Задача №3 «Выбор метода нефтеотдачи методом тестирования» _ Инте. Задача 3 Выбор метода нефтеотдачи методом тестирования
 Скачать 138.11 Kb.
|
|
Уфимский государственный нефтяной технический университет Институт дополнительного профессионального образования Задача №3 «Выбор метода нефтеотдачи методом тестирования» Общие положения Важным условием эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУНОП) является правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода — для объекта. Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических показателей разработки. Эти критерии определены на основе анализа технико-экономических показателей применения метода, обобщения опыта его применения в различных геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований. Обычно выделяются три категории критериев применимости методов: Критерии первой категории являются определяющими, наиболее значимыми и независимыми. Технологические критерии зависят от геолого-физических и выбираются в соответствии с ними. Материально-технические условия большей частью также являются независимыми, остаются неизменными и определяют возможность выполнения технологических критериев. В таблице 1 приведено влияние свойств коллектора и флюидов на эффективность применения основных методов вытеснения нефти. Таблица 1 — Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении Методы Пластовая нефть Вода Коллектор Условия залегания вязкость, МПа ⋅с состав насыщен- ность, % минерали- зация, г/м 3 неодно- родность проница- емость тип и химико- физические свойства давление пл., МПа температура, °C толщина, м Заводнение с ПАВ* До 50 Наличие асфальтенов и смол До 30 До 0,2 Неоднородный, отсутствие трещин 10 и более Глинистость не более 5– 10% - Менее 90 До 15 Полимерное заводнение* От 10 до 100 - До 30 Ограниченное содержание ионов Са 2+ , Мg 2+ Неоднородный, отсутствие трещин Более 100 Глинистость не более 5– 10% - Менее 90 - Мицеллярное заводнение* До 10 - До 70 Ограниченное содержание ионов Са 2+ , Мg 2+ Однородный Более 100 Ограниченное содержание карбонатов - Менее 65–90 - Щелочное заводнение До 100 Наличие органических кислот До 60 Содержание ионов Са 2+ до 0,25 Неоднородный, отсутствие трещин Более 100 Глинистость не более 5– 10% - - - А.В. Лысенков Интенсификация разработки и повышение нефтеотдачи пластов Электронный учебно-методический комплекс геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщины нефтенасыщенного пласта), параметры и особенности нефтесодержащего коллектора (насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, условия залегания) и другие; технологические (размер оторочки, концентрация агентов в растворе, размещение скважин, давление нагнетания и т. д.); материально-технические (обеспеченность оборудованием, химическими реагентами, их свойства и др.). Методы Пластовая нефть Вода Коллектор Условия залегания вязкость, МПа ⋅с состав насыщен- ность, % минерали- зация, г/м 3 неодно- родность проница- емость тип и химико- физические свойства давление пл., МПа температура, °C толщина, м Сернокислотное заводнение* Применение СО 2 * 1–30 Наличие ароматических соединений До 30 - Умеренно- однородный Менее 500 Терригенный с содержанием карбонатов 1– 2% - - - Применение СО 2 *: оторочки До 50 Ограниченное содержание асфальтенов и смол До 60 Ограниченное содержание ионов Са 2+ , Мg 2+ Неоднородный 5 и более - Выше давления насыщения - До 15 при пологом залегании, при крутом не ограничена Применение СО 2 : в сочетании с заводнением До 50 Ограниченное содержание асфальтенов и смол До 60 - Неоднородный, отсутствие трещин Более 50 - Выше давления насыщения - - Применение у.в. газа.* Газ высокого давления До 10 - До 60 - Однородный 5 и более - Выше давления насыщения - До 15 при пологом залегании, при крутом не ограничена Водогазовая смесь До 50 - До 60 Неоднородный, отсутствие трещин Более 50 - То же - - Внутрипластовое горение* До 100 Ограниченное содержание серы До 50 - Отсутствие трещин Более 100 - - - Более 3 Закачка в пласт пара Более 50 Наличие лёгких компонентов - - Умеренно- однородный Более 100 - - - Более 6 * Неблагоприятным фактором применения метода является трещиноватость пласта. Исходные данные Вариант 0 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 33 мПа⋅с. Нефть активная с содержанием нафтеновых кислот. Месторождение эксплуатировалось 12 лет. Текущая обводненность 62%, насыщенность пор водой около 50%. Попутная вода в значительной мере опреснена и содержание Ca ++ = 0,02 г/л. Проницаемость пласта 0,356 мкм 2 , коллектор неоднородный поровый, терригенный с глинистостью 9%. Вариант 1 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 22 мПа⋅с. Нефть содержит значительное количество смолистых компонентов. Месторождение эксплуатировалось 6 лет. Добыча наибольшая. Составляется уточненный проект доразработки с возможным проектированием методов увеличения нефтеотдачи пласта. Насыщенность пор водой около 19%. Проницаемость пласта 0,257 мкм 2 . Коллектор неоднородный с содержанием глин 3% и карбонатов 2%. Минерализация пластовой воды 120 мг/л. Вариант 2 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 6 мПа⋅с. Месторождение эксплуатировалось 16 лет. Добыча снижается. Составляется проект доразработки с возможным проектированием методов увеличения нефтеотдачи пласта. Средняя проницаемость пласта 0,025 мкм 2 . Коллектор неоднородный. Минерализация пластовой воды 120 мг/л. Температура пласта 56 °С. Вариант 3 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 10 мПа⋅с. Нефть активная с содержанием нафтеновых кислот. Месторождение эксплуатировалось 15 лет. Текущая обводненность 32%, насыщенность пор водой около 60%. Попутная вода в значительной мере опреснена и содержание Ca ++ = 0,02 г/л. Проницаемость пласта 0,126 мкм 2 , коллектор неоднородный поровый, терригенный с глинистостью 9%. Вариант 4 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 52 мПа⋅с. Нефть содержит значительное количество смолистых компонентов. Месторождение эксплуатировалось 6 лет. Добыча наибольшая. Составляется уточненный проект доразработки с возможным проектированием методов увеличения нефтеотдачи пласта. Насыщенность пор водой около 40%. Проницаемость пласта 0,357 мкм 2 . Коллектор неоднородный с содержанием глин 4% и карбонатов 8%. Минерализация пластовой воды 110 мг/л. Вариант 5 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 15 мПа⋅с. Месторождение эксплуатировалось 16 лет. Добыча снижается. Составляется проект доразработки с возможным проектированием методов увеличения нефтеотдачи пласта. Средняя проницаемость пласта 0,125 мкм 2 . Коллектор неоднородный. Минерализация пластовой воды 120 мг/л. Температура пласта 66 °С. Вариант 6 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 13 мПа⋅с. Нефть активная с содержанием нафтеновых кислот. Месторождение эксплуатировалось 15 лет. Текущая обводненность 82%, насыщенность пор водой около 70%. Попутная вода в значительной мере опреснена и содержание Ca ++ = 0,02 г/л. Проницаемость пласта 0,226 мкм 2 , коллектор неоднородный поровый, терригенный с глинистостью 10%. Вариант 7 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 12 мПа⋅с. Нефть содержит значительное количество смолистых компонентов. Месторождение эксплуатировалось 6 лет. Добыча наибольшая. Составляется уточненный проект доразработки с возможным проектированием методов увеличения нефтеотдачи пласта. Насыщенность пор водой около 20%. Проницаемость пласта 0,157 мкм 2 . Коллектор неоднородный с содержанием глин 10% и карбонатов 1%. Минерализация пластовой воды 123 мг/л. Вариант 8 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 3 мПа⋅с. Месторождение эксплуатировалось 26 лет. Добыча снижается. Составляется проект доразработки с возможным проектированием методов увеличения нефтеотдачи пласта. Средняя проницаемость пласта 0,035 мкм 2 . Коллектор неоднородный. Минерализация пластовой воды 110 мг/л. Температура пласта 53 °С. Вариант 9 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 35 мПа⋅с. Нефть активная с содержанием нафтеновых кислот. Месторождение эксплуатировалось 11 лет. Текущая обводненность 72%, насыщенность пор водой около 60%. Попутная вода в значительной мере опреснена и содержание Ca ++ = 0,02 г/л. Проницаемость пласта 0,436 мкм 2 , коллектор неоднородный поровый, терригенный с глинистостью 12%. Вариант 10 Выбрать МУНОП для залежи нефти с параметрами. На месторождении добывается нефть вязкостью 12 мПа⋅с. Нефть содержит значительное количество смолистых компонентов. Месторождение эксплуатировалось 9 лет. Добыча наибольшая. Составляется уточненный проект доразработки с возможным проектированием методов увеличения нефтеотдачи пласта. Насыщенность пор водой около 18%. Проницаемость пласта 0,263 мкм 2 . Коллектор неоднородный с содержанием глин 13% и карбонатов 3%. Минерализация пластовой воды 110 мг/л. Пример подбора МУНОП Для исходных геолого-физических данных (вариант 0) по эффективным критериям подбора МУНОП (таблица 1) в качестве МУНОП для условий данной нефтяной залежи эффективным будет метод щелочного заводнения с критериями эффективного применения метода: Методы Пластовая нефть Вода Коллектор Условия залегания вязкость, МПа ⋅с состав насыщен- ность, % минерали- зация, г/м 3 неодно- родность проница- емость тип и химико- физические свойства давление пл., МПа температура, °C толщина, м Щелочное заводнение До 100 Наличие органических кислот До 60 Содержание ионов Са 2+ до 0,25 Неоднородный, отсутствие трещин Более 100 Глинистость не более 5– 10% - - - Вывод: Выполнен подбор МУНОП к геолого-физическим условиям конкретного месторождения методом тестирования согласно критерию эффективного применения метода. |