990,с.27-29.

15 Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М.Л. Сургучев. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

16 Алварадо В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения / В. Алварадо, Э. Манрик. Пер. с англ.: Фалалеев Б.Л., под ред. Палия А.О. – М: Премиум Инжиниринг, 2011. – 220 с.

17. Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с. (С. 25–27.)

18. Газизов А. А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 639 с.

19. Кожевников, Н. М. Уплотнение сетки скважин как один из способов повышения нефтеотдачи на Чутырско-Киенгопском месторождении / Н. М. Кожевников. - Текст : непосредственный // Молодой ученый. - 2019. - № 40 (278). - С. 181-183. - URL: https://moluch.ru/archive/278/62852/ (дата обращения: 04.07.2022).