вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 1.89 Mb.
|
|
Жидкости разрыва : Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы : Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями. 1) Нарушение проницаемости пласта При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из - за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость. 2) Нарушение проницаемости песчаной пробки Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров. 3) Пластовые жидкости Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания. Расклинивающие материалы (проппанты) Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов: 1) типа, размера и однородности проппанта; 2) степени его разрушения или деформации; 3) количества и способа перемещения проппанта. Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов : Свойства расклинивающих агентов: Размеры и однородность; Прочность; Термохимическая стабильность; Стоимость Техника и технология гидравлического разрыва пласта Технология ГРП включает следующие операции: промыву скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования и пуск скважины в работу. По технологическим схемам проведения различают однократный, направленный (поинтервальный) и многократный ГРП. При однократном гидроразрыве под давлением закачиваемой жидкости оказываются все вскрытые перфорацией пласты одновременно, при направленном - лишь выбранный пласт или пропласток (интервал), имеющий, например, заниженную продуктивность, а при многократном ГРП осуществляется воздействие последовательно на каждый в отдельности пласт или пропласток. Проектирование технологии ГРП в основном сводится к следующему. Применительно к конкретным условиям выбирают технологическую схему процесса, рабочие жидкости и расклинивающий агент. При однократном ГРП, исходя из опыта, принимают 5-10т песка. Концентрацию песка в носителе устанавливают в зависимости от ее удерживающей способности. При использовании воды она составляет 40-50кг/м3. Тогда по количеству и концентрации песка рассчитывают количество жидкости-песконосителя. На основании опытных данных обычно используют 5-10м3 жидкости-разрыва. Объем продавочной жидк ости равен объему обсадной колонны и труб, по которым проводится закачка в пласт жидкости-песконосителя. В осадочных горных породах обычно образуются субвертикальные трещины, длина которых достигает первых десятков метров, а раскрытие - нескольких мм, реже см. ГРП вызывает возрастание дебитов в 1,5-2 раза и более. Для повышения эффективности ГРП в карбонатных породах его сочетают с кислотной обработкой пород. Давление разрыва плохо поддается теоретическому предсказанию, поскольку зависит от многих причин: напряжений в породе, ее прочности, уже существующей трещиноватости, угла наклона пласта и т.д. Обычно избыточное давление подбирается эмпирически и колеблется от 0,1 до 1,5 (в среднем примерно 0,8) гидростатического. Для проведения ГРП скважина соответствующим образом оборудуется. К ее устью подключаются высокопроизводительные насосы, способные развить необходимое избыточное давление. Внутрь обсадных труб опускаются насосно-компрессорные трубы, оборудованные в нижней части пакером (рис. 1). Затрубное пространство обсадной колонны выше интервала ГРП должно бать надежно зацементировано. При соблюдении всех технологических требований и благоприятных условий для ГРП эффект его несомненен. Специальные агрегаты и технические средства, применяемые при ГРП Организация гидроразрыва состоит в приготовлении соответствующих реагентов в качестве жидкости гидроразрыва и последующей закачки ее в продуктивную зону с низким расходом и под высоким давлением с тем, чтобы расклинить породу, образовать в результате трещину как результат гидравлического воздействия. Прежде всего, чистая жидкость (буфер) закачивается в скважину для инициирования трещин и ее продвижения в пласте. После этого суспензия продолжает развивать трещину. Подготовка жидкости ГРП производится на кусту скважин, непосредственно перед закачкой ее в пласт. Система подготовки жидкости ГРП включает: песковоз, ёмкость с нефтью или дизтопливом, смесительный агрегат (блендер). Обвязка системы имеет 1,5-кратный запас прочности. Перед началом ГРП, оборудование и обвязка опрессовываются на рабочее давление. Управление непосредственно ГРП (насосными агрегатами) осуществляется через компьютерный центр, который имеет автоматическую защиту от возможных аварий (порывов обвязки). В случае аварии компьютерный центр автоматически отключает насосы, обратные клапана обвязки закрывают обратное течение жидкости у скважины и перед каждым насосным агрегатов. Сброс давления производится в вакуумную установку, входящую в комплект оборудования ГРП и постоянно включенную в обвязку. Эта же вакуумная установка собирает остатки жид кости в обвязке и насосах после ГРП, с целью исключения проливов на почву при демонтаже линий. Сброс давления из затрубного пространства производится в емкость ЦА-320, постоянно подключенной к устью скважины через крестовину фонтанной арматуры. Дисциплина 5 Технология и техника методов увеличения нефтеотдачи КИН. Формула Крылова. Нефтеотдача пластов и факторы, влияющие на нефтеотдачу. Коэффициент вытеснения – доля нефти, вытесненная из части пласта, охваченного процессом вытеснения. (оценка эффективности замещения нефти водой). Опр как отношение объема вытесненной нефти к первоначальному объему нефти в пласте, охваченном процессом вытеснения. Зависит: минералогического состава пород; соотношения вязкости нефти и воды; вида фазовых проницаемостей; смачиваемости пород; не зависит от скорости фильтрации. Коэффициент охвата - это доля пласта охваченного процессом вытеснения и определяемая как отношение объема пласта охваченного процессом вытеснения ко всему объему пласта. Зависит: макронеоднородности пласта; действия капиллярных сил; соотношения подвижности; системы растановки и плотности сетки скважин.\ Нефтеотдача – отношение количества извлечённой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлечённой из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным геологическим запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества накопленной добычи нефти в конце разработки залежи к первоначальным запасам. Текущая нефтеотдача переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлечённой из пласта нефти. Термин «коэффициент нефтеотдачи» следует применять по отношению к конечной нефтеотдаче. К геологическим факторам относятся геологическая неоднородность залежей (эфф. толщина продуктивного пласта, песчанистость, расчлененность и их изменчивость), изменчивость физико-химических характеристик пласта (пористость, проницаемость). Технологические факторы: система разработки, темп ввода залежи в разработку, темп отбора нефти, – оказывают значимое влияние на коэффициент извлечения нефти. Коэффициент вытеснения ƞ1– отношение количества добытой из залежи нефти к её геологическим запасам, первоначально находившимся в заводнённом объёме пласта. Коэффициент вытеснения редко превышает 0,6-0,7 и зависит от многих факторов: проницаемости коллектора, наличия в пласте глинистых материалов, микронеоднородности, вязкости нефти, поверхностного натяжения нефти на границе с водой, смачиваемости породы пластовыми флюидами, содержания в нефти асфальтосмолистых компонентов, реологических свойств нефти, а также от характеристики вытесняющего агента. Коэффициент вытеснения определяется в лабораторных условиях на моделях пласта. Коэффициент охвата залежи заводнением ƞ2– отношение запасов нефти в заводнённом объёме пласта к начальным геологическим запасам нефти, находившихся в пластах, охваченным заводнением. Коэффициент охвата пласта заводнением зависит, в основном, от макронеоднородности коллектора, наличия трещин и других зон высокой проницаемости, через которые возможен прорыв закачиваемого агента. Этот коэффициент также зависит от соотношения вязкостей вытесняемого и вытесняющего агента, темпов отбора нефти из пласта. Коэффициент охвата пласта воздействием ƞ3 – отношение начальных геологических запасов нефти в пластах, охваченных заводнением, ко всем начальным геологическим запасам нефти в разрабатываемой залежи. Зависит от плотности сетки и взаимного расположения скважин, а также от прерывистости отдельных пропластков. Расстояние между скважинами необходимо выбирать на основе анализа геологических материалов, корреляции разрезов скважин и гидродинамических исследований, например гидропрослушивания. Классификация методов увеличения нефтеотдачи. Назначение методов и их общая характеристика. По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом. Гидродинамические методы: • изменение направления фильтрационных потоков; • вовлечение в разработку недренируемых запасов; • нестационарное (циклическое) заводнение; • форсированный отбор жидкости. Увеличение охвата залежи Физико-химические методы: • вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); • вытеснение нефти растворами полимеров; • вытеснение нефти щёлочными растворами; •вытеснение нефти композициями химических реагентов, в т. ч. мицеллярные, мицеллярно-полимерные растворы; • вытеснение нефти растворителями. Газовые методы: • воздействие на пласт двуокисью углерода; • воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); • воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Тепловые методы: • паротепловое воздействие на пласт; • внутрипластовое горение; • вытеснение нефти горячей водой; • пароциклические обработки скважин. Волновые (вибросейсмические, электромагнитные, акустические). Микробиологические методы. Гидродинамические методы применяются на месторождениях, разрабатываемых с применением холодного заводнения и относятся к методам регулирования, направленным на увеличение охвата пласта заводнением. Критерии применимости методов повышения нефтеотдачи. - трещиноватость коллектора, которая приводит к опережающему прорыву закачиваемых дорогостоящих агентов в добывающие скважины и снижает охват и нефтеотдачу пласта; - высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 65-70%) исключает эффективное применение большинства методов по экономическим причинам, так как затраты на подготовку и закачку вытесняющих агентов не компенсируются дополнительно добытой нефтью. - высокая вязкость нефти (более 50 мПа · с) исключает эффективное применение большинства методов, применяемых при заводнении. Если вязкость нефти не превышает 150-200 мПа · с, то возможно применение методов полимерного заводнения. При вязкости нефти более 200 мПа · с целесообразно тепловые - высокая глинистость коллектора (содержание глин – более 10%) снижает эффективность применения физико-химических методов из-за большой адсорбции химических продуктов и обеднения закачиваемых растворов химреагентами. - большая жёсткость пластовых вод, а особенно вод, используемых для приготовления растворов закачиваемых реагентов, резко снижает эффективность применения почти всех физико-химических методов. Особенно отрицательно на эффективность влияет большое содержание в воде солей кальция и магния вследствие образования осадков, адсорбции химреагентов и снижения вытесняющей способности растворов. Существуют также дополнительные критерии, ограничивающие применение отдельных методов. Закачка углекислого газа. Применение метода целесообразно при вязкости нефти не более 10-15 мПа · с, так как при более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости углекислого газа с нефтью. Также для обеспечения хорошей смесимости углекислого газа с нефтью пластовое давление должно быть более 8-9 МПа. При большой толщине пласта (более 25 м) эффективность метода также снижается из-за гравитационного разделения нефти и газа и снижения охвата пласта вытеснением. Полимерное заводнение. Температура пласта должна быть не более 80-90°С, так как при большей температуре полимер разрушается. При проницаемости пласта менее 0,2 мкм² процесс трудно реализуем, так как размеры молекул оказываются больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул. В условиях повышенной солёности воды и большого содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми и их структура нарушается. Полимеры биологического происхождения в таких условиях сохраняют свою стабильность. Щелочное заводнение. Эффективность метода зависит в основном от состава нефти. Метод не применим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти) – менее 0,5 мг/г. В отличие от других физико-химических методов щелочные растворы могут применяться при температурах до 200°С, а также в карбонатных коллекторах Тепловые методы. Критерии применимости тепловых методов делятся на три группы: - геолого-физические (строение и свойства коллектора, свойства пластовых флюидов и др.); - технологические (сетка скважин, система и параметры воздействия, система контроля и регулирования процесса и др.); - технические (наличие соответствующего оборудования, источников воды и энергии, состояние фонда скважин).Чем ниже пористость, тем меньше содержание нефти в 1 м3 породы и тем больше тепла расходуется на добычу 1 т нефти. Считается, что пористость должна быть не менее 10%. Чем выше темп ввода тепла, тем меньше доля теплопотерь по стволу нагнетательных скважин и в окружающие породы. Считается, что проницаемость должна быть не меньше 100 мД. Толщина пласта должна быть не менее 6 м и не более 30 м. При толщине пласта меньше 6 м становится недопустимо большой доля теплопотерь в окружающие породы. Считается, что глубина пласта при применении паротепловых методов должна быть не более 1 200-1 300 м. При большей глубине резко возрастают потери тепла и затраты на доставку в пласт пара. Очень сильно на закономерности и эффективность процессов теплового воздействия влияет характер неоднородности залежи: с уменьшением коэффициента песчанистости и увеличением расчленённости повышаются потери тепла на прогрев непродуктивных интервалов и снижается охват пласта процессом. факторами, осложняющими применение технологии двухскважинного ТГДП, могут быть малая толщина пласта (менее 15 м), расчленённость разреза (наличие экранирующих глинистых и аргиллитовых пропластков), трещиноватость коллекторов, наличие подстилающего водоносного горизонта. С увеличением вязкости нефти возрастает эффективность теплового воздействия по сравнению с традиционными методами разработки, однако при очень большой вязкости становится большим фильтрационное сопротивление пласта, что создаёт проблемы с освоением нагнетательных скважин в начальный период разработки. Пласты с большим содержанием глин, могут оказаться непригодными для закачки пара из-за их разбухания под воздействием пресной воды. При разработке залежи тепловыми методами, по сравнению с традиционными, необходимо применять более плотные сетки скважин (не более 4-6 га/скв.). Повышение нефтеотдачи пластов на основе закачки ПАВ. Добавка ПАВ в воду улучшает смачивающие свойства воды, снижает поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, в результате чего повышается коэффициент вытеснения нефти. Применение ПАВ способствует частичному отмыву пленочной нефти, гидрофилизации породы, снижению набухаемости глинистых минералов, увеличение фазовой проницаемости нефти. ПАВ влияют на смачиваемость поверхности пор пластовыми жидкостями: уменьшение угла смачиваемости, интенсивность капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. В результате происходит отмывание прилипающих к породе капель нефти. Молекула ПАВ должна обладать различными по свойству окончаний. Для упрощения молекулы ПАВ делят на голову и хвост. Обычно высокомолекулярные соединения. Молекулы ПАВ с головой погружаются в нефтяную глобулу, хвосты направлены в воду, появляется поверх сила выталкивающая нефть с поверхности породы до тех пор пока полностью не будет удалена нефть. При этом образуются глобулы нефти. Молекулы большинства ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низким остаточным сродством на одном конце молекул и гидрофильных полярных групп с высоким сродством на другом. По химическому признаку все ПАВ классифицируются на анионоактивные и катионоактивные и неионогенные вещества. Все ПАВ по химическим свойствам разделяются на два основных класса – ионогенные и неионогенные. Ионогенные, молекулы которых в водной среде диссоциируют на ионы – носители поверхностной активности. Неионогенные, в которых активной частью, воздействующую на поверхность путем избирательной адсорбции, являются полярные молекулы, не распадающиеся в водной среде на ионы. В нефтяной промышленности наиболее широко применяют неиногенные ПАВ, которые обладают высокой поверхностной активностью, хорошо растворяются в хлоркальциевых водах и не дают осадков, меньше адсорбируются на поверхности пород, чем ионогенные ПАВ. Неионогенные ПАВ получают соединением органических кислот, спиртов, фенолов и аминокислот с окисью этилена или пропилена. В промышленности наиболее часто применяют карбоновые кислоты и их соли (мыла), синтетические жирные кислоты, нафтеновые кислоты и их мыла, мылонафты, сульфонол, моющий препарат сульфонат, алкиларилсульфонаты и другие моющие средства Технология: концентрация ПАВ в закачиваемом водном растворе равна 0,05 %; величина оторочки раствора – 50–100 % от объема пор, насыщенных нефтью. В результате закачки раствора ожидается увеличение нефтеотдачи на 10–15 %. Объемы закачиваемых расвторов ПАВ должны быть очень большими (не менее 2-3 объемов пор). Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее чем фронт вытеснения. В лабораторных условиях испытано влияние на нефтеотдачу добавок в воду значительного количества поверхностно-активных веществ неионогенного типа ОП-10 и КАУФЭ14 Лабораторные исследования зависимости поверхностного натяжения с нефтью от концентрации ПАВ в растворе показали, что вначале поверхностное натяжение падает быстро, а по мере заполнения поверхностного слоя адсорбируемыми молекулами уменьшается и, наконец, практически прекращается, когда адсорбция достигает постоянного значения, соответствующего полному насыщению слоя молекулами ПАВ. Метод повышения нефтеотдачи с применением водных растворов ПАВ в 70-е годы испытывался на ряде месторождений страны (Арлан, Самотлор и др.). Однако технологическая эффективность этого метода однозначно не доказана. Это в значительной мере обусловлено следующими недостатками метода: большой адсорбцией ПАВ из водного раствора на поверхности породы, необходимостью закачки в связи с этим очень больших объёмов раствора.Отмыв нефти в высокопроницаемых интервалов, высокая стоимость. Поэтому в настоящее время растворы ПАВ применяют в основном для обработки призабойных зон нагнетательных скважин для увеличения их приёмистости. |