Дипломный проект. методичка самост. Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич
 Скачать 1.31 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Иркутский национальный исследовательский технический университет» Методы интенсификации притока нефти Методические указания по выполнению самостоятельных работ Издательство Иркутского национального исследовательского технического университета 2018 2 УДК 622.276.6 Рекомендовано к изданию редакционно-издательским советом ИРНИТУ Рецензент канд. техн. наук, доцент кафедры нефтегазового дела ФГБОУ ВО «ИРНИТУ» Н.А. Буглов Методы интенсификации притока нефти: метод. указания по выполнению самостоятельных работ / сост.: В.Г. Заливин. – Иркутск: Изд-во ИРНИТУ, 2018. – 81 с. Соответствуют требованиям ФГОС ВО по направлению подготовки «Нефтегазовое дело». Предлагается методика проведения исследований, теоретический матери- ал, раскрывающий принцип основных работ по интенсификации притока нефти к скважине. Предназначены для студентов 4-го курса Института недропользования ФГБОУ ВО «ИРНИТУ», изучающих дисциплину «Методы интенсификации притока нефти» в рамках подготовки бакалавров. © ФГБОУ ВО «ИРНИТУ», 2018 3 Учебное издание Методы интенсификации притока нефти Методические указания по самостоятельной работе Составитель: Заливин Владимир Григорьевич В авторской редакции 4 Таблица 1 - Объем дисциплины Вид учебной работы Трудоемкость в академических часах (Один академический час соответствует 45 минутам астрономического часа) Всего Семестр №8 Общая трудоемкость дисциплины 144 144 Аудиторные занятия, в том числе: 52 52 лекции 13 13 лабораторные работы - - практические/семинарские занятия 39 39 Самостоятельная работа (в т.ч. курсовое проектиро- вание) 56 56 Трудоемкость промежуточной аттестации 36 36 Вид промежуточной аттестации (итогового кон- троля по дисциплине) Экзамен, Курсовой проект Экзамен, Курсовой проект Таблица 2 - Объем практических (семинарских занятий), семестр №8 № п/п Вид СРС Кол-во акад. ча- сов 1 Подготовка к практическим занятиям 39 2 Написание курсового проекта 10 3 Проработка отдельных разделов теоретического курса 7 Итого 56 1 Подготовка к экзамену 36 5 Оглавление ВВЕДЕНИЕ. ПРЕДМЕТ И ЗАДАЧИ КУРСА.......................................................... 7 Раздел 1. Классификация методов повышения нефтеотдачи. .............................. 10 1.1. Тепловые методы ............................................................................................ 10 1.1.1.Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения ........... 11 1.1.2.Вытеснение нефти паром ......................................................................... 12 1.1.3.Циклическое нагнетание пара. ................................................................. 14 1.1.4.Технология пароциклического воздействия .......................................... 14 1.1.5. Тепловые методы воздействия на пласт. ............................................... 14 1.2. Газовые методы. .............................................................................................. 19 1.2.1.Использование диоксида углерода для повышения нефтеотдачи пласта .............................................................................................................................. 20 1.2.2.Механизм вытеснения .............................................................................. 20 1.2.3.Способы закачки ....................................................................................... 21 1.2.4.Свойства диоксида углерода .................................................................... 22 1.2.5.Гидратообразование .................................................................................. 22 1.2.6.Коррозия ..................................................................................................... 23 1.2.7.Системы разработки .................................................................................. 23 1.2.8.Технология СО 2 для ПНО......................................................................... 24 1.2.9.Основные источники СО 2 ......................................................................... 24 1.2.10.Схема получения СО 2 из продукции газовых месторождений .......... 25 1.2.11.Системы транспортировки и закачки СО 2 ............................................ 26 1.3. Химические методы. ...................................................................................... 27 1.3.1. Заводнение С ПАВ ................................................................................... 27 1.3.2.Полимерное заводнение ........................................................................... 33 1.3.3.Применение биополимеров для увеличения нефтеотдачи ................... 35 1.3.4. Щелочное заводнение .............................................................................. 38 1.3.5. Воздействие на пласт мицеллярными растворами ............................... 39 1.3.6. Воздействие на пласты гелеобразующих .............................................. 40 композиций химреагентов ................................................................................. 40 1.3.7.Организация безопасного применения химреагентов ........................... 42 1.4. Гидродинамические методы. ......................................................................... 45 1.4.1. Разработка месторождений с использованием заводнения ................. 45 1.4.2. Циклическое воздействие при заводнении пластов ............................. 47 1.4.3. Размещение скважин ................................................................................ 48 1.4.4. Потребности в воде для заводнения нефтяных залежей ...................... 49 1.4.5. Контроль за заводнением. ....................................................................... 49 1.4.6. Методы борьбы с обводнением .............................................................. 50 1.4.7. Классификация изоляционных работ и методов изоляции ................. 50 1.4.8. Нарушения обсадных колонн и цементного кольца ............................. 52 1.4.9. Отключение отдельных пластов ............................................................. 52 1.4.10. Ограничение притока воды в трещиноватых и трещиновато- пористых пластах ............................................................................................... 53 6 1.4.11. Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах ............................................................................................................ 53 1.5. Группа комбинированных методов .............................................................. 54 1.5.1.Комбинация теплового воздействия с закачкой растворителя............. 54 1.5.2.Комбинированные технологии теплового воздействия на пласт с закачкой газа ....................................................................................................... 56 1.5.3.Закачка в пласт пара с пенообразующими добавками .......................... 56 1.5.4.Комбинированные технологии теплового воздействия с внутри- пластовой генерацией химических реагентов ................................................. 58 1.5.5.Характеристика азотсодержащих соединений, используемых в экспериментах ..................................................................................................... 59 1.5.6.Лабораторные исследования вытеснения нефти растворами азотсодержащих .................................................................................................. 61 соединений .......................................................................................................... 61 1.5.7. Комбинированные технологии теплового воздействия на пласт с закачкой ............................................................................................................... 66 гелеобразующих составов ................................................................................. 66 Раздел 2. Методы увеличения дебита скважины ................................................... 67 2.1. Электромагнитное воздействие..................................................................... 67 2.2. Волновое воздействие на пласт ..................................................................... 69 2.2.1. Импульсно-ударное и вибрационное воздействие ............................... 69 2.3. Плазменное воздействие (ПИВ) .................................................................... 70 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ............................................... 78 7 ВВЕДЕНИЕ. ПРЕДМЕТ И ЗАДАЧИ КУРСА Одной из проблем нефтедобывающей промышленности на протя- жении многих лет является увеличение объема извлекаемой нефти из продук- тивных пластов и темпов разработки нефтяных залежей. Эффективность работы добывающих и нагнетательных скважин во многом определяют характер процесса выработки нефтяных пластов. Каче- ственная и бесперебойная эксплуатация скважин зависит от геологических и технологических факторов. Под этим понимается эксплуатация их с дебитами нефти, равными потенциальным возможностям пласта при полном охвате его процессом фильтрации. Фактические дебиты нефти обычно бывают ниже по- тенциальных из-за снижения абсолютной и фазовой проницаемости пород при- забойной зоны под влиянием технологических факторов. В настоящее время в разработке находится большое количество ме- сторождений, представленных низкопроницаемыми коллекторами или коллек- торами разной проницаемости. Нагнетаемая в пласт вода прорывается к добы- вающим скважинам по высокопроницаемым прослоям и зонам, оставляя не вы- тесненной нефть в малопроницаемых слоях и зонах. В условиях прогрессирующего увеличения обводненности добыва- емой продукции и высокой выработки запасов все большее значение приобре- тают методы повышения нефтеотдачи пластов. За последние годы на место- рождениях нефтяных компаний Западной Сибири было испытано более 40 тех- нологий и их модификаций с целью воздействия на пласт и призабойную зону скважины. С каждым годом возрастает количество скважиноопераций, направ- ленных на повышение нефтеотдачи пластов, результатом чего является увели- чение дополнительно добытых объемов нефти. Удельная технологическая эффективность методов повышения нефте- отдачи пласта в ООО «Лукойл – Западная Сибирь» (тыс. тонн на 1 скважино- обработку) Таблица 1 Предприятие Методы Средняя удельная эффек- тивность Гидро- разрыв пласта Фи- зиче- ские Химиче- ские Гидродинами- ческие П ОП З ТПП «Ленге- панснефтегаз» 4.055 3.121 1.196 0.636 1.66 9 1.4 98 ТПП «Урайнефте- газ» 3.145 3.009 2.372 1.018 0 0.39 1.4 58 ТПП «Когалымнеф- тегаз» 18.044 10.86 4 3.024 1.993 0 0.64 3.1 88 8 ООО «Лукойл- Западная Сибирь» 7.898 6.043 2.058 1.039 0 0.83 1 2.1 68 Геологические запасы нефти известных месторождений мира достигают более 500 млрд.т., из них более 300 млрд.т. относятся к категории неизвлекае- мых современными методами разработки. Дополнительное извлечение из оста- точных запасов нефти 10-15% в среднем, или 30-40 млрд.т., возможно даже применяемыми в настоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому остаточные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях пред- ставляют собой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Для нашей страны, больше других применяющей при разработке метод заводнения нефтяных месторождений (до 72%), важное значение приобретает проблема извлечения остаточных запасов из обводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии раз- работки (обводненность продукции выше 90%), значительны. Снизить обвод- ненность продукции, повысить или хотя бы стабилизировать добычу на этой стадии – задача номер один для нефтедобывающей отрасли. Методы повышения нефтеотдачи пластовпредставляют собой усо- вершенствование обычных процессов разработки, а их теория – развитие и обобщение основных представлений теории многофазной фильтрации. Разработку нефтяных месторождений с использованием заводне- ния. Газовые методы воздействия для повышения нефтеотдачи пластов. Физико-химические методы воздействия. Воздействие на пласт физическими полями. Механические методы воздействия. Воздействие на призабойную зону скважин с целью повышения нефтеот- дачи различными методами. Все эти методы извлечения остаточных после заводнения запасов нефти могут применяться в виде различных модификаций. Они сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологически- ми, гравитационно-сейсмическими процессами, что требуют широких всесто- ронних исследований методов и их промысловых испытаний, прежде чем их промышленно применять. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить за счет расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие ре- зультаты получают при регулировании процесса стягивания контуров нефте- носности с целью повышения равномерности выработки различных частей за- лежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается при воздействиях на 9 забой скважин с целью увеличения дебита и выравнивания профиля притока флюида. Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки Процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии. I стадия – происходит разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений (ввод элементов разработки) в эксплуата- цию, добыча нефти растет, что обусловлено в значительной степени скоростью освоения. II стадия – характеризуется максимальной добычей нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно макси- мальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. III стадия – характеризуется резким падением добычи нефти и значитель- ным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). IY стадия – наблюдается постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин и неуклонное ее нарастание. Эту стадию называют завершающей стадией разработки. Нужно отметить, что описанная картина изменения добычи нефти из ме- сторождения в процессе его разработки будет происходить в том случае, когда технология разработки и система разработки остаются неизменными во време- ни. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на третьей или четвертой стадии может быть применена новая технология извлечения нефти. Нефтеотдача – это отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Факторы, влияющие на нефтеотдачу На процесс разработки залежей углеводородов оказывают влияние геоло- гические и технологические факторы. К геологическим факторам, определяющим эффективность разработки, относятся геологическая неоднородность залежей (эффективная толщина про- дуктивного пласта, песчанистость, расчлененность и их изменчивость), измен- чивость физико-химических характеристик пласта (пористость, проницае- мость). Технологические факторы: как система разработки (количество добыва- ющих и нагнетательных скважин, система их расположения), темп ввода зале- жи в разработку, темп отбора нефти оказывают значимое влияние на коэффи- циент извлечения нефти. Различают текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения. 10 Под текущим коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение ко- личества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам. Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества пред- полагаемой добычи нефти к начальным ее запасам. Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторожде- ний, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к начальным ее геологическим запасам. Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факто- ры, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде: К нефт. = К выт *К охв К выт. – коэффициент вытеснения нефти из пласта, К охв. – коэффициент охвата пласта разработкой. Следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения – величина, переменная во времени. Произведение К выт *К охв справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений. Впервые это представление было введено А.П.Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина К выт равна отношению количества извле- ченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлеченной в разработку. Величина К охв равна отношению запасов нефти, вовлеченных в разработ- ку, к общим геологическим запасам нефти в пласте. Нефтеотдача также зависит от температуры залежи, качества вскрытия пласта, от начальной нефтегазонасыщенности пор пласта, от степени и характе- ра механических изменений порового пространства коллекторов. Следователь- но, проблема кардинального повышения нефтеотдачи пластов – комплексная, она может быть решена с учетом всех факторов, формирующих нефтеотдачу для данной конкретной залежи. |