Контрольная. Современные методы разработки месторождений на поздних стадиях
 Скачать 1.06 Mb.
|
|
Современные методы разработки месторождений на поздних стадиях. Значительная доля месторождений страны (Федоровское, Ромашкинское, Мамонтовское, Мухановское, Арланское, Самотлорское и др.) находится на поздней стадии разработки, которая сопровождается высокой обводненностью (до 95 %) и низкими дебитами (в среднем от 5 до 10 т/сут). Из этого следует что для дальнейшей рентабельной добычи нефти определяющим фактором становится выбор наиболее эффективной технологии повышения нефтеотдачи. На данный момент времени представлен широкий спектр технологий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов на заключительных стадиях разработки месторождений. Наиболее распространенными являются гидродинамические методы (нестационарное или циклическое заводнение, форсированный отбор жидкости), ремонтно-изоляционные работы, гидроразрыв и газоразрыв, третичные методы. Результативность методов рассмотрим на примере Федоровского месторождения за период 2010–2013 г. – Нестационарное (циклическое) заводнение. Метод основан на циклическом воздействии на пласт и изменении направления потоков жидкости. Метод применяется при наличии высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков, между которыми существует гидродинамическая связь. [11] Цикл воздействия включает в себя два полуцикла. В первом полуцикле происходит нагнетание вытесняющей жидкости, при котором часть воды перетекает из ВП в НП, при этом другая часть воды фильтруется по ВП в направлении добывающей скважины. Во втором полуцикле закачка прекращается, давление в ВП падает ниже давления в НП. Так как нефть обладает большей сжимаемостью чем вода, а также из-за гидрофильности коллектора вода удерживается в НП капиллярными силами, а нефть перетекает из НП в ВП. В первом полуцикле второго цикла возобновляется закачка, давление увеличивается и нефть, поступившая из НП в ВП фильтруется к забоям добывающих скважин. [7] – Форсированный отбор жидкости. Технология заключается в постепенном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Рзаб). Сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления и увеличении скорости фильтрации, путем уменьшения Рзаб на добывающих скважинах и увеличения давления нагнетания. В неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки, происходит отрыв пленочной нефти с поверхности породы. [8] За период 2010–2013 г. на месторождении было проведено 113 скважиноопераций по применению гидродинамических методов. Дополнительная добыча нефти составила 85,5 тыс.т. с удельной эффективностью 0,75 тыс.т./скв — опер. – Ремонтно-изоляционные работы. На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды. Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ (РИР), в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и также повышается охват пласта процессом выработки запасов. Чаще всего для изоляции обводненных пропластков или ликвидации заколонной циркуляции применяется цемент. В случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, используется метод селективной (избирательной) изоляции. Вариантами этого метода являются применение кремнийорганических соединений (продукт 119–204, Акор), закачка силиката натрия (жидкое стекло), волокнисто- и полимернаполненных дисперсных систем (ВДС и ПНДС). За рассмотренный период было проведено 704 мероприятия. Дополнительная добыча нефти составила 445,44 тыс.т. с удельной эффективностью 0,63 тыс.т./скв — опер. – Гидроразрыв игазоразрыв — механический метод воздействия, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности под действием давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. – Было проведено 1154 воздействия, дополнительная добыча от которых составила 6588,11 тыс.т. нефти, с удельной эффективности 5,7 тыс.т./скв — опер. – Третичные методы. При разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость, неоднородность пластов, переслоенных непроницаемыми прослоями и др.) заводнение на определенном этапе становится малоэффективным. Поэтому мероприятия по извлечению остаточных запасов нефти из заводненных зон называют третичными методами добычи нефти.Кэтим методам относятся: физико-химические МУН, тепловые обработки, газовые методы, комплексные воздействия. [12] Физико-химические МУН основаны на снижении межфазного натяжения на границе нефть — вытесняющий агент, снижении отношения вязкости нефти и вязкости воды, перераспределении объема находящихся в пласте флюидов с целью консолидации запасов. На залежах, содержащих высоковязкие нефти высокой эффективностью отличаются воздействия тепловыми методами, которые включают два основных направления: закачку в пласт горячей воды или пара и внутрипластовое горение. Главной особенностью тепловых методов является то, что на ряду с гидродинамическим вытеснением происходит тепловое вытеснение нефти за счет увеличения температуры. Происходит образование дополнительного фронта вытеснения — теплового. [8] Газовые методы особенно эффективно применяются на слабопроницаемых пластах. Газовые методы характеризуются воздействием на пласт углеводородного газа, двуокиси углерода, азота, дымового газа, а также водогазового воздействия. В качестве примера можно привести смешивающее вытеснение — закачивание попутного обезжиренного газа для поддержания давления в пласте вместо воды. В некоторых режимах в зависимости от физико-химических свойств нефти мы можем использовать смешивающее вытеснение, когда у нас идет полное смешивание между газом и нефтью, и тогда можно реализовать режим однофазной фильтрации. Это позволяет существенно повысить коэффициент извлечения нефти. [4] Так же высокоэффективным методом является комплексное воздействие, которое включает в себя сразу несколько механизмов влияния на призабойную зону пласта. [1] К таким методам относятся термокислотная обработка и термогазохимическое воздействие; Термогазохимическое воздействие на ПЗП заключается в сжигании на забое скважин порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Это так называемый «щадящий» метод для скважины в целом, по сравнению с ГРП, он неэффективен в пластах с ухудшенными коллекторскими свойствами. [9] За рассмотренный период было проведено 1880 скважиноопераций. Дополнительная добыча нефти составила 3461,45 тыс.т. с удельной эффективностью 1,84 тыс.т./скв — опер. Исходя из данных, изложенных в литературе по проблеме извлечения нефти из месторождений, находящихся на поздней стадии разработке можно сделать следующие выводы: Методы воздействия на пласт посредством заводнения не потеряли актуальности и являются эффективными и в наше время. Применение ГРП и третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов считается наиболее эффективным решением, поскольку поздняя стадия разработки месторождений характеризуется высокой степенью обводненности продукции и увеличением трудноизвлекаемых запасов нефти. Применение методов повышения нефтеотдачи является важной составляющей технологии освоения запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Задача 2. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Г): Ппл.н = f (Г), Г = f (tпл, Рпл, Рнас), количество которого зависит от пластовых температур (tпл) и давления (Рпл). По результатам пробной эксплуатации скважины нового нефтяного месторождения получены следующие данные: Давление пласта Рпл = 310 атм; Пластовая температура tпл = 95°С; Плотность нефти при н.у. н = 860 кг/м3 = 0,86 т/м3; Относительная плотность газа (по воздуху) для н.у. о.г = 0,8; Газовый фактор Г = 110 м3/м3, весь газ растворен в нефти. Определить свойства нефти в пластовых условиях. 1. Определение давления насыщения (Рнас) Для оценки Рнас используют номограммы М. Стендинга. Для этого из точки, соотвествующей газовому фактору, (Г = 110 м3/м3), в левой части номограммы, проводим горизонталь вправо до пересечения с наклонной прямой относительной плотности газа (относительного удельного веса газа, ог = 0,8). Затем проектируем эту точку вниз до пересечения с прямой плотности нефти (удельного веса, н = 0,86 т/м3), проводим горизонталь вправо до пересечения с линией пластовой температуры (tпл = 95°С) и, опускаясь по вертикали вниз, находим на пересечении с осью давлений величину давления насыщения нефти газом: Рнас = 210 атм  2. Определение объемного коэффициента нефти (b). Воспользуемся номограммой М. Стендинга. В левой части номограммы находим значение газового фактора (Г = 110 м3/м3), проводим горизонталь вправо до пересечения с линией относительной плотности газа (относительного удельного веса газа, о.г = 0,8) и проектируем эту точку вниз до линии плотности нефти (удельного веса нефти, н = 0,86т/м3). Затем проводим горизонталь вправо до линии пластовой температуры (tпл = 95°С), опускаем вертикаль до пересечения с линией пластового давления (Рпл = 310атм) и по горизонтали вправо находим значение объемного коэффициента нефти: b = 1,14. Т.о., 1 м3 нефти при н.у. в пластовых условиях будет занимать 1,14 м3. 3. Определение плотности нефти в пластовых условиях (пл. Н) 3.1. Находим вес газа, растворенного в 1 м3 нефти (Gпл.г): Gпл.г = н • Go • Gв • ог где н – плотность нефти при н.у., равная 0,86 т/м3; Go – весовой газовый фактор (Gо = Г / н); Gв – вес 1 м3 воздуха при н.у., равный 1,22 кг; ог – относительная плотность газа по воздуху, равная 0,8. Gо = Г / н Gо =110/ 0,86 = 127,9 м3/т Gпл.г = 0,86 •127,9 • 1,22 • 0,8= 107,35 кг. 3.2. Общий вес насыщенной нефти газом при н.у.(Gнг) равен: Gнг = Gн + Gпл.г Gн = н Gнг = 860 + 107.35= 967,35 кг. 3.3. Зная объемный коэффициент нефти, рассчитаем плотность нефти в пластовых условиях (пл. н): пл. н = Gнг / b пл. н = 967.35 / 1,14 = 848,55 кг/м3. 4. Определение усадки нефти (U). Усадка нефти происходит за счет выделения из нее растворенного газа (дегазации): U =( (b-1)/b)*100% U = (1,14-1)/1,14=0,123×100%=12,3%. 5. Определение вязкости нефти в пластовых условиях (μ н. газ) 5.1. Пользуясь рис. ниже, определяем вязкость дегазированной нефти μ н. дег = 1,3 спз:  Вязкость насыщенной газом нефти μ н. газ. определяем по рис. ниже: μ н. газ = 0,6 спз  Задача 2. Найти коэффициент изменения объема насыщенной газом нефти в пластовых условиях (b) и процент усадки нефти (U), если даны: плотность нефти при н.у. н =880 кг/м3 относительная плотность газа по воздуху ог = 0,85, газовый фактор Г = 140 м3/т, пластовое давление Рпл = 220атм, температура tпл = 39°С. 1. Определение кажущейся плотности растворенного газа (г.к) Находим кажущуюся плотность газа (г.к) для относительной плотности газа ог = 0,85, плотности нефти н = 880 кг/м3. Кажущая плотность растворенного газа равна г.к = 454,25 кг/м3 (0,45425 кг/л).  2. Определение веса газа (Gг) Вес газа (Gг), растворенного в 1 м3 нефти, оценивается по уравнению: Gг = Г • н • ог • Gв где Г – газовый фактор, равный 140 м3/т; н – плотность нефти, равная 0,88 т/м3; ог – относительная плотность газа, равная 0,85; Gв – вес 1 м3 воздуха при н.у., равный 1,22 кг. Gг = 140 • 0,88 • 0,85 • 1,22 = 127,7 кг. 3. Определение объема газа в жидкой фазе (Vг) Объем газа в жидкой фазе составляет: Vг = Gг / г.к Vг = 127,7/ 454,25 = 0,281 м3. 4. Определение общего объема насыщенной газом нефти (Vнг) Общий объем насыщенной газом нефти при атмосферном давлении оценивается по формуле: Vнг = 1 + Vг Vнг = 1 + 0,281 = 1,281 м3. 5. Определение веса насыщенной газом нефти (Gнг) Вес насыщенной газом нефти определяется по формуле: Gнг = Gн + Gг Gнг = 880 + 127,7 = 1007,7 кг. 6. Определение плотности насыщенной газом нефти (нг) Плотность насыщенной газом нефти расчитывается следующим образом: нг = Gнг / Vнг нг = 1007,7 / 1,281 = 787 кг/м3. 7. Опреление плотности нефти в пластовых условиях ('нг) Плотность нефти в пластовых условиях ('нг) определяется по формуле: 'нг = нг - ∆t + ∆ р (7.15) Плотность нефти в пластовых условиях имеет еще две поправки: 1) на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (∆t); 2) на изменение плотности за счет сжатия под давлением (∆р). ∆t - поправка на расширение нефти за счет увеличения температуры, ее определяем по рис. ∆t = 880 – 869 = 11 кг/м3. ∆р - поправка на сжимаемость нефти, ее определяем по рис, для Р пл = 220 атм, ∆р = 10,53 кг/м3.  Таким образом, используя формулу, рассчитываем плотность нефти в пластовых условиях: 'нг = 787 – 11 + 10,53 = 786,53 кг/м3.  8. Определение коэффициента изменения объема нефти (b) Коэффициент изменения объема нефти b, насыщенной газом, для пластовых условий, будет равен: b = Vпл / Vдег b= дег / 'нг дег = н b = 880 / 786,53 = 1,12. Т.е. каждый м3 нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объем 1,12 м3. 9. Определение усадки нефти (U) Усадка нефти составляет: U= ( b – 1 ) / b U = ( 1,12 – 1 ) / 1,12 = 0,107 или 10,7% |