Диплом. диплом. Выбор технологии увеличения нефтеотдачи пластов для условий Наратовского месторождения
 Скачать 448.47 Kb.
|
|
Продолжение таблицы 2.6
Таблица 2.7 – Добывающие скважины по очагам закачки
Раствор ПАА концентрацией 0,5% – это высоковязкая жидкость, напоминающая гель (вязкость 25 – 27 МПа·с). Если увеличить концентрацию раствора, то вязкость увеличится настолько, что прокачать этот раствор в пласт становится затруднительно (высокие давления нагнетания). Если же снизить концентрацию ПАА до 0,2 – 0,1%и ниже, то эффективность его применения снижается. Снижается дополнительное гидродинамическое сопротивление, которое создается для выравнивания фронта вытеснения. Выравнивание фронта будет проходить менее интенсивно, за счет понижений вязкости ПАА. Снизится охват пласта воздействием. Меньшее количество структурообразователя окажется в пласте, что в свою очередь отразится на устойчивости образующегося осадка. Поэтому выбирается оптимальное значение концентрации ПАА, при которой одновременно: раствор можно прокачать в пласт и раствор выполнит функции структурообразователя осадка. Гидроксид натрия поступает от производителя в виде раствора с концентрацией 40% (насыщенный раствор щелочи). При повышении концентрации раствора, растворения не происходит, а выпадает осадок. По данным лабораторных исследований известно, что чем выше концентрация реагента и минерализация пластовой воды, тем интенсивнее образуется осадок. Для увеличения продолжительности эффекта в пласт нужно доставить максимальное количество реагирующего вещества при ограниченном объеме закачиваемого раствора. По мере продвижения оторочки щелочи по пласту происходит образование осадка и реагент теряет свои свойства. Исходя из вышесказанного, концентрация раствора щелочи подбирается максимальной. Растворитель «Нефрас» применяется без предварительной обработки и подготовки в том же виде, в каком он поступил от производителя. Произведем расчет давления закачки для вышеуказанных нагнетательных скважин. 2.6 Расчет параметров закачки композиции щелочно-полимерного раствора на нагнетательной скважине Основным параметром закачки ЩПВ является давление закачки ЩПР на нагнетательной скважине. Так как объемы компонентов ЩПР для осуществления операции на одной нагнетательной скважине определены выше будем рассматривать только расчет для определения давления закачки. Значение данного параметра для конкретной скважины определяется следующей методике согласно рекомендациям [11]. Сначала определяются потери напора по длине скважины  (2.1)где h – потери напора по длине, мм. вод. ст.; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; Н – глубина скважины, м; dвнут. – внутренний диаметр НКТ, м; v нисх. – скорость нисходящего потока жидкости, м/с; g – ускорение свободного падения, м/с2. Для определения коэффициента сопротивления находим параметр Рейнольдса  (2.2)где Re – параметр Рейнольдса; vнисх. – скорость нисходящего потока жидкости, м/с; dвнут. – внутренний диаметр НКТ, м;  – вязкость жидкости, м²/с.Коэффициент гидравлического сопротивления  (2.3)где Re – параметр Рейнольдса; λ – коэффициент гидравлического сопротивления. Находим допустимое давление на устье нагнетательной скважины  (2.4)где dнар. – наружный диаметр НКТ, м; dвнут. – внутренний диаметр НКТ, м; σстр. – предел текучести материала труб.ы, Н/м; К – коэффициент запаса; Рпл – пластовое давление, МПа; g – ускорение свободного падения, м/с2; ρ – плотность композиции, кг / м 3 ; h – потери напора по длине, м. вод. ст.; Н – глубина скважины, м. Давление закачки Рзак = Руст – ρ · g · (h + Н), (2.5) где Рзак. – давление закачки, МПа; Руст. − давление на устье, МПа; ρ – плотность композиции, кг / м 3; Н – глубина скважины, м ; h – потери напора по длине, м. вод. ст. Для осуществления расчета параметров закачки будем руководствоваться исходными данными таблицы 2.8. Таблица 2.8 – Исходные данные по скважине № 9
Произведем расчет давления закачки ЩПР. Критерий Рейнольдса определяется по формуле (2.2). Подача насосного агрегата 10 л/с. Скорость нисходящего потока находим из таблицы справочного пособия [11]. Скорость нисходящего потока – 3,31 м/с.  (2.6)Режим течения жидкости турбулентный так как Reкрат = 3420. Следовательно, коэффициент гидравлического сопротивления рассчитываем по формуле (2.3)  (2.7)Далее по формуле (2.1) рассчитываем потери напора по длине  мм. вод. ст. (2.8)Допустимое давление на устье скважины по формуле (2.4)  (2.9)Давление закачки композиции по формуле (2.5) Рзак = Руст – ρ · g · (h + Н) = 14,6 МПа. (2.10) Расчетное давление применяется в зависимости от диаметра сменной втулки и изменения давления на выкидной линии насоса. Результаты расчета основных параметров закачки композиции щелочно-полимерного раствора представлены в таблице 2.9. Таблица 2.9 – Результаты расчета основных параметров закачки
3 ОЦЕНКА И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ЗАКАЧКИ ЩЕЛОЧНО-ПОЛИМЕРНОГО РАСТВОРА НА НАРАТОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 3.1 Оценка эффективности применения метода реагента по гидродинамическим методам исследований Для оценки эффективности обработки нагнетательных скважин щелочно-полимерным раствором можно судить по данным геофизических исследований. При помощи исследований глубинным расходометром видно как изменяется приемистость скважины и интервалы приемистости до и после обработки скважин. Ниже приводятся результаты исследований по выбранным очагам воздействия. 1) I очаг воздействия. Скважина № 9 (исходные данные в таблице 2.6). Приведены данные исследований за 1997 и 2005 год (рисунок 3.1). До обработок скважин раствором приемистость жидкости при закачке отмечалась в интервале 1253,5 – 1254,25 метров (рисунок 3.1). После обработки скважины ЩПР приемистость жидкости при закачке отмечалась в интервале 1253,5 – 1254,25 метров в интервале 1252,5 – 1253,25 метров (рисунок 3.1). В работу дополнительно включился участок пласта толщиной 0,75 метров не участвующий ранее в процессе фильтрации. Объясняется это тем, что после обработки ЩПР данный эффект произошел за счет выпадения осадка в высокопроницаемых пропластках и снижения их проницаемости. Минерализованная вода, закачиваемая с КНС встретив сопротивление в вышележащих пропластках, направляется в нижнюю часть пласта, которая после обработки ЩПР обладает сравнительно большой проницаемостью, чем верхняя часть. Сравнительно высокое содержание нефти в нижней части пласта, так как закачиваемая до ЩПВ вода промывала верхние пропластки. За счет вовлечения в разработку неработающих ранее пропластков происходит прирост нефтеизвлечения.  Скважина № 9 после обработки ЩПР Скважина №9 до обработки ЩПР Рисунок 3.1 – Изменение профиля приемистости скважины № 9 до и после закачки щелочно–полимерного раствора 2) II очаг воздействия, скважина № 27 (исходные данные в таблице 2.6). Приведены данные исследований за 1997 и 2005 год (рисунок 3.2). По данным исследования до обработки ЩПР приемистость жидкости при закачке отмечалась в интервале 1296,5 – 1298 м (рисунок 3.2). После обработки приемистость жидкости при закачке отмечалась в интервале 1296,5 – 1298,75 м (рисунок 3.2). Из рисунка видно, что в разработку дополнительно включился участок пласта толщиной 0,75 м, не участвующий ранее в процессе фильтрации. 3) III очаг воздействия. Скважина №176 (исходные данные в таблице 2.6). Приведены данные исследований за 1997 и 2005 год (рисунок 3.3). До обработок скважин ЩПР приемистость жидкости при закачке отмечалась в интервале 1403 – 1404 м (рисунок 3.3). После обработки скважины ЩПР приемистость жидкости отмечалась в интервале 1402,5 – 1405,4 м (рисунок 3.3). В разработку включился участок пласта толщиной 2,4 м. Благодаря исследованиям глубинным расходомером можно контролировать, какие пласты вовлечены в процесс фильтрации, а какие нет. С учетом этого можно выбирать нагнетательные скважины под закачку. Можно выделить нагнетательные скважины, которые временно необходимо законсервировать, так как при многократной промывке многие прослои уже выработаны и нефть не дадут. В некоторых нагнетательных скважинах рекомендуется увеличить давление и объемы закачки для применения направления фильтрационных потоков в пласте, для повышения нефтеизвлечения. Р  Скважина № 27 до обработки ЩПР Скважина №27 после обработки ЩПР исунок 3.2 – Изменение профиля приемистости скважины № 27 до и после закачки щелочно–полимерного раствора  Скважина № 176 до обработки Скважина №176 после обработки Рисунок 3.3 – Изменение профиля приемистости скважины № 176 до и после закачки щелочно–полимерного раствора 3.2 Определение прироста нефтеотдачи по характеристикам вытеснения Институтом БашНИПИнефть разработана программа [12], которая позволила рассчитать технологический эффект внедрения метода увеличения нефтеотдачи ЩПВ на Наратовском нефтяном месторождении. Расчеты производились на ЭВМ в ЦНИПР НГДУ «Южарланнефть». Данная программа позволяет оценить изменения объемов добываемой жидкости, количество воды и нефти, добываемой из скважин, изменение обводненности и нефтеотдачи. В качестве исходных данных используется созданный файл, в который закладывается информация по каждому очагу воздействия, то есть по каждой скважине. Исходные данные представляют собой следующее: - геолого–геофизические характеристики пласта; - физико–химические свойства флюидов; - данные об изменении давления; - даты всех обработок скважины ЩПР. Все эти параметры составляют базу данных для расчета. Кроме того, программа определяет прирост или снижение нефтеотдачи по различным характеристикам вытеснения путем сравнения теоретической и фактической кривых вытеснения с базовым интервалом. В качестве базового интервала сравнения берется промежуток времени предшествующий воздействию на пласт. Теоретическая кривая вытеснения – это та прогнозируемая линия, которая характеризует процесс разработки без применения метода увеличения нефтеотдачи. В рассматриваемом случае теоретическая кривая строится следующим образом: по оси абсцисс откладывается время разработки в годах, а по оси ординат накопленная добыча нефти. Фактическая кривая – это линия, характеризующая реальное наложение разработки месторождения и изменение параметров разработки после применения методов увеличения нефтеотдачи. Фактическая кривая может отклоняться от теоретической в разные стороны, что говорит о положительном или отрицательном эффекте воздействия на пласт [13]. Прирост или снижение нефтеотдачи пластов определяется как разность значений между фактической и теоретической кривыми на рассматриваемый момент времени, в нашем случае с 1995 по 2005 год. Согласно программе, расчет технологической эффективности применения метода ЩПВ, ведется по четырем методам получения кривых вытеснения: Камбарова Г. С., Пирвердяна А. М., Сазонова Б. Ф., БашНИПИнефть. Выбор данных методов из их общего числа, а всего их одиннадцать, основан, прежде всего, на полученных данных исследований и опытно-промышленных испытаний, проведенных на месторождениях Башкирии. В настоящей работе была определена технологическая эффективность ЩПВ по указанным выше методам по каждому очагу в период с 1997 года по 2005 год. Уравнения кривых вытеснения жидкости из пласта приводятся ниже: Уравнение Камбарова Г. С. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||