Разработка месторождений. РНГМ. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 0.97 Mb.
|
|
Термополимерное воздействие (ТПВ). Отличается от обычного полимерного заводнения тем, что раствор полимера предварительно нагревается на поверхности до температуры 90 °С, а затем нагнетается в пласт. Авторы считают, что при этом вязкость раствора снижается и его легче перемещать в призабойной зоне пласта, где он остывает, приобретает свою обычную вязкость и выполняет функцию загустителя воды, как в обычной технологии. На самом деле это ошибочное предположение основано на непонимании физики процессов, происходящих при фильтрации жидкостей в пористых средах. В действительности происходит следующее. Нагрев полимерного раствора приводит к его частичной термодеструкции и потере свойств, приводящих к увеличению фильтрационных сопротивлений при движении его в пористой среде. Энергия, расходуемая на нагрев полимера, тратится впустую, так как нагретый раствор поступает в пласт уже значительно остывшим из-за больших потерь тепла при транспортировке его к забою скважины. При остывании в призабойной зоне пласта вязкость такого раствора может увеличиться на 1-2%. В то же время, из-за уменьшения скорости фильтрации в пласте по мере удаления от призабойной зоны в соответствии с законом радиальной фильтрации, кажущаяся вязкость раствора и его фактор сопротивления уже в нескольких десятках метров от скважины снижаются примерно на 50%, достигая, в конце концов, показателей, характерных для воды. Учитывая частичную деструкцию полимера при нагревании, которая добавляется к механической деструкции во время доставки раствора к пласту и перемещению его в призабойной зоне, а также биологическую деструкцию в пористой среде, это снижение эффективности полимерного раствора может достигать 80-100% в течение первых шести месяцев. Таким образом, осуществление термополимерного заводнения вряд ли может быть более эффективным, чем обычное полимерное заводнение. Единственный положительный эффект от этой технологии - отсутствие охлаждения пласта нагнетаемой холодной водой. Щелочное воздействие. Основано на снижении поверхностного натяжения на границе раствора с нефтью, ионообменных процессов между реагентом и породой, образовании эмульсии, увеличении фильтрационных сопротивлений и охвата пласта воздействием. Ограничения в применении этого метода повышения нефтеотдачи пластов минимальны. Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (менее 0,5мгКОН/г). Применение щелочных растворов не ограничивается температурой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химических методов щелочные растворы вполне применимы при температурах 150-200 °С, а также в карбонатных пластах. Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость поверхности пород водой, то они обладают преимуществом перед другими методами для применения в преимущественно гидрофобных коллекторах. Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%). Вытеснение нефти из пласта растворителями. Сущность их заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешевым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает ее из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытеснителя. Например, при использовании в качестве вытеснителя сухого газа оставшийся растворитель удаляется (выдувается) из пласта газом и улавливается на газобензиновом заводе. Важной проблемой воздействия на пласт растворителями является выбор агента, продвигающего оторочку растворителя по пласту. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. Легче и полнее извлекается из пласта растворитель. Но при этом необходимо иметь значительные объемы сжатого газа и, кроме того, из-за высокой подвижности газа приходится увеличивать размер оторочки растворителя. Поэтому изучается процесс продвижения оторочки по пласту водой. При этом на разделе вода - растворитель наблюдаются уже известные нам закономерности фильтрации двухкомпонентных несмешивающихся систем и значительное количество растворителя остается не вытесненным в обводненной зоне пласта. Поэтому изучаются возможности применения и регенерации растворителей типа спиртов, растворимых в воде и в нефти. Закачка углекислого газа. Углекислый газ для повышения нефтеотдачи может быть использован по трём технологиям. По первой углекислый газ закачивается в пласт в виде одноразовой оторочки в сжиженном состоянии, которая далее продвигается по пласту карбонизированной или обычной водой. По второй технологии – осуществляется закачка карбонизированной воды концентрацией 4–5 %. Третья технология заключается в закачке чередующихся небольших оторочек углекислоты и воды. В любом случае общий объём оторочки и средняя концентрация должны соблюдаться. Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом факторов. Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО2, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием её объёма, снижением поверхностного натяжения на границе с водой, увеличением вязкости воды, уменьшается набухаемость глин. Эффективность возрастает вследствие образования на фронте вытеснения вала из смеси легких углеводородов и СО2. Образование угольной кислоты способствует дополнительно ряду положительных факторов, таких как растворение карбонатов, повышение температуры. При закачке углекислоты в результате взаимного растворения нефти и газа происходит вытеснение, близкое к смешивающемуся. Технология: объём оторочки должен составлять 0,1–0,2 до 0,3 нефтенасыщенного объёма пор. Концентрация 4–5 %. При закачке углекислоты в сочетании с заводнением соотношение СО2/вода должно соблюдаться как 1/3. Прирост нефтеотдачи 5–10 до 15 %. Для вытеснения нефти углекислым газом, вязкость нефти должна быть меньше 10-15 мПаЧс, так как при более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО2 с нефтью. Пластовое давление должно быть более 8-9 МПа для обеспечения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью, которая повышается с увеличением давления. Толщина монолитного пласта более 25 м снижает эффективность из-за проявления гравитационного разделения нефти и газа и снижения охвата вытеснением. Тепловые методы (закачка горячей воды, пара; ИДТВ, ИДТВ(п), ТЦВП). Это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление). Метод повышения нефтеотдачи продуктивного пласта, основанный на создании в нём перемещающейся зоны повышенных температур, что приводит к разжижению нефти и вытеснению её из коллектора. Разновидность термических методов добычи нефти. Используется при разработке месторождений тяжёлых и вязких нефтей (свыше 10-2 Па•с). Наиболее благоприятные условия применения тепловой оторочки метода: большая толщина пласта (свыше 10 м), глубина залегания до 1000 м, высокие значения пористости (свыше 20%) и нефтенасыщенности (свыше 50%). Тепловая оторочка создаётся закачкой в пласт теплоносителя (горячая вода, пар) через нагнетательные скважины под давлением до 16 МПа при температуре 100-350°С. Использование теплоизоляционных труб позволяет снизить потери тепла при движении теплоносителя к забою нагнетательных скважин до 2-3%, но значительная часть поступающего в пласт тепла рассеивается в породах, окружающих нефтенасыщенный коллектор. Теплопотери увеличиваются пропорционально увеличению прогретых площадей пласта. Длительная закачка теплоносителя приводит к постепенному снижению эффективности этого метода воздействия на пласт. Может наступить такой момент, когда дополнительный объём добытой нефти окажется меньше, чем её требуется для производства теплоносителя. Поэтому практически во всех случаях после закачки некоторого объёма теплоносителя (1-2 объёма пор нефтенасыщенного коллектора) переходят к закачке холодной воды, которая перемещает тепловую оторочку от нагнетательных скважин к добывающим. Нагнетание холодной воды ведут с максимально возможным темпом, что способствует большей сохранности тепловой оторочки. При проектировании разработки нефтяных месторождений с применением тепловой оторочки метода наиболее важен выбор момента перехода от нагнетания теплоносителя к закачке холодной воды.   Сущность технологии импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами – ИДТВ(П) заключается в том, что при циклической закачке расчетных объемов теплоносителя и холодной воды на этапе нагнетания воды осуществляются периодические остановки процесса (паузы). Продолжительность каждой паузы равна времени восстановления пластового давления в скважинах при их остановке или смене режима эксплуатации, а суммарная продолжительность остановок в цикле не должна превышать времени, необходимого для закачки в пласт 10-15% объема воды в данном цикле. ИДТВ(П), в отличие от ИДТВ, позволяет активизировать не только внутрипластовые термокапиллярные и термоупругие процессы, но и проявлять гидродинамические упругие силы между нефтенасыщенными блоками малой проницаемости и высокопроницаемыми разностями окружающих пород (каналами активной фильтрации). Таким образом, достигается повышение охвата коллекторов вытеснением и, как результат, увеличение нефтеизвлечения из объекта разработки.  Волновое воздействие на пласт. В процессе эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях нефти и газа, подземных хранилищах газа (ПХГ), обычно происходит снижение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) под действием ряда причин. С целью сохранения производительности скважин обычно применяется метод увеличения депрессии на пласт при отборе углеводородов (что часто отрицательно сказывается на состояние ПЗП), а также различные физикохимические и гидродинамические методы воздействия на ПЗП для восстановления коллекторских свойств в этой зоне. Физико-химические и гидродинамические методы воздействия на ПЗП с целью очистки и восстановления ее коллекторских свойств получили широкое распространение в практике добычи и хранения газа. В настоящее время широко применяется более десятка таких методов. Выбор применяемого метода интенсификации в каждом конкретном случае зависит от многих факторов, в частности: - типа коллектора; - значений фильтрационно-емкост-ных свойств ПЗП; - величины пластового давления; - расположения интервалов воздействия в пределах вскрытого разреза; - наличия водоносных интервалов в разрезе; - технического состояния скважины; - причин снижения коллекторских свойств ПЗП- технических и финансовых возможностей эксплуатирующего предприятия. Как показывает опыт, наиболее перспективным в этом направлении следует считать разработку комплексных технологий, включающих в себя сочетание физико-химических и гидродинамических факторов воздействия на ПЗП. При этом многофакторный комплекс воздействия на пласт должен отвечать технологической доступности и простоте осуществления технологических операций. Перспективной в этом отношении является технология очистки ПЗП, выполняемая в процессе промывки песчаноглинистых пробок в скважинах с применением двухфазной пены в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Сущность технологии заключается в применении репрессионно-депрессионной (волновой) обработки ПЗП в импульсном режиме. Отличительной особенностью технологии является многократное создание в зоне обработки пласта (путем регулирования забойного давления, создаваемого столбом двухфазной пены) знакопеременных импульсов давления, направленных из пласта в скважину и обратно. При этом воздействие на пласт осуществляется непосредственно в процессе промывки песчано-глинистой пробки в стволе скважины. Метод воздействия на пласт переменным давлением дает хороший эффект в условиях высокопрочных пород. При создании знакопеременных давлений происходит очистка. Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта путём воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта. При этом положительный эффект волнового воздействия обнаруживается как в непосредственно обрабатываемой скважине, так и в отдельных случаях, при соответствующих режимах обработки проявляется в скважинах, отстоящих от источника импульсов давления на сотни и более метров. Методы упруговолнового воздействия можно разделить на: акустические (ультразвуковые и звуковые); ударно-волновые; вибросейсмические. В основе их действия лежат близкие механизмы влияния на среды, отличающиеся скоростью протекания процессов, зависящих от частоты и амплитуды колебаний. Микробиологические методы повышения нефтеотдачи. Биометоды увеличения нефтеотдачи основаны на создании или активации естественной/искусственной микрофлоры в призабойной зоне пласта и последующем ее продвижении по нефтесодержащему пласту пресной водой. Микробиологические методы повышения нефтеотдачи привлекают внимание малой капиталоемкостью, высокой эффективностью и безопасностью окружающей среды. В биотехнологиях дополнительное вытеснение обусловливают те же механизмы, что и при физико-химических методах, но микробные метаболиты образуются, непосредственно в порах пласта, что увеличивает эффективность их воздействия. Необходимо отметить, что микроорганизмы поглощают различные виды углеводородов с разной скоростью. Преимущества микробиологического метода повышения нефтеотдачи: - повышение производительности нефтяных месторождений; - увеличение суммарной добычи нефти и срока эффективной эксплуатации скважин и месторождений; - уменьшение содержания воды в пластовой жидкости; - повышение вязкости пластовой воды за счет биомассы и растворимых биополимеров, продуктов жизнедеятельности микроорганизмов; - уменьшение содержания сероводорода в нефтяных и газовых скважинах и месторождениях, снижается его отрицательное воздействие на оборудование; - уменьшение времени простоя оборудования. При реализации микробиологического метода повышения нефтеотдачи закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности: - спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних, - биологические поверхностно-активные вещества, которые способствуют десорбции нефти с пористой поверхности пласта, - газы, которые увеличивают давление внутри пласта, что способствует вытеснению нефти. Кроме того, происходит повышение качества добываемой нефти: - увеличение легких алканов <С20; - уменьшение средних алканов С20-С40; - разрушение высокомолекулярных тяжелых углеводородов; - расщепление структурных ароматических колец; - расщепление структурных фенольных колец; - преобразование серусодержащих органических соединений; - уменьшение концентрации металлических микроэлементов; - эмульгирование сырой нефти. Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения. КИН - это разность между начальной и остаточной нефтенасыщенностью, отнесенная к начальной: КИН = (Кнач-Кост)/Кнач На КИН влияют многие факторы: - режим работы пласта, - применяемая система разработки, - физико-химические свойства нефти и воды. В неоднородном пласте КИН меньше, чем в однородном (по мощности и проницаемости). При водонапорном режиме можно определить через коэффициент вытеснения: К = КИНкон*Кохв В конечном счете КИН зависит от скорости вытеснения нефти водой. Для одних пластов одна скорость может оказаться достаточной, для других – в зависимости от свойств нефтесодержащих пластов и пластовых жидкостей – недостаточной. Согласно экспериментальным и промысловым данным установлено, что при прочих условиях водонапорный режим характеризуется наибольшими КИН – 0,6 – 0,7. При газонапорных режимах КИН несколько ниже, чем при водонапорных – 0,4. Еще более низкими значениями КИН характеризуется гравитационный режим – 0,1 – 0,2, хотя теоретически конечный КИН может быть на уровне 0,5. Наиболее низкими КИН характеризуются пласта, разрабатывающиеся на режиме растворенного газа –0,1 – 0,15. Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам. Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависит от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды. Новые методы разработки по виду применяемого процесса можно подразделить на следующие группы: физико-химические методы – вытеснение нефти водными растворами химических реагентов (полимеров, кислот, щелочей), мицеллярными растворами и др.; теплофизические методы – нагнетание в пласты теплоносителей – горячей воды или пара; термохимические методы – применение процессов внутрипластового горения нефти – “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.; методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами – растворителями, углеводородными газами под высоким давлением. В отличии от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при введении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты. |