Практика. Практическое занятие 1 Факторы, определяющие режим нефтяной залежи
 Скачать 24.55 Kb.
|
|
Практическое занятие № 1 «Факторы, определяющие режим нефтяной залежи» Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил, способствующих перемещению нефти и газа к забоям добывающих скважин. В процессе разработки нефтяных залежей вытеснение нефти к забоям добывающих скважин происходит под действием различных природных видов пластовой энергии. Основными источниками движущих сил являются: - горное давление; - упругость жидкости, газа и породы- коллектора; - давление сжатого газа газовой шапки; - упругость выделяющегося из нефти растворенного газа; - напор контурных и подошвенных пластовых вод; - сила тяжести нефти. Проявление указанных видов пластовой энергии при разработке каждой конкретной залежи, зависит от совокупности геологических и технологических факторов. Геологические факторы Из геологических факторов, определяющих формирование того или иного режима работы залежи, можно выделить следующие: - геологический (гидродинамическая связь между различными частями залежи и участками природного резервуара, химический состав и минерализация пластовых вод и др.); - структурный (форма и размеры ловушки, наличие и характер разрывных нарушений); - коллекторские свойства пластов (толщина, пористость, проницаемость и закономерности их изменения по площади); - условия залегания нефти, газа и воды в недрах (наличие или отсутствие водонефтяных, газонефтяных зон и газовых шапок); - свойства пластовых флюидов (плотность, вязкость, газосодержание, соотношение давления насыщения (Рнас.) и пластового давления (Рпл.)); - термобарические условия недр. Технологические факторы Технологические факторы определяются условиями разработки залежи и могут быть изменены по воле человека. К ним относятся: - темп отбора нефти, воды, газа из залежи, динамика пластового давления в процессе разработки; - характер размещения на залежи добывающих скважин и условия перемещения контуров и контактов нефть-вода, нефть-газ; - геолого-технологические мероприятия, проводимые в скважинах с целью улучшения условий притока нефти к забоям скважин и повышения степени охвата продуктивного пласта разработкой (методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи, а также методы поддержания пластового давления). С применением этих методов режим работы залежи переходит на искусственный. Понятие о режиме работы нефтяной залежи Как правило, каждая залежь обладает совокупностью природных видов пластовой энергии. Однако, в каждый конкретный период разработки залежи главная роль в вытеснении УВ флюидов к забоям добывающих скважин принадлежит какому-то одному, иногда нескольким видам энергии, по которым и называют режим залежи. Таким образом, под режимом работы залежи понимают проявление в ней главного, доминирующего вида пластовой энергии, обеспечивающего вытеснение УВ к забоям добывающих скважин. Очевидно, что режим работы залежи определяет не все, а лишь наиболее характерные особенности поведения залежи в процессе разработки. Согласно современным представлениям по преобладающему виду пластовой энергии выделяют следующие режимы работы нефтяных залежей: 1. Водонапорный; 2. Упруго-водонапорный; 3. Газонапорный режим (режим газовой «шапки»); 4. Растворенного газа; 5. Гравитационный. Первые три режима представляют собой режимы вытеснения, а последние два – режимы истощения пластовой энергии. Список использованной литературы Чоловский И.П., Иванова М.М., Гутман И.С., Вагин С.Б., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. - М.: Нефть и газ, 2002.- 445 с. Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ; М.: Недра - Москва, 2013. - 638 c. Практическое занятие № 2 «Селективные методы ограничения притока воды в скважину» Ограничение притока воды к забоям добывающих скважин является одной из важнейших проблем в системе мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений и увеличению нефтеотдачи пластов. В скважинах, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов одновременно, обводнение происходит неравномерно - вода продвигается по более проницаемым пропласткам и прослоям. Во многих случаях поступление воды по таким пропласткам происходит настолько интенсивно, что создается впечатление полного обводнения скважины. В таких условиях происходит неравномерная выработка отдельных пластов. Не меньший вред нормальной эксплуатации залежи и скважин наносит подошвенная вода. Она конусообразно затягивается в призабойную зону и поступает в скважину через нижние отверстия интервала перфорации эксплуатационной колонны. Обводнение скважин при этом из года в год прогрессирует. Преждевременное обводнение скважин (не связанное с полной выработкой пласта) уменьшает конечную нефтеотдачу, приводит к большим затратам на добычу попутной воды и подготовку товарной нефти. Большое разнообразие и сложность путей обводнения нефтяных скважин обусловливают трудность решения проблемы, которая еще больше усугубляется отсутствием надежных методов определения путей поступления воды в скважину. В условиях сложного геологического строения нефтяных залежей и пластов наблюдается все многообразие форм поступления воды: за счет подтягивания подошвенной воды (образование конуса обводнения); за счет опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам одного пласта (образование языков обводнения); за счет первичного обводнения высокопродуктивных пластов при объединении двух и более продуктивных пластов в один объект разработки; по некачественному цементному кольцу. При этом скважины обводняются как водами эксплуатационного пласта, так и водами выше- и нижележащих водоносных горизонтов. В последние годы в нефтедобывающей промышленности изысканию методов ограничения водопритоков к забоям нефтяных скважин уделяется все больше внимания. Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, делятся на селективные и неселективные. Селективные методы изоляции (СМИ) - это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорационную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающее вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. При СМИ нет необходимости производить повторную перфорацию. С учетом механизма образования водоизолирующих масс можно выделить пять селективных методов: 1. Методы селективной изоляции, основанные на образовании водоизолирующей массы, растворимой в нефти и нерастворимой в водной среде. Рекомендуется использовать такие материалы, как нафталин, парафин, растворенные в анилине, креозоле, ацетоне, спирте, или другие пересыщенные растворы твердых углеводородов в растворителях. Применяются вязкие нефти, эмульсии и другие нефтепродукты, нерастворимые соли и латексы типа СКД-1. 2. Методы селективной изоляции, основанные на образовании закачиваемыми в пласт реагентами осадков в водонасыщенных зонах. Предлагается закачивать неорганические соединения типа FeSO4, M2SiO3 (M - одновалентный щелочной металл), которые, реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель. Более прочную массу образуют кремнеорганические олигомеры, оказывающие продолжительный эффект воздействия. 3. Методы, основанные на взаимодействии реагентов с солями пластовых вод. На осаждении и структурировании ионами поливалентных металлов Са+2, Mg+2, Fe+2 и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. В контакте с приведенными катионами высаживается из раствора ряд сополимеров полиакриловой и метакриловой кислот с высокой степенью гидролиза. В нефтяной среде они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтеводонасыщенный пласт. 4. Методы, основанные на взаимодействии реагента с поверхностью породы, покрытой нефтью. К этой группе относятся способы ограничения притока воды с использованием частично гидролизованного полиакриламида (ПАА), мономеровакриламида, гипано-формальдегидной смеси (ГФС) и др. Механизм методов заключается в том, что при адсорбционном и механическом удерживании полимера в пласте значение остаточного сопротивления зависит от минерализации воды, молекулярной массы полимера, степени гидролиза и проницаемости пористой среды. Значение остаточных сопротивлений в нефтенасыщенной части пород на порядок ниже, чем в водонасыщенных, что объясняется сродством частиц полиакриламида с органическими соединениями нефти. Кроме того, в нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и механического удерживания частиц полимера породой вследствие присутствия на поверхности раздела углеводородной жидкости. 5. Методы, основанные на гидрофобизации поверхности пород призабойной зоны с применением поверхностно-активных веществ, аэрированных жидкостей, полиорганосилоксанов и других химических продуктов. Общий механизм заключается в гидрофобизации пород, приводящей к снижению фазовой проницаемости пород для воды, а также в образовании пузырьков газа, которые легко разрушаются в присутствии нефти. Список использованной литературы Демахин А., Г Демахин С.А. Селективный методы изоляции водопритоков в нефтяные скважины. – Саратов: Изд-во ГОС УНЦ “Колледж”, 2003 г. – 167 с. Салимов М.Х. Особенности водоизоляции скважин на поздней стадии разработки. Обзорная статья, 2002 г. [Электронный ресурс]/Материалы сайта http: -msalimov.narod.ru. Анализ и особенности классификации методов ограничения водопритоков [Электронный ресурс]/ Материалы сайта Studfiles. |