Отчет по практике. Бурение. Технология бурения скважины

• Название: Технология бурения скважины
• Дата: 28.03.2022
• Размер: 398 Kb.
• Имя файла: Отчет по практике. Бурение.doc
• Тип: Документы; #421193
• страница: 7 из 11

5.11. Закачка газа в пласт

Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшается проницаемость.

При этом следует иметь в виду следующее:

а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на устье скважин давления, равного по величине забойному.

б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Р_заб.

Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так:

V = V_н + V_в + V_г

Здесь V_н, V_в, V_г – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа V_наг должен быть выше расчетного в n раз: V_наг=n*V

n = 1,5…1,20.

При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе.

5.12.Закачка теплоносителей

Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

Для разработки таких месторождений в стране создано научно-производственное объединение «Союзтермнефть».

Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», показали, что при закачке горячей воды коэффициент нефтеотдачи может быть повышен: при температуре закачиваемой воды 30^оС – до 0,432, при 100^оС – до 0,745, при 200^оС – до 0,783.

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой: при Т – 20^оС поверхностное натяжение 6,05 эрг/кв.см., при 60^оС – 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО – 86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.

5.13. Закачка горячей воды

Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность, ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводить к увеличению КНО.

Технологические расчеты, связанные с закачкой горячей воды, ведут в следующей последовательности.

Радиус теплового влияния через известное время t определяют по уравнению:



где а – средний коэффициент температуропроводности горных пород, окружающих нагнетательную скважину, кв.м/ч; t – время, ч (а=3,077 10^-3 кв.м/м).

5.14. Закачка пара

При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой.

Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры пара, более высокой его смачиваемости и подвижности.

Механизм вытеснения нефти аналогичен вытеснению при закачке горячей воды.

В качестве примера рассмотрим паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт на месторождении Оха (Сахалин), которое характеризуется следующими данными: текущий КНО до ПТВ – 20%, пласты – сцементированный песок, нефтенасыщенная толщина 22…36 м, глубина залегания 100…950 м, пористость 27%, проницаемость – 1500 мД, плотность 0,92…0,95 г/куб.см, вязкость – 2000 Мпа-с.

В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО возрос до 52%, добыча нефти увеличилась со 147,4 тыс. т до 250 тыс.т, а объем закачки пара со 156 тыс. т до 750 тыс.т в год.

ПТВ в настоящее время ведется на месторождениях Катангли (Сахалин), Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других.

Эффективность метода доказана. В настоящее время разрабатываются новые разновидности метода – циклическая закачка пара, закачка высокотемпературной воды (Т = 320…340^оС при давлении 16…22 Мпа) и другие.

На территории СНГ к настоящему времени несколько сот залежей высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких месторождениях не превышает 15%.