Файл: Курсовой проект по курсу Повышение нефтеотдачи пластов.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 147
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Характеристика продуктивных пластов
Характеристика пластовых флюидов
2.2 Физические основы закачки углекислого газа как способа воздействия на пласты
2.4 Техническая реализация процесса при применении метода в промышленных масштабах
Применение закачки углекислого газа на Ярактинском месторождении
3.1 Расчет основных показателей процесса закачки диоксида углерода
, а значит произвести прогнозирование и оценку затруднительно.
Крупнейшие месторождения CO2 в мире относят к вулканогенному генезису, концентрация углекислого газа в таких месторождениях может достигать 100 %. В России Восточная Сибирь и Сахалин являются наиболее благоприятными условиями, для того чтобы происходило образование залежей диоксида углерода. Однако до сих пор исследования по оценке и прогнозированию данных зон возможной концентрации запасов CO2 не производились.
Исследователями были проведены анализы различных источников углекислого газа и в последующем созданы карты для различных регионов РФ в целях улавливания (рис. 2.2) и для применения в целях увеличения нефтеотдачи (рис. 2.3).
Основой для построения карт служило количество электростанций в каждом регионе, а также их суммарный выброс углекислого газа, также учитывалось среднее расстояние от электростанций до ближайшего нефтяного месторождения, потребность повышения нефтеотдачи при помочи диоксида углерода за год, количество экономически успешных потенциальных проектов, а также средние значение затрат на перевозку CO2 до месторождения.
Для того, чтобы определить к какому рангу перспективности относится конкретный регион был разработан специальный алгоритм, который учитывал стоимость улавливания диоксида углерода, физико-геологические свойства месторождений, затраты на транспортировку углекислого газа и его закачку, а также экономическую эффективность данных проектов.
Рисунок 2.2 – Карта перспективных регионов РФ для целей использования улавливания CO2
Рисунок 2.3 - Карта перспективных регионов РФ для целей использования диоксида углерода для повышения нефтеотдачи
В связи с тем, что давление определяет смесимость, состояние смеси нефть— СО2 и эффективность вытеснения нефти
, основными регулируемыми элементами технологии процесса являются давление нагнетания СО2 и поддержание пластового давления.
Оптимальное давление, при котором СО2 наиболее эффективно вытесняет нефть, следует определять в каждом конкретном случае экспериментально при условиях, близких к пластовым, т. е. определение давления смесимости для пластовых нефтей с СО2 проводить в пористой среде реального пласта.
Другое важное условие технологии вытеснения нефти СО2 — его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО2 (99,8—99,9 %) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при сжижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газов. При содержании в смеси с СО2 большого количества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии.
Если в пласт закачивается СО2 в смеси с метаном (природный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти СО2— сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятствует смесимости нефти и СО2.
Для вытеснения нефти одним СО2 требуется его большой расход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. Ввиду большой разницы вязкостей и плотностей СО2 и нефти возможны быстрые прорывы СО2 к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение коэффициента охвата по сравнению с заводнением. Вследствие этого эффект повышения вытеснения нефти СО2 может быть меньше потерь в нефтеотдаче за счет снижения охвата вытеснением. С целью экономии СО2, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и yвеличения коэффициента охвата, применение СО2 целесообразно сочетать с заводнением. Применяются различные модификации этого метода.
Применение СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов не предъявляет особых требований к системе разработки, но она обязательно должна быть внутриконтурная, пятирядная, трехрядная или однорядная, либо должны применяться различные модификации площадного заводнения. Предпочтение должно быть отдано активным, т. е. малорядным системам разработки.
Применение многорядных систем нежелательно ввиду возможного отбора больших объемов СО2 первыми рядами добывающих скважин. В случае необходимости применения таких систем следует уменьшать газоводяное отношение.
Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки — до 40—50 га/скв и более, так как СО2 не ухудшает условий дренирования пластов. Как и при обычном заводнении, плотность сетки скважин следует принимать в зависимости от неоднородности пластов по проницаемости и прерывистости исходя из условия более полного охвата дренированием. При разработке пластов, в которых возможна значительная гравитационная сегрегация воды и СО2 (пласты с большой толщиной и вертикальной проницаемостью), плотность сетки скважин следует увеличивать. При решении вопросов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметичность, условия и возможную продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин, необходимость бурить скважины-дублеры и принимать максимальные меры по защите от коррозии металла обсадных труб.
Область применения жидкого диоксида углерода ограничивается его критической температурой. Лабораторные эксперименты, в которых проводилась оценка эффективности использования СО2-содержащих составов – модель дымового газа (в % об.: СО2 = 20, N2 = 80), карбонизированная вода (6,3 % об.) и сжиженный углекислый газ (99,6 % об.), показали, что последний является наиболее эффективным рабочим агентом. Это связано с тем, что после внедрения углекислоты происходит интенсивный массообмен между компонентами потока, в результате чего пластовые жидкости быстро достигают равновесного насыщения углекислым газом и вытеснение приближается к смешивающему.
При этом отмечается, что погребенная вода остается неподвижной во время продвижения оторочки СО2. В дальнейшем вследствие разбухания и фильтрации погребенной воды нагнетаемой проталкивающей жидкостью, между оторочкой СО2 и проталкивающим агентом образуется своего рода барьер, который препятствует потери CO2 из оторочки на насыщение новых порций проталкивающего агента. Авторы исследований отмечают, что применение оторочек жидкого диоксида углерода позволяет значительно увеличить извлечение остаточной нефти из низкопродуктивных, высокообводненных или непредельнонасыщенных залежей
Метод рассматриваемой технологии является более распространенным и представляет собой закачку оторочки газообразного углекислого газа. При продвижении ее водой диоксид углерода движется в виде объема свободного газа с четко выраженными границами, при этом основной его объем находится перед фронтом вытеснения и лишь незначительная часть остается вне фронта. По мере продвижения газовой оторочки углекислый газ расходуется на насыщение воды и нефти вследствие чего ее объем постепенно уменьшается. Как и в случае с жидким CO2 между оторочкой и проталкивающим агентом образуется барьер из карбонизированной воды предельно насыщенной двуокисью углерода. При вытеснении нефти данным методом выделяют следующие характерные зоны (рис. 2.4):
Рисунок 2.5 - Вытеснение нефти оторочкой газообразного диоксида углерода и распределение насыщенности воды, нефти и CO2 при неполной смесимости
В конечном счете по мере продвижения агента в пласте остаются только пятая и шестая зоны. В случае небольшой оторочки углекислого газа с течением времени вторая и третья зона могут исчезнуть. В результате этого вода обгоняет диоксид углерода и наблюдается вытеснение нефти карбонизированной водой. Отличительной особенностью применения CO2 от других растворителей или углеводородных газов является то, что даже небольшие оторочки углекислого газа обеспечивают заметный прирост нефтеотдачи.
Сильная зависимость вытеснения нефти газообразными оторочками СО2 от условий гравитационного разделения, ограничивает применение данной технологии в пластах с высокой вертикальной проницаемостью.
В пласт длиной l = 500 м, шириной b = 250 м, общей толщиной h0= 4,8 разрабатывают закачкой оторочкой СО2. Коэффициент охвата пласта вытеснением η2 = 0,8. Пористость m = 0,13, вязкость нефти μН = 1∙10-3 Па∙с, вязкость СО2 в пласте μу = 0,05∙10-3 Па∙с, насыщенность связанной водой sCB = 0,05. Объем асфальнетов в нефти 20%. При вытеснении нефти оторочкой углекислоты смолы и асфальтены вытесняются частично. Насыщенность смолами и асфальтенами sH = 0,l и, водонасыщенность s = 0,9.
Закачка углекислоты и воды в пласт: q=400 м3/сут. Kμ=2.45∙105 м/(Па∙с).
Требуется определить объем оторочки углекислоты VОТ исходя из того условия, что к моменту подхода к концу пласта х = l середины области смешения СО2 и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода. Скорость фильтрации в пласте равна:
Крупнейшие месторождения CO2 в мире относят к вулканогенному генезису, концентрация углекислого газа в таких месторождениях может достигать 100 %. В России Восточная Сибирь и Сахалин являются наиболее благоприятными условиями, для того чтобы происходило образование залежей диоксида углерода. Однако до сих пор исследования по оценке и прогнозированию данных зон возможной концентрации запасов CO2 не производились.
Исследователями были проведены анализы различных источников углекислого газа и в последующем созданы карты для различных регионов РФ в целях улавливания (рис. 2.2) и для применения в целях увеличения нефтеотдачи (рис. 2.3).
Основой для построения карт служило количество электростанций в каждом регионе, а также их суммарный выброс углекислого газа, также учитывалось среднее расстояние от электростанций до ближайшего нефтяного месторождения, потребность повышения нефтеотдачи при помочи диоксида углерода за год, количество экономически успешных потенциальных проектов, а также средние значение затрат на перевозку CO2 до месторождения.
Для того, чтобы определить к какому рангу перспективности относится конкретный регион был разработан специальный алгоритм, который учитывал стоимость улавливания диоксида углерода, физико-геологические свойства месторождений, затраты на транспортировку углекислого газа и его закачку, а также экономическую эффективность данных проектов.
Рисунок 2.2 – Карта перспективных регионов РФ для целей использования улавливания CO2
Рисунок 2.3 - Карта перспективных регионов РФ для целей использования диоксида углерода для повышения нефтеотдачи
2.4 Техническая реализация процесса при применении метода в промышленных масштабах
В связи с тем, что давление определяет смесимость, состояние смеси нефть— СО2 и эффективность вытеснения нефти
, основными регулируемыми элементами технологии процесса являются давление нагнетания СО2 и поддержание пластового давления.
Оптимальное давление, при котором СО2 наиболее эффективно вытесняет нефть, следует определять в каждом конкретном случае экспериментально при условиях, близких к пластовым, т. е. определение давления смесимости для пластовых нефтей с СО2 проводить в пористой среде реального пласта.
Другое важное условие технологии вытеснения нефти СО2 — его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО2 (99,8—99,9 %) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при сжижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газов. При содержании в смеси с СО2 большого количества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии.
Если в пласт закачивается СО2 в смеси с метаном (природный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти СО2— сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятствует смесимости нефти и СО2.
Для вытеснения нефти одним СО2 требуется его большой расход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. Ввиду большой разницы вязкостей и плотностей СО2 и нефти возможны быстрые прорывы СО2 к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение коэффициента охвата по сравнению с заводнением. Вследствие этого эффект повышения вытеснения нефти СО2 может быть меньше потерь в нефтеотдаче за счет снижения охвата вытеснением. С целью экономии СО2, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и yвеличения коэффициента охвата, применение СО2 целесообразно сочетать с заводнением. Применяются различные модификации этого метода.
Применение СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов не предъявляет особых требований к системе разработки, но она обязательно должна быть внутриконтурная, пятирядная, трехрядная или однорядная, либо должны применяться различные модификации площадного заводнения. Предпочтение должно быть отдано активным, т. е. малорядным системам разработки.
Применение многорядных систем нежелательно ввиду возможного отбора больших объемов СО2 первыми рядами добывающих скважин. В случае необходимости применения таких систем следует уменьшать газоводяное отношение.
Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки — до 40—50 га/скв и более, так как СО2 не ухудшает условий дренирования пластов. Как и при обычном заводнении, плотность сетки скважин следует принимать в зависимости от неоднородности пластов по проницаемости и прерывистости исходя из условия более полного охвата дренированием. При разработке пластов, в которых возможна значительная гравитационная сегрегация воды и СО2 (пласты с большой толщиной и вертикальной проницаемостью), плотность сетки скважин следует увеличивать. При решении вопросов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметичность, условия и возможную продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин, необходимость бурить скважины-дублеры и принимать максимальные меры по защите от коррозии металла обсадных труб.
- 1 2 3 4 5 6 7
Применение закачки углекислого газа на Ярактинском месторождении
Область применения жидкого диоксида углерода ограничивается его критической температурой. Лабораторные эксперименты, в которых проводилась оценка эффективности использования СО2-содержащих составов – модель дымового газа (в % об.: СО2 = 20, N2 = 80), карбонизированная вода (6,3 % об.) и сжиженный углекислый газ (99,6 % об.), показали, что последний является наиболее эффективным рабочим агентом. Это связано с тем, что после внедрения углекислоты происходит интенсивный массообмен между компонентами потока, в результате чего пластовые жидкости быстро достигают равновесного насыщения углекислым газом и вытеснение приближается к смешивающему.
При этом отмечается, что погребенная вода остается неподвижной во время продвижения оторочки СО2. В дальнейшем вследствие разбухания и фильтрации погребенной воды нагнетаемой проталкивающей жидкостью, между оторочкой СО2 и проталкивающим агентом образуется своего рода барьер, который препятствует потери CO2 из оторочки на насыщение новых порций проталкивающего агента. Авторы исследований отмечают, что применение оторочек жидкого диоксида углерода позволяет значительно увеличить извлечение остаточной нефти из низкопродуктивных, высокообводненных или непредельнонасыщенных залежей
Метод рассматриваемой технологии является более распространенным и представляет собой закачку оторочки газообразного углекислого газа. При продвижении ее водой диоксид углерода движется в виде объема свободного газа с четко выраженными границами, при этом основной его объем находится перед фронтом вытеснения и лишь незначительная часть остается вне фронта. По мере продвижения газовой оторочки углекислый газ расходуется на насыщение воды и нефти вследствие чего ее объем постепенно уменьшается. Как и в случае с жидким CO2 между оторочкой и проталкивающим агентом образуется барьер из карбонизированной воды предельно насыщенной двуокисью углерода. При вытеснении нефти данным методом выделяют следующие характерные зоны (рис. 2.4):
-
зона однофазного течения нефти в присутствии погребенной воды; -
зона совместного движения углекислого газа, нефти и воды с активным массообменом между фазами; -
зона движения нефтяного вала в присутствии погребенной воды и защемленного газа (массообмен углекислым газом между фазами происходит здесь в меньшей степени, чем в предыдущей зоне); -
зона фильтрации карбонизированной воды в присутствии остаточной нефти (малоподвижной и лишенной легких фракций) и остатков свободного газа (характеризуется состоянием равновесного насыщения СО2 в нефти и погребенной воде); -
зона продвижения нагнетаемой воды в присутствии остаточной нефти с активным перераспределением выделяющегося из нефти СО2 между обеими жидкостями; -
зона фильтрации закачиваемой воды в присутствии остаточной нефти и отсутствии углекислого газа.
Рисунок 2.5 - Вытеснение нефти оторочкой газообразного диоксида углерода и распределение насыщенности воды, нефти и CO2 при неполной смесимости
В конечном счете по мере продвижения агента в пласте остаются только пятая и шестая зоны. В случае небольшой оторочки углекислого газа с течением времени вторая и третья зона могут исчезнуть. В результате этого вода обгоняет диоксид углерода и наблюдается вытеснение нефти карбонизированной водой. Отличительной особенностью применения CO2 от других растворителей или углеводородных газов является то, что даже небольшие оторочки углекислого газа обеспечивают заметный прирост нефтеотдачи.
Сильная зависимость вытеснения нефти газообразными оторочками СО2 от условий гравитационного разделения, ограничивает применение данной технологии в пластах с высокой вертикальной проницаемостью.
-
ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 Расчет основных показателей процесса закачки диоксида углерода
В пласт длиной l = 500 м, шириной b = 250 м, общей толщиной h0= 4,8 разрабатывают закачкой оторочкой СО2. Коэффициент охвата пласта вытеснением η2 = 0,8. Пористость m = 0,13, вязкость нефти μН = 1∙10-3 Па∙с, вязкость СО2 в пласте μу = 0,05∙10-3 Па∙с, насыщенность связанной водой sCB = 0,05. Объем асфальнетов в нефти 20%. При вытеснении нефти оторочкой углекислоты смолы и асфальтены вытесняются частично. Насыщенность смолами и асфальтенами sH = 0,l и, водонасыщенность s = 0,9.
Закачка углекислоты и воды в пласт: q=400 м3/сут. Kμ=2.45∙105 м/(Па∙с).
Требуется определить объем оторочки углекислоты VОТ исходя из того условия, что к моменту подхода к концу пласта х = l середины области смешения СО2 и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода. Скорость фильтрации в пласте равна:
| |  | (1) |