Шпаргалка по: "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Изменение направления  фильтрационных потоков достигается  за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и  закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Он более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

Создание высоких  давлений нагнетания.

Величина давления нагнетания влияет на технико-экономическую эффективность  заводнения. При существующих режимах  закачки воды заводнением охватывается только небольшая часть нефтенасыщенной  толщины пласта; при определенных давлениях нагнетания проницаемые (а часто и высокопроницаемые) коллекторы воды не принимают; при повышении давления нагнетания до вертикального горного увеличивается толщина интервалов пласта, принимающих воду (охват толщины заводнением); индикаторная зависимость приемистости от давления нагнетания нелинейная, причем темп прироста приемистости существенно выше, чем темп прироста давления. С ростом давления нагнетания трещины пласта раскрываются и увеличивается их проницаемость; преодолевается предельный градиент давления сдвига для неньютоновских нефтей и систем; возникают инерционные сопротивления, вызывающие противоположное первым двум факторам искривление индикаторных линий.

Форсированный отбор жидкости.

Технология заключается  в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения забойного давления. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Условиями эффективного применения метода считают: а) обводненность продукции не менее 80 – 85% (начало завершающей стадии разработки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения дебитов (коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропускная способность системы сбора и подготовки продукции достаточна). Техника форсирования отборов может быть самой различной: штанговые насосы при полной загрузке оборудования, электронасосы, рассчитанные на большие подачи и др.

Воздействие на призабойную зону пласта с целью расширения профиля притока и приемистости, повышение качества вскрытия пласта и освоения скважин также способствуют увеличению нефтеотдачи.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

16. Физико-химические методы ПНП, основанные на улучшении нефтевытесняющих свойств воды.

Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов  увеличения вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие заводнение, которые основанные на снижении межфазного поверхностного натяжения и изменении соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, основанные на полной или частичной смесимости рабочих агентов с нефтью и водой.

Методы, улучшающие заводнение, к ним относятся методы, использующие в качестве рабочих агентов поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, щелочи и серную кислоту.

Вытеснение нефти водными растворами ПАВ сопутствует явление адсорбции поверхностно-активных добавок к воде на зернах породы. Это оказывает решающее влияние на процесс извлечения нефти из пластов и экономику физико-химических методов разработки нефтяных месторождений. Будущее метода связывают в основном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания.

При вытеснении из пластов  нефтей различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и воды. Метод полимерного заводнения основан на способности раствора полимера в воде, уменьшать соотношение подвижностей (загущение воды) нефти и воды (текущий фактор сопротивления) и уменьшать подвижность воды, закачиваемой за раствором полимера (остаточный фактор сопротивления), что повышает охват пластов заводнением. Метод относится к дорогим, поэтому перспективы его применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного сочетания с другими методами повышения нефтеотдачи.

Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей  с активными компонентами (органическими  кислотами) нефти и породой. При  этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчивые эмульсии и выделяются осадки. Будущее метода связывают с сочетанием его с тепловыми методами (термощелочные растворы) и с осадкообразованием в пласте.

Механизм повышения  нефтеотдачи при вытеснении нефти серной кислотой (сернокислотное заводнение) заключается в образовании кислого гудрона (вязкой смолистой массы) в наиболее промытой водой зоне (наиболее значимый фактор) и поверхностно-активных водорастворимых сульфокислот. Технология метода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15% порового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигаемой по пласту водой. Применение метода сопровождается сильной коррозией используемого оборудования и эксплуатационной колонны скважины.    

 

17. Характеристика методов вытеснения нефти растворами ПАВ, полимерами, щелочными растворами, мицелярными растворами.

Вытеснение нефти водными  растворами ПАВ сопутствует явление  адсорбции поверхностно-активных добавок  к воде на зернах породы. Это оказывает  решающее влияние на процесс извлечения нефти из пластов и экономику физико-химических методов разработки нефтяных месторождений. Будущее метода связывают в основном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания.

При вытеснении из пластов  нефтей различной вязкости обычной  водой текущая и конечная нефтеотдача  снижается с увеличением отношения  вязкостей нефти и воды. Метод  полимерного заводнения основан  на способности раствора полимера в воде, уменьшать соотношение подвижностей (загущение воды) нефти и воды (текущий фактор сопротивления) и уменьшать подвижность воды, закачиваемой за раствором полимера (остаточный фактор сопротивления), что повышает охват пластов заводнением. Метод относится к дорогим, поэтому перспективы его применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного сочетания с другими методами повышения нефтеотдачи.

Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кислотами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчивые эмульсии и выделяются осадки. Будущее метода связывают с сочетанием его с тепловыми методами (термощелочные растворы) и с осадкообразованием в пласте.

Мицеллярный раствор  – это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтяного газа до сырой  легкой нефти), воды и водонефтерастворимого  ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бутиловым). Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе практически до нуля (не более 0,001 мН/м). Технология процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических реагентов: а) предоторочки (20% от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого натрия для понижения концентрации ионов кальция и магния; б) оторочки мицеллярного раствора малоконцентрированного (20 – 50 % от объема пор) или высококонцентрированного (5 – 15 % от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30 – 60 % от объема пор) из полимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды (мицеллярно-полимерное заводнение). Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения.

Внедрение метода ограничивается сравнительно высокой стоимостью мицеллярного раствора.

 

 

 

18. Газовые методы ПНП, микробиологические и волновые методы

В настоящее время  применяют углеводородный сухой  газ, газоводяную смесь, газ высокого давления и обогащенный газ.

Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз).

Основными критериями эффективности  процесса закачки газа можно назвать:

• углы падения пластов: при углах более 150 закачка газа в сводовую часть, при меньших – площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти);

• глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты, а при большой глубине требуется очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано;

• однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;

• гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.

Для нагнетания можно  использовать нефтяной газ, природный  газ соседних газовых месторождений  или газ из магистральных газопроводов.

Закачка газа вместе с  водой привела к разработке метода водогазового циклического воздействия  как более эффективного метода повышения нефтеотдачи. Совместная закачка трудноосуществима по техническим причинам (выпадение гидратов, попадание газов в водоводы и т. д.).

 

19. Термические методы ПНП, критерии их применимости. Классификация термических методов.

Для повышения нефтеотдачи целесообразно увеличивать температуру всего нефтеносного пласта. Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой  нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура  которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля известных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы разработки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности.

Различают следующие  разновидности тепловых методов:

• теплофизические – закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и пароциклические обработки скважин);
• термохимические – внутрипластовое горение.

Выделяют три группы термических способов в зависимости  от места воздействия: 1) на призабойную  зону пласта; 2) на пласт в целом; 3) в стволе скважины.

Воздействие на призабойную  зону осуществляется:

1. устьевыми нагревательными устройствами;
2. глубинными нагревательными устройствами;
3. тепловой обработкой в комбинировании с другими средствами интенсификации.

Для передачи тепла на забой используются различные агенты – теплоносители (вода, нефть, пар, газ) и энергетические источники.

Воздействие на пласт  в целом в зависимости от рода источника тепла возможно двух видов.

К первым относят закачку  в пласт нагретых агентов –  теплоносителей (газ, вода, пар).

Ко второй подгруппе  относятся ТС с использование  подземных источников энергии и топлива (частичного сжигания нефти и угля в пласте, термальных вод, естественного тепла глубинных зон земной коры).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

20. Технология пароциклических обработок скважин. Технические средства для закачки пара в пласт

Циклическое нагнетание пара в пласты или пароциклические  обработки добывающих скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием  пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей  эксплуатацией тех же скважин для отбора нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии – прогрев пласта и нефти в призабойной зоне добывающих скважин, снижение вязкости нефти, повышение давления, облегчение условий фильтрации нефти к скважинам.

 При нагнетании  пара в пласт он внедряется  в наиболее проницаемые слои  и крупные поры пласта. Во время  выдержки в прогретой зоне  пласта происходит активное перераспределение  насыщенности за счет капиллярных  сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, т.е. меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение  насыщенности пласта нефтью и конденсатом  и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты.

При пароциклических  обработках в добывающую скважину закачивают пар. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше пластовой энергии имеется для ее движения.

После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в  течении одной – двух недель –  периода, необходимого для завершения процесса тепло- и массообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти  и воды в пористой среде. Чем меньше пластовой энергии в пласте, тем меньше должен быть период выдержки, чтобы использовать давление пара для добычи.