Курсвой проект РиПНМ_Баклей-Леверетта. Курсовой проект по дисциплине Разработка и проектирование нефтяных месторождений

• Название: Курсовой проект по дисциплине Разработка и проектирование нефтяных месторождений
• Дата: 12.11.2022
• Размер: 0.99 Mb.
• Имя файла: Курсвой проект РиПНМ_Баклей-Леверетта .docx
• Тип: Курсовой проект; #784682
• страница: 5 из 5

Вывод по результатам проведенных расчётов.

Применив методику вычисления основных технологических показателей по модели непоршневого вытеснения Баклея-Леверетта получены следующие результаты:

1. 
   Участок №10 с использованием однорядной системы заводнения будет разрабатываться в течение 12 лет. Время безводного периода составит 2 года 8 месяцев или 938 дней.
   
2. 
   Извлекаемые геологические запасы нефти участка залежи составили 508555 .
   
3. 
   Конечный коэффициент нефтеотдачи по участку составил 0.368.
   
4. 
   Накопленная добыча нефти составила 187148.8 , накопленная добыча воды 637459.2 , накопленная добыча жидкости 824608 .
   
5. 
   Разработка участка велась до достижения значения обводненности в 98%.
   
6. 
   Накопленный ВНФ к 12 году разработки участка составил 2.0754.
   

Обводненность продукции к 7 году разработки достигает значения в 67% (график 3.6 красная вертикальная линия), что приводит к увеличению количества воды в потоке в связи с увеличением коэффициента фазовой проницаемости по воде.

Полученный КНО имеет низкое значение. Объясняется это тем, что в силу неоднородности продуктивного коллектора по проницаемости, значительная часть углеводородов остаётся в пласте в виде остаточной нефти макроуровня: целики нефти в пласте, непромытые пропластки, застойные зоны и линзы. Следовательно, для повышения КНО необходимо повысить охват пласта вытесняющим агентом (водой). С этой целью рекомендуется закачка загущенных жидкостей (полимерных растворов).

4. ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

1. 
   Общие сведения
   

Неоднородность продуктивных коллекторов по проницаемости – это одна из основных причин низкой эффективности вытеснения нефти из пласта, в результате которой снижается охват пласта вытесняющим агентом. Повышение вязкости нефти также усугубляет эту проблему.

Идея полимерного заводнения – загущение воды полимерными веществами с целью увеличения её вязкости, как следствие, снижение коэффициента вязкостной неустойчивости и увеличения коэффициента охвата пласта заводнением.

Закачка загущенной полимером водной оторочки способствует блокированию высокопроницаемых (обводненных) участков пласта, в результате чего происходит перераспределение поля давлений, что приводит к вовлечению менее проницаемых пропластков.

Различают полимеры следующих марок: 1. КМЦ (карбокси-метил-целлюлоза), 2. Пушер -500 (производство США), 3. CS-6 (производитель Япония).

2. 
   Полимеры. Физико-химические свойства полимеров.
   

Полимеры – вещества, обладающие специальными свойствами, обуславливающиеся наличием в них молекул гигантов цепного строения. Их молекулы состоят из последовательно чередующихся и химически связанных звеньев в виде цепочек, клубков, спиралей.

Различают линейную, разветвленную, сетчатую и циклическую структуры полимеров водных растворов. Образование указанных структур значительно повышает вязкость растворов полимеров даже при его низких концентрациях.

Физико-химические свойства полимеров:

1. 
   Реологические свойства полимерных растворов – для растворов полимеров выделяют 2 вида течения: а) ньютоновское течение, б) неньютоновское течение.
   
2. 
   Вязкость растворов полимера – изменяется в очень широких диапазонах в зависимости от процентного содержания полимеров в растворе. Пределы изменения вязкости полимерных растворов: [0.2; 2000] мПа‧ с и более.
   
3. 
   Стабильность реологических свойств полимеров – устойчивость к разрушению (деструкции). Разрушаясь, полимерный раствор уменьшает свою вязкость, что приводит к снижению эффективности воздействия на пласт. Подвергаются деструкции под воздействием температуры, высокого давления, химических и микробиологических факторов.
   

3. 
   Принципиальная схема закачки растворов полимера в пласт.
   

Закачка растворов полимера ведется при невысоком давлении. Необходимо учитывать пластовую температуру и степень минерализации воды и наличия в ней микроорганизмов.



Рисунок 4.1. Принципиальная схема закачки растворов полимера в пласт.

5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе анализа представленных в курсовом проекте материалов можно сделать следующие выводы:

1. 
   Ярактинское месторождение находится на второй стадии разработки, разрабатывается на газонапорном и частично водонапорном режиме.
   
2. 
   На нефтяной части залежи используется система ППД путем закачки воды с использованием однорядной схемы расположения скважин.
   
3. 
   Представлена модель непоршневого вытеснения Баклея-Леверетта. Приведено краткое математическое описание процесса вытеснения нефти водой по модели Баклея-Леверетта.
   
4. 
   Применительно к участку Ярактинского месторождения рассчитаны технологические показатели разработки по методике непоршневого вытеснения: участок №10 с использованием однорядной системы заводнения будет разрабатываться в течение 12 лет; время безводного периода составит 2 года 8 месяцев или 938 дней; извлекаемые геологические запасы нефти участка залежи составили 508555 ; конечный коэффициент нефтеотдачи по участку составил 0.368; накопленная добыча нефти составила 187148.8 , накопленная добыча воды 637459.2 , накопленная добыча жидкости 824608 ; разработка участка велась до достижения значения обводненности в 98%; накопленный ВНФ к 12 году разработки участка составил 2.0754.
   
5. 
   На основании результатов расчета технологических показателей разработки участка Ярактинского месторождения рекомендовано применение метода увеличения нефтеотдачи пласта в условиях высокой обводненности продукции скважин, а именно закачку загущенных жидкостей (полимерных растворов).
   
6. 
   Кратко приведены общие сведения о применении полимерных растворов, полимерах и их физико-химических свойствах, принципиальной схемой закачки полимерных растворов в продуктивный коллектор.
   

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

4. 
   Подсчет запасов и ТЭО КИН Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2008 г.
   
5. 
   Дополнение к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2008 г.
   
6. 
   Авторский надзор за реализацией дополнения к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2009.
   
7. 
   Дополнение к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2011 г.
   
8. 
   Дополнение к технической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, 2012 г.
   
9. 
   Дополнение к технологической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол Центральной нефтегазовой секции ЦКР РОСНЕДР по УВС №5871 от 25.12.2013 г.
   
10. 
    Проект пробной эксплуатации верхнетирского горизонта Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол Центральной нефтегазовой секции ЦКР РОСНЕДР по УВС №6109 от 16.12.2014 г.)
    
11. 
    Решение задач при проектировании разработки нефтяных месторождений: Учеб.пособие. / М.М. Кабиров, Г.А. Шамаев – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. – 124 с.
    
12. 
    Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласт (технологии и методы расчета). / Р.Р.Ибатуллин – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009. – 200 с.