Обоснование. ОБОСНОВАНИЕ + ЛИТРА. Обоснование предложенной технологии увеличения нефтеотдачи
 Скачать 39.2 Kb.
|
|
Обоснование предложенной технологии увеличения нефтеотдачи Существующая классификация методов увеличения нефтеотдачи делиться по типу рабочих агентов: физические, химические, тепловые, газовые и гидродинамические методы. Для рассматриваемого месторождения возможно применение химических МУН, которые подходят для нефтеносных пластов, с высокой обводненностью и низкой вязкостью нефти. Целью мероприятия является доизвлечения оставшихся неохваченных запасов. Месторождение с самого начала разрабатывалось при ППД путем закачки пластовой воды, поэтому можно утверждать вытеснение нефти происходило неравномерно (свойство воды, неоднородность пласта). На этом основании можно предположить, что в низкопроницаемых пропластках коллектора остались нефтенасыщенные зоны, не охваченные заводнением. В неоднородных пластах (по проницаемости), даже если нефть относится к категории маловязких, существует вероятность преждевременного прорыва агента вытеснения, так как движение происходит по наиболее проницаемым зонам, следовательно, пласт не полностью будет охвачен вытеснением. Чтобы эффективность заводнения была увеличена, можно воспользоваться химическим методом воздействия на продуктивный пласт [1]. Химические методы повышения нефтеотдачи пластов включают в себя вытеснение сырья с помощью растворов полимеров. При этом способе в воде растворяют полиакриламид, который значительно увеличивает вязкость закачиваемой воды и снижает ее подвижность и, как следствие, происходит повышение охват пласта, увеличение области вытеснения нефти по сравнению с обычным заводнением. Применение загустителей приведет к снижению расхода для заводнения, следовательно, снижению темпа обводнения. Некоторые критерии применимости полимерного заводнения приведены в таблице 3.1 [5]. Таблица 3.1 – Критерии выбора объекта для применения технологии полимерного заводнения
5.1 Описание технологии Рассмотренные в прошлой главе технологии увеличения нефтеотдачи на месторождениях аналогах, а конкретно, на Южно-Хыльчуюском месторождении, показывают необходимость применения потокоотклоняющих технологий с использованием полиакриламида, только с другим наполнителем, либо глина, либо древесная стружка, тогда будет образовываться более прочный и значительный по размеру адсорбционный слой, для предотвращения адсорбции полиакриламида карбонатной породой. Вовлечение в активную разработку остаточных запасов нефти сосредоточенных в неоднородных терригенных коллекторах месторождений АО "Татнефть" путем повышения их охвата воздействия, как показала практика, является одним из эффективнейших путей поддержания уровней добычи нефти и достижения максимальной степени выработанности пластов. В этом направлении одним из эффективнейших, надежных, быстроокупаемых и экологически чистых является технология с применением ВДС []. Заводнение с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС), с целью выравнивания проницаемостной неоднородности коллектора путем увеличения фильтрационного сопротивления промытых водой высокопроницаемых интервалов, основано на использовании двух дисперсных материалов: древесной муки и глинопорошка. Технология представляет собой последовательно-чередующуюся закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водных суспензий глины и материала волокнистой структуры – древесной муки. Основным компонентом, обусловливающим проявление эффекта перераспределения сложившихся фильтрационных потоков, является древесная мука, которая представляет собой продукт сухого измельчения (размола) древесины. В зависимости от марки она содержит частицы диаметром от нескольких до сотен микрон. Они имеют высокоразвитую поверхность и пористость, образованную за счет пустот межволоконных пространств. На их поверхности расположены тончайшие волокнистые ответвления (фибриллы), которые придают древесной муке способность структурироваться с другими дисперсными частицами за счет сил физического взаимодействия. Вследствие наличия большого объема межволоконных пространств – пустот, энергично впитывающих воду, древесная мука способна к набуханию, в основном внутреннему и развивает значительное давление набухания, проявляя эффект расклинивающего действия, что особенно важно в условиях пористых сред. Благодаря указанным свойствам, древесная мука в поровом пространстве промытых водой зон пласта в контакте с глиной или поверхностью пор породы образует волокнисто-дисперсную структурированную систему, способную существенно увеличить фильтрационное сопротивление высокопроницаемых интервалов коллектора. Древесная мука (ДМ) нагнетается в пласт в виде водной суспензии. Вязкость водных суспензий ДМ (0,1 – 1,0) - процентной концентрации при температуре 20-25 0С составляет от 20 до 60 мПа·с. Значительное возрастание вязкости (более 700 мПа·с) наблюдается при концентрациях более 1,5 %. При этом следует отметить достаточную седиментационную устойчивость суспензии, что позволяет частицам древесной муки проникать глубоко в пласт. ВДС обладает агрегативной устойчивостью в условиях больших скоростей дренирования, способствуя, таким образом, сохранению эффекта в течение продолжительного времени. Она термостабильна, устойчива к действию пластовой микрофлоры. Воздействие на неоднородный пласт объемом оторочки ВДС (для различных геолого-промысловых условий относительный объем оторочки составляет от 700 до 1200 м3), достаточным для рационального перераспределения фильтрационных потоков с подключением в активное дренирование трудноизвлекаемых запасов нефти, приводит к снижению коэффициента приемистости нагнетательной скважины от 1,5 до 3 – 4 раз. При этом степень перераспределения дренируемости работающих толщин пласта, оцененная по отношению снижения приемистости высокопроницаемых прослоев к увеличению приемистости низкопроницаемых интервалов, определенных по данным промысловых геофизических исследований, составляет от 2,05 до 5,4. Снижение фильтрации закачиваемой воды в высокопроницаемых зонах и увеличение степени дренирования низкопроницаемых интервалов пласта приводит к уменьшению обводненности добываемой продукции максимум на 10 %, в среднем на 1 – 3 %, и к увеличению среднесуточного дебита скважин, охваченных воздействием ВДС. Анализ эффективности обработок показал, что средний удельный технологический эффект от воздействия ВДС составил 4,8 тыс. т дополнительной нефти на одну обработку. Он проявляется через 1-2 мес. после закачки и продолжается до 40 мес. при успешности обработок более 90 %. Помимо изменения направления фильтрационных потоков, на основе применения этой технологи можно решать еще и задачу ограничения притока закачиваемых вод в добывающие скважины. На основе ВДС разработана технология, базирующаяся на создании протяженного водоизолирующего экрана из ВДС с последующим его закреплением полимерной дисперсно-наполненной системой (ПДНС) на основе полиакриламида, хромового сшивателя и наполнителя – древесной муки и воды. В полимерной дисперсно-наполненной системе древесная мука, выполняя функции активного наполнителя, вступает в межмолекулярное взаимодействие с полимером за счет образуемых водородных связей и электрофизических сил. Вследствие того, что время набухания древесной муки в воде меньше или сопоставимо с временем гелеобразования, полученная пространственно-сшитая сетка из макромолекул полиакриламида лишена внутренних перенапряжений в своей структуре и обладает повышенными структурно-механическими свойствами. Технология применялась с 1995 по 1996 г. на 30 добывающих скважинах. Средняя удельная технологическая эффективность составила 730 т дополнительно добытой нефти на одну скважино-обработку при продолжительности эффекта более 8 мес. и успешности обработок 87,5 % [ ]. Таким образом, технологический процесс направлен на увеличение добычи нефти за счет прироста извлекаемых запасов из неоднородных по геологическому строению продуктивных пластов терригенных отложений и применение на поздней стадии разработки месторождений, характеризующейся высокой обводненностью добываемой продукции за счет прорыва закачиваемых вод по высокопроницаемых интервалам. 5.2. Материалы и технические средства, применяемые в технологии 5.2.1 Материалы применяемые в технологии. В качестве волокнистого материала применяется древесная мука (продукт сухого механического измельчения древесины - ГОСТ 16361-87) марки 120, 140, 160, 180, 200т. Древесная мука хорошо суспендируется в воде. Вязкость водных суспензий 0,1-1,0% концентрации (по массе) составляет при температуре 20-40°С от 20 до 60 спз. Древесная мука до ее использования должна храниться в условиях, не допускающих увлажнения. Глинопорошок (ОСТ 39-043-74), используемый при приготовлении буровых растворов. При отсутствии глинопорошка может быть использована карьерная глина, хорошо распускаемая в воде. Для приготовления суспензий глины и древесной муки используется вода техническая (ГОСТ 24902-81) или сточная вода системы ППД (ОСТ 39-225-88). 5.2.2 Технические средства, применяемые в технологии. Для приготовлении суспензий глинистого и волокнистого материала могут использоваться: - смесительная установка (цементосмесители): 2СМН-20 (ТУ 26-12-31-75), СМ-4М (ТУ 26-16-77-78), УСб-30 (ТУ 26-25-59-77); – насосные установки (агрегаты): ЦА-320М (ТУ 26-03-30-75), УНЦ 1-160*32К (ТУ 26-16-52-77), УНЦ 1-160*50К (ТУ 26-16-52-77), УНБ 1Р-400 (ТУ 26-02-30-75); – автоцистерны: АЦ-10 (ТУ 26-16-32-77), АЦН-11-257, АЦН-7,5-5334, Цр-7АП, ЦР 7АПС (26-16-32-77) Также используется нестандартное оборудование: – струйное (эжекционный насос); – емкость для перемешивания и накопления объемом 10 – 25м3. 5.3 Технологические параметры и особенности закачки. Волокнисто-дисперсная система закачивается по схеме последовательно-чередующейся закачки. Закачка осуществляется через насосно-компрессорные трубы, воронка которых должна находиться выше интервала перфорации скважины (не более чем на 100 м). Последовательность закачки в цикле: суспензия древесной муки – буфер (вода в объеме НКТ+3 м3) – глинистая суспензия. Выбор технологических параметров закачки (концентрации и циклов) обоснован по результатам экспериментально – лабораторных и промысловых исследований, Технологические параметры процесса (концентрация и объем оторочек рабочих агентов, их общий объем и количество циклов) обоснованы по результатам экспериментально-лабораторных и промысловых испытаний, проведенных на месторождениях Западной Сибири в 1991 – 1994 г. Они зависят от геологического строения продуктивного пласта, особенностей разработки и контролируется приемистостью скважины. Сперва на скважину завозится расчетное количество материалов. В зависимости от наличия источника воды (нагнетательной скважины вблизи обрабатываемой скважины), типа устьевой арматуры выбирается порядок размещения технических средств и способ доведения рабочих агентов до продуктивного пласта (через НКТ или затрубное пространство). При необходимости точного соблюдения технологических параметров используется смесительная насосная установка и цементировочный агрегат. В этом случае для более точной дозировки материалов используются две емкости для накопления и перемешивания суспензий 3, которые обвязываются насосами. Из этих емкостей последовательно, т.е. опорожнения первой готовится другая порция реагента. Объем приготавливаемой в одной емкости суспензии древесной муки должен быть = 5 м3 и он должен сразу же закачиваться в скважину. Технологические параметры цикла закачки, осуществляющегося по схеме "суспензия древесной муки – буфер из воды – суспензия глинопорошка" приведены в таблице 1. Таблица 3.1 Технологические параметры цикла закачки
Примечание: - Условная приемистость, к давлению закачки 100 кг*с/см2 на устье скважины; определяется по результатам замеров на трех режимах работы насосного агрегата. а) при приемистости 200 – 300 м3/сут в скважину закачиваются: Общим объем суспензий, и количество циклов выбираются исходя из удельного расхода (на 1 м эффективной толщины пласта) 0,15 – 0,25 т древесной муки и 1 – 1,5 т глинопорошка. б) При приемистости 300 – 500 м3/сут: Общий объем суспензий и количество циклов выбираются исходя из удельного расхода (1 м эффективной толщины пласта) 0,2 – 0,25 т древесной муки и 1 – 1,5 т глинопорошка. в) При приемистости 500 – 1000 м3/сут: Общий объем оторочки и количество циклов выбираются исходя из удельного расхода (на 1 м эффективной толщины пласта) 0,2-0,5 т древесной муки и 1,5-2,0 т глинопорошка. г) При приемистости более 1000 м3/сут: Общий объем суспензий и количество циклов выбираются исходя из удельного расхода (1 м эффективной толщины пласта) 0,5 - 0,8 т древесной муки и 2,0-2,5 т глинопорошка. При резком повышении давления при закачке суспензий (на 30-50 %) подача реагента прекращается и производится закачка воды до снижения давления до значения в начале цикла. Также при непредвиденных перерывах закачки в циклах или между циклами, находящийся в НКТ реагент обязательно продавливается в пласт водой в объеме НКТ+10 м3, затем скважина закрывается. Невыполнение этого требования и несоблюдение технологических параметров по концентрации (резкое увеличение) может привести к засыпке интервала перфорации. При непредвиденных перерывах закачки в циклах или между циклами. В случае закачки по затрубному пространству, реагент, находящийся в затрубном пространстве продавить пласт водой в объеме Vзп+ 10 м3. Если в каждом цикле, начиная с первого, будет происходить монотонное увеличение давления, то закачка производится без увеличения концентрации и при снижении приемистости в заданное планом количество раз, закачка прекращается. Если при закачке расчетных объемов не удается снизить приемистость в заданное планом количество раз – концентрация агентов (волокнистой суспензии и глины) увеличивается в 2 раза и продолжается закачка кратности снижения приемистости. Если же и в этом случае приемистость не уменьшается в необходимой степени, то концентрацию волокнистой суспензии увеличиваем еще в 2 раза (но не выше 1 %; а концентрация глинистой суспензии сохраняется неизменно) и продолжаем закачку агентов до достижения заданной степени снижения приемистости. После окончания закачки реагентов производится продавка водой из расчета не менее 5 м3 на 1 м эффективной толщины пласта. При проведении закачки в зимнее время в перерывах между циклами, в случаях отключения скважины от нагнетания, трубопровод системы ППД в целях предотвращения от промерзания заливается нефтью или другой незамерзающей жидкостью. 6.1 Расчет дополнительной добычи по скважине № 248 Описание работ при КРС: Произвели подготовительные работы. Расставили оборудование согласно технологической схеме. Для приготовления глинистого и волокнистого материала использовалось: - Смесительная установка 2СМН-20 (ТУ-26-12-31-75) - Насосная установка ЦА-320М (ТУ-26-02-30-75) - Автоцистерна АЦ-10 (ТУ26-1632-77) Компоненты ВДС закачали в пласт: а) древесная мука – 975 кг в суспензии 500 м  , концентрацией 0,12 – 0,3 %;б) глинистый раствор – 21,1 т. в суспензии 610 м , концентрацией 2 – 4 %;в) продавили водой в объеме 180 м .Объем закачки составил 1290 м .Для определения дополнительной добыче нефти от применения МУН используются характеристики вытеснения различного вида. Характеристикой вытеснения называют эмпирическую зависимость типа накопленная добыча нефти – накопленный отбор жидкости. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой. Список литературы Баранов Ю.В. и др. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды. //Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 2. – С. 24-28. Баранов Ю.В. и др. Технология применения волокнисто-дисперсной системы – новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. // Нефтепромысловое дело. – 1995. - № 2-3. – С. 38-41. Патент РФ № 2062867. Закачка волокнисто-дисперсных систем. Результаты расчетов приведены в таблицах 3. Метод основанный на построении зависимости рисунки 3.3, 3.10, 3.16, 3.21, 3.24, 3.30  , (3.2)где∑Qн- накопленная добыча нефти; ∑Qж- накопленная добыча жидкости. 2 Метод Ковалева рисунки 3.4, 3.8, 3.13, 3.18, 3.25, 3.28, основан на построении зависимости  , (3.3)где ∑Qж- накопленная добыча жидкости в % от балансовых запасов; ∑Qн- накопленная добыча нефти в % от балансовых запасов. 3 Метод Копытова рисунки 3.5, 3.9, 3.14, 3.19, 3.26, 3.29, основан на построении зависимости  , (3.4)где Vн - накопленная добыча нефти; а, в – постоянные коэффициенты. 4 Максимова рисунки 3.6, 3.12, 3.15, 3.20, 3.27, 3.32 основан на построении зависимости  , (3.5)где ∑Qж- накопленная добыча жидкости. ∑Qн- накопленная добыча нефти; Метод Первердяна рисунки 3.7, 3.11, 3.17, 3.22, 3.23, 3.31, основан на построении зависимости  , (3.6)где ∑Qн- накопленная добыча нефти; ∑Qж- накопленная добыча жидкости; НИЗ- начальные извлекаемые запасы. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||