Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
Глава 9. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи Гидродинамические методы применяются на третьей и четвертой стади- ях разработки эксплуатационных объектов, являются вторичными метода- ми добычи нефти и относятся к наиболее экономичным методам повыше- ния нефтеотдачи. Гидродинамические МУН подразделяются на: изменение направления фильтрационных потоков, циклическое заводнение, форсиро- ванный отбор жидкости. Совместное их применение следует определять как комбинированное нестационарное заводнение. Поскольку каждый из этих методов основан на нестационарной фильтрации жидкости. 9.1. Изменение направления фильтрационных потоков. Технология метода заключается в том, что на эксплуатационном объекте периодически изменяется закачка воды в нагнетательные скважины. На первом этапе ра- ботают одни нагнетательные скважины, другие не работают, рис. 9.1.а). На втором этапе закачка в эти скважины прекращается и переносится на дру- гие, рис. 9.1.б). В результате происходит я изменение направления филь- трационных потоков. Физическая сущность процесса состоит в следующем. При обычном за- воднении вследствие разницы коэффициентов подвижности нефти и воды, неустойчивости процесса вытеснения, неоднородности коллекторских свойств, в пласте образуются целики нефти, обойденные водой. При изме- нении фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты давления, нагнетаемая вода внедряется в за- стойные малопроницаемые зоны, и вытесняет из них нефть в зоны интен- сивного движения воды. Объем закачки воды вдоль фронта вытеснения рекомендуется распределять пропорционально оставшейся нефтенасы- щенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности). Измене- ние направления фильтрационных потоков достигается за счет дополни- тельного разрезания залежи на блоки, применения очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами. На рисунке 9.1. приведена одна из возможных схем изменения филь- трационных потоков. Рис. 9.1. Схема изменения направления фильтрационных потоков. а) работа первой группы нагнетательных скважин, б) остановка первой группы скважин, работа второй группы нагнетательных скважин, 1 – работающие нагнетательные скважины, 2 – неработающие нагнетательные скважины, 3 – добывающие скважины. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва мощности насосных станций, наличия активной системы заводнения. Для его применения используются поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений. Применение этого метода позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением [3]. 9.2. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ). Форсированный отбор жидкости заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин. Сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем увеличения депрессий, следовательно, уменьшения забойного давления на добывающих скважинах, увеличения давления нагнетания. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, низкопроницаемые пропластки [3]. Условия применимости метода: 1. обводненность продукции не менее 90–95% (начало завершающей ста- дии разработки); 2. высокие коэффициенты продуктивности скважин вначале эксплуатации; 3. при снижении забойного давления коллектор устойчив (не разрушается), давление нагнетания не должно превышать предел прочности породы; 4. обсадная колонна исправна, отсутствуют перетоки воды из других го- ризонтов; 5. пропускная способность системы сбора и подготовки продукции доста- точна для применения ФОЖ. Для применения метода рекомендуются предварительно собрать и про- анализировать информацию об эксплуатации скважины, а именно: о деби- тах жидкости и нефти, обводненности, забойных давлениях на добываю- щих и нагнетательных скважинах (следовательно, о коэффициентах про- дуктивности и приемистости), о составе солей в отбираемой воде (следова- тельно, о доле посторонней воды). Дебиты жидкости назначают по макси- мальному дебиту нефти каждой выбранной для применения метода сква- жины. При применении форсированного отбора жидкости необходимо сравнить различные варианты разработки нефтяных залежей с нефтью раз- личной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном рациональном максималь- ном забойном давлении нагнетательных скважин и рациональном мини- мальном забойном давлении добывающих скважин. Технически форсированный отбор осуществляется применением элек- тронасосов с большей подачей, штанговыми насосами, работающими с полной нагрузкой. Для увеличения профилей притока и приемистости перед применением ФОЖ проводят работы по изменению профилей приемистости (ВПП) на нагнетательных скважинах и профилей притока на добывающих, (пара- граф 8.6). Рекомендуется проводить кислотные обработки, ремонтно- изоляционные работы (РИР) по устранению перетоков жидкости из выше- лежащих пластов. 9.3. Циклическое заводнение. Основные критерии применения цикличе- ского заводнения следующие: 1) наличие слоисто-неднородных по проницаемости или трещиновато- пористых гидрофильных коллекторов; 2) большая остаточная нефтенасыщенности низкопроницаемых пропластков; 3) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебания давления (расходов), которая может достигать 0,5–0,7 от сред- него перепада давления между нагнетательными и добывающими скважи- нами (среднего расхода). Циклическое заводнение применяется для пластов, соответствующих модели Каземи, глава 4, параграф 4.2.3. Слоистый коллектор состоит по крайней мере из двух пропластков: высокопроницаемого (ВП) и низко- проницаемого (НП). Между ВП и НП существует гидродинамическая связь. Цикл делится на два полуцикла. В первом полуцикле при нагнета- нии вытесняющей жидкости происходит переток части воды из ВП в НП. Другая часть воды фильтруется по ВП в направлении добывающей сква- жины, при этом происходит вытеснение нефти водой из ВП. На рис. 9.2. изображена схема действия первого полуцикла. Во втором полуцикле при снижении давления на нагнетательной скважине или прекращении закачки давление в высокопроницаемом прослое падает и становится ниже давле- ния в НП. Поскольку нефть обладает большей сжимаемостью чем вода, а также в силу гидрофильности коллектора вода удерживается в НП ка- пиллярными силами, а нефть из НП перетекает в ВП. При первом полу- цикле второго цикла снова начинает работать нагнетательная скважина, давление в пласте увеличивается, происходит вытеснение нефти посту- пившей в ВП из НП забоям добывающих скважин. Рис. 9.2. Схема вытеснения нефти водой. Первый полуцикл: R – Расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами; h 1 – толщина ВП; h 1 ,h 2 – толщины ВП и НП, V– скорость перетока из ВП в НП, r – координата, q в – расход воды, q – дебит жидкости. Пусть Р 0 – пластовое давление в низкопроницаемом пропластке; Р н – давление на забое нагнетательной скважины; Р 1 (r,t) – текущее давление в ВП; r – координата; t – время. Во время первого полуцикла выполняется соотношение [21]. н Р t r Р Р ) , ( 1 0 (9.1) Скорость перетока из ВП в НП определяется ) ) , ( ( 2 0 1 2 P t r P V для t<=t 2 (9.2) ) 2 ( 3 0 1 2 1 ) ) , ( ( 2 t t e P t r P V для t>t 2 , (9.3) где 2 2 2 2 12 h t – время достижения кровли пласта; 2 – коэффициент пьезо- проводности НП. Для каждого фиксированного r скорость перетока V изменяется сначала по (9.2), затем при достижении верхней границы пласта h 2 выполняется со- отношение (9.3) и скорость перетока затухает. Параметры λ 1 , λ 2 – характе- ристики НП. 2 2 2 1 h в h k h 2 2 2 2 2 2 (9.4) где 2 – коэффициент гидропроводности НП; к 2 – проницаемость НП; в – динамическая вязкость воды. Здесь не учитываются изменения пористости от давления и скорости перетока от насыщенностей. В течение первого полуцикла в низкопроницаемой части пласта будет увеличиваться водонасыщенность и убывать нефтенасыщенность. Во вто- ром полуцикле давление в высокопроницаемой части пласта падает, нефть из НП будет вытесняться водой в ВП. Объем вытесняемой нефти будет меньше чем объем вторгнувшейся в НП воды. В последующих циклах объ- ем нефти, поступающей из НП в ВП, будет уменьшаться. При циклическом заводнении каждая из добывающих и нагнетательных скважин работает в режиме периодического изменения давления (отбора, расхода). Для обес- печения более равномерной нагрузки на оборудование залежь следует раз- бить на отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Если по данным интерпретации ГИС коллектор, представлен несколь- кими прослоями, пропластками разной проницаемости, то для описания физических процессов можно воспользоваться моделью слоистого пласта или моделью Серра, параграф 4.2.3. 9.4. Комбинированное нестационарное заводнение. Рассмотренные тех- нологии: изменения направления фильтрационных потоков, циклическое заводнение, ФОЖ являются нестационарными физическими процессами. Давления, градиенты давления зависят от времени. Изменения направле- ния фильтрационных потоков иногда путают с циклическим заводнением, поскольку прекращение закачки в одни скважины, ввод в работу других происходит через равные промежутки времени. Существенное отличие от циклического заводнения заключается в том, что прекращение работы од- ной группы нагнетательных скважин вовлечение работу других приводит к изменению градиентов давления по направлению и по времени. Причем такие изменения происходят на определенной площади эксплуатационного участка, увеличивают коэффициент охвата пласта заводнением за счет дренирования линз, участков пласта неохваченных разработкой. Примене- ние циклического заводнения основано на существовании гидродинамиче- ской связи между пропластками разной проницаемости. Извлечение нефти из низкопроницаемого пласта, переток нефти во втором полуцикле из НП в ВП коэффициент охвата пласта формально не увеличивает. Но позволяет вовлечь в разработку низкопроницаемые разности эффективной толщины вскрытого интервала. Следовательно, увеличивается коэффици- ент охвата по толщине. Со временем количество перетекающей нефти из НП в ВП уменьшается и коэффициент охвата также уменьшается. К комбинированному нестационарному заводнению следует отнести применения технологии изменения направления фильтрационных потоков при наличии гидродинамической связи между прослоями разной проница- емости, то есть возможности совместного осуществления двух техноло- гий: изменения направления фильтрационных потоков и циклического за- воднения. В этом случае коэффициент охвата пласта заводнением увели- чивается как за счет увеличения площади дренирования, так и за счет при- тока нефти из низкопроницаемых прослоев. Поскольку приток флюида увеличивается, то требуется замена насосного оборудования на более про- изводительное, которое подбирается в соответствие с возросшим коэффи- циентом продуктивности скважин. Но замена ЭЦН с большей подачей в данном случае не является методом ФОЖ, поскольку обводненность не приближается к критической, и эксплуатационный объект находится на второй – третьей стадии разработки. Комбинированное нестационарное заводнение возможно только в гид- родинамически связанных пропластках. Глава 10. Газовые и водогазовые мун 10.1. Вытеснение нефти из пласта двуокисью углерода (СО 2 ). Для вы- теснения нефти из пласта можно использовать углекислый газ СО 2. , кото- рый при температуре 300–310 К 0 и давлении свыше 10МПа смешивается с нефтью. Однако смолы и асфальтены, содержащиеся в нефти, слабо рас- творяются в СО 2 и могут выпасть в осадок. Критические значения СО 2 Р=7,38МПа,Т=305К о . Для полной растворимости СО 2 следует повышать температуру и давление выше критических значений, например Р=30МПа,Т=360К о [3,20] Двуокись углерода закачивают в нагнетательные скважины в газооб- разном или жидком состоянии в виде оторочки, затем закачивают воду. Растворяясь в нефти углекислый газ, уменьшает ее вязкость, снижает по- верхностное натяжение на границе нефть-вода. Это приводит к увеличе- нию объема нефти и коэффициента сжимаемости, сопровождается ростом насыщенности порового пространства углеводородами, что ведет к увели- чению фазовой проницаемости по нефти. Другой способ применения СО 2 заключается в следующем. В пласт за- качивают воду с растворенным в ней углекислым газом (карбонизирован- ная вода), Вследствие большего химического «родства» нефти и СО 2 при контакте с карбонизированной водой нефти молекулы СО 2 диффундиру- ют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхности зерен породы, де- лают эти пленки подвижными, что приводит к увеличению количества из- влекаемой нефти. Из рассмотренных технологий вытеснение оторочки СО 2 проталкивае- мой водой имеет преимущество, т.к. позволяет извлечь большее количе- ство нефти из пласта, поскольку рассчитывать только на отрыв пленок тя- желой нефти от зерен породы ненадежно, такие пленки могут составлять очень незначительную долю остаточной нефти. Для применения этого метода надо иметь достаточное количество де- шевого СО 2 для обеспечения рентабельной добычи. 10.2. Вытеснение нефти углеводородными газами. В настоящее боль- шое внимание уделяется утилизации попутного нефтяного газа. Одним из способов использования попутного газа является применение его в каче- стве реагента закачиваемого в нагнетательные скважины с целью увеличе- ния коэффициента вытеснения нефти. Для увеличения нефтеотдачи применяются: углеводородный сухой газ, газ высокого давления, обогащенный газ и газоводянная (водогазовая) смесь. При использовании сжиженных углеводородных газов и других жидких углеводородных растворителей в качестве вытесняющего агента, возникает другая проблема извлечения из пласта оставшегося там раство- рителя, цена которого может значительно превышает стоимость нефти. Вытеснение нефти реагентом может быть несмешивающимся или сме- шивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легких нефтей (плотность дегазированной нефти менее 800кг/м 3 ). Давление нагнетания сухого углеводородного газа 25МПа и более, давление обогащенного газа 15–20МПа . При смешивании (растворении) газа с нефтью вязкость нефти умень- шается, увеличивается подвижность нефти, дебиты (см. Приложение 1, формула Дюпюи), и в конечном счете, нефтеотдача. Основные критерии эффективности процесса закачки углеводородного газа следующие [3]: 1) Углы падения пластов: при углах падения более 15 0 закачивают газ в сводовую часть залежи; при меньших углах – площадная закачка (в по- логих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти). 2) Глубина залегания пласта: при малых глубинах и больших давлениях нагнетания возможен прорыв газа в вышележащие пласты; при больших глубинах залегания требуются высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически целесообразно; 3) однородность пласта по проницаемости и невысокая вязкость нефти, при разных проницаемостях прослоев может произойти прорыв газа в до- бывающие скважин; 4) гидродинамическая замкнутость залежи, что исключает утечки зака- чиваемого газа. Приемистость скважин устанавливается опытным путем, либо по фор- муле дебита газовой скважины, умножая расчетное значение на опытный коэффициент. Для поддержания давления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям. Забойное давление вычисляет- ся с учетом потерь давления на трение и давление столба газа. Обычно давление нагнетания на 15–20% выше пластового давления. Для слоистого пласта, состоящего из прослоев разной проницаемости, возможны преждевременные прорывы газа по высокопроницаемым про- пласткам, что резко снижает эффективность вытеснения. Прорывы газа определяют посредством контроля газового фактора и изменения химиче- ского состава газа. Для предупреждения прорыва газа уменьшают отбор жидкости из скважин, вплоть до остановки их, снижают объем закачивае- мого газа, вместе с газом закачивают жидкость. 10.3. Водогазовое циклическое воздействие. Технология циклического водогазового воздействия заключается в том, что в пласт поочередно ото- рочками или одновременно в смеси нагнетается газ и вода в одну и ту же или отдельные нагнетательные скважины [3]. Физически механизм вытеснения нефти заключается в следующем. Вода, заполняет мелкие поры и сужения поровых каналов, тем самым уве- личивает коэффициент охвата пласта. Газ, закачиваемый в пласт, в силу большей подвижности занимает крупные поры и верхнюю часть пласта, частично растворяется в нефти, увеличивает ее подвижность, тем самым коэффициент вытеснения. Таким образом, газ увеличивает один из сомно- жителей коэффициента извлечения нефти, а вода – другой. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения их достоинств с целью уменьшения недостатков и к примене- нию периодического, циклического нагнетания водогазовой смеси. Опти- мальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздей- ствии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллек- торе (спорно). В этом случае можно рассчитывать на достижение макси- мального эффекта от совместного нагнетания воды и газа, т.е. вытеснение водогазовой смесью. Фазовая проницаемость зависит только от смачива- ющей фазы (воды), свободный газ обеспечивает вытеснение нефти. Пооче- редное вытеснение нефти газом и водой способствует увеличению коэф- фициентов вытеснения нефти и охвата пластов в виду снижения относи- тельной проницаемости высокопроницаемых пропластков, заполненных водогазовой смесью. Совместное вытеснение нефти из неоднородных пла- стов водой и газом более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем при раздельном вытеснении нефти только водой или газом. При выборе опти- мального режима эксплуатации нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7–15% по сравнению с обычным заводнением. Основным условием опти- мальности процесса водогазового воздействия является обеспечение рав- номерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему за- лежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в до- бывающие скважины. Продолжительность циклов по закачке каждого агента составляет 10–30сут. Недостатки водогазового циклического воздействия: приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента снижается после первого цикла: для газа в 8–10 раз, для воды в 4–5 раз вследствие сниже- ния фазовой проницаемости ПЗП. В зависимости от строения и неоднородности пласта гравитационное разделение воды и нефти может снизить эффективность применения тех- нологии на 10–20%. Проводимые лабораторные исследования показывают, что эффект от изменения соотношения пропорций закачиваемых воды и газа незначите- лен. Размеры образцов небольшие, практически однородны, и, следова- тельно, в лабораторных условиях создать среду, близкую к реальному пла- сту, практически невозможно. Остается два выхода: компьютерное моде- лирование, или промысловые экспериментальные работы при условии хо- роших знаний о геологическом и физическом строении пласта. |