энгм контрольная. Задача Список использованной литературы
 Скачать 31.46 Kb.
|
|
Оглавление
Вопрос 9. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости • интегрированные технологии; • вовлечение в разработку недренируемых запасов; • барьерное заводнение на газонефтяных залежах; • нестационарное (циклическое) заводнение; • форсированный отбор жидкости; • ступенчато-термальное заводнение. Барьерное заводнение на газонефтяных залежах. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть. Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения. В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых насыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости, возникают положительные перепады давления: в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных – ниже. При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления: в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных – ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте. Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Вопрос 10. Физические методы увеличения дебитов скважин Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений. Физические методы увеличения дебита скважин. Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта. К наиболее часто применяемым физическим методам относятся: • гидроразрыв пласта; • горизонтальные скважины; • электромагнитное воздействие; • волновое воздействие на пласт; • другие аналогичные методы. Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин. Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу. Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины. Электромагнитное воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость. Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону. Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта. Задача: Тепловая обработка пласта ведется комбинированным методом и состоит из двух этапов. На первом этапе призабойная зона нагнетательной скважины подогревается газовоздушной смесью (предварительный нагрев пласта). На втором этапе нагнетается холодная вода для получения пара и вытеснения им нефти. Скважины расположены по семиточечной схеме. Рассчитать основные показатели тепловой обработки пласта. Исходные данные для расчета показателей тепловой обработки пласта:
Решение Объем пласта, подвергнутого тепловой обработке (объем семиточечного элемента системы разработки): Vп = πR2h Vп=3,14*1002*20=628000м3 Абсолютные запасы нефти в элементе на начало тепловой обработки: V = VпmSн V=628000*0,2*0,5=62800м3 Из этих запасов можно вытеснить паром следующий объем нефти: Vн = Vη1 Vн=62800*0,8=50000м3 Определяем объем призабойной зоны нагнетательной скважины в элементе, охваченный предварительным нагревом:   Для нагрева такого объема пласта следующее количество тепловой энергии: Q1 = (∆Тп - ∆Тв)i V0 Q1=(700-150)*500*89000=24,475*109ккал Общее количество газа, необходимое для получения такого количества тепловой энергии с учетом тепловых потерь (25%) составит:  VГ=1,25*24,475*109/8000=3,824*106м3 Лабораторными исследованиями установлено, что на сгорание 1 м3 газа требуется 9,5 м3 воздуха. Следовательно, расход воздуха составит: Vв = 9,5 · Vг Vв=9,5*3,824*106=3,633*107м3 Объем всей газовоздушной смеси, необходимой для предварительного нагрева пласта составит: Vсм = Vг + Vв Vсм=3,824*106+3,633*107=40,154*106м3 При этом предварительный обогрев охватит площадь семитотечного элемента участка пласта с радиусом равным:   С учетом приемистости нагнетательной скважины для газовоздушной смеси можно рассчитать продолжительность периода предварительного нагрева пласта:   После прогрева призабойной зоны нагнетательной скважины необходимо максимально быстро провести нагнетание воды для уменьшения тепловых потерь и своевременного получения пара для обработки всего пласта. Общий объем воды, необходимый для нагнетания и образования пара можно определить по формуле объемной скорости конвективного переноса тепла в пористой среде пласта:   При производительности нагнетательной установки qнв продолжительность второго этапа тепловой обработки (период вытеснения нефти паром) составит:   Таким образом, общая продолжительность тепловой обработки семиточечного элемента участка пласта будет равна [сут]: tобр = tнагр + tвыт tобр =401+628=1029сут. Список использованной литературы Акульшин А. Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1989. Мищенко И.Т.Расчеты в добыче нефти и газа. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта. – URL: https://tegaz.ru/company/press/407/ Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – Волгоград: Издательский дом «Ин-Фолио»,2010. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||