Файл: Казахский национальный исследовательский технический университет имени.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 04.12.2023
Просмотров: 147
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
методы актуальны для низковязкий нефтей карбонатных коллекторов с низкими значениями проницаемости.
Закачка полимеров, растворенных в воде увеличивает вязкость воды и снижает ее подвижность, вследствие чего повышается обводнение пласта, при этом расходуется небольшая часть реагента. Главный эффект полимерных растворов – это создание неоднородной среды в пласте и контраст вязкостей за счет сгущения воды, затрудняющий ее прорыв.
Низкая эффективность нагнетающей скважины, невозможность применения на поздних стадиях разработки и при высоком содержании солей в пласте, а также возможность разрушения полимера, снижающая его сгущающую способность, ограничивают широкое применение данного химического метода.
Закачка ПАВ в малых концентрациях с водой уменьшает поверхностное натяжение между водой и нефтью и увеличивает краевой угол смачивания в несколько раз, при этом оказывает очень малое влияние на процесс разработки месторождения. Раствор ПАВ должен закачиваться в нефтяную часть пласта в больших объемах, чтобы избежать последствия процесса адсорбции и для увеличения площади обводненности пласта.
К недостаткам ПАВ можно отнести его адсорбцию на поверхности горных пород, высокое межфазное натяжение и высокое влияние состава воды.
При закачке щелочного раствора понижается межфазное натяжение и возрастает смачиваемость пород водой за счет образования ПАВ в результате взаимодействия щелочи с кислотами нефти, образуется эмульсия «нефть в воде», которая хорошо вытесняется из
пласта в скважину. В процессе вытеснения повышается гидрофилизация поровой среды, повышается проницаемость.
Активность нефти, глинистость пород и качество воды играют большую роль и ограничивает распространенность данного метода, растет расход щелочи и уменьшается эффективность вытеснения.
Вытеснение нефти серной кислотой происходит за счет повышения процаемости минералов, увеличивается площадь дренируемой зоны. При этом серная кислота взаимодействует с углеводородами, из которых состоит нефть, и образует сульфокислоты, оказывающие похожее на ПАВ воздействие для повышения зоны обводненности пласта.
Физические методы относят к методам увеличения дебита скважин.
Гидравлический разрыв пласта осуществляется с помощью закачки вязкой жидкости в пласт при высоком давлении, которое приводит к образованию трещин в горных породах, близких к скважине. После образования трещин в пласт закачивается раствор с твердыми частицами, которые оседают на поверхности пород препятствуют смыканию этих трещин. Данный метод широко применяется в местах с низкой проницаемостью, увеличивается дебит за счет вовлеченности трещин в фильтрацию флюидов.
Электромагнитное воздействие на пласт высокочастотного электромагнитного поля сопровождается нагреванием, процессом деэмульсации нефти и созданием давления на пластовую жидкость. Зависит от электросвойств пласта.
Волновое воздействие на пласт создается с помощью упругих волн, возбуждающих низкпроницаемые зоны пласта, но не оказывающие влияние на высокопроницаемые
участки.
Такое воздействие ведет к увеличению интесификационной эффективности пласта и повышению нефтеотдачи. При этом данный эффект
может прослеживаться и в скважинах, расположенных в нескольких сотнях метров от источника воздействия
Коэффициент извлечения нефти тепловых методов составляет 15-35 %, газовых методов – 5-20 %, химических методов – 25-40 %, физических методов
– 9-13%, гидродинамических методов – 7-13 %.
Добыча нефти за счет МУН увеличилась в полтора раза за 30 лет с 80 млн. тонн до 120 млн. тонн. Также важно отметить, что в СНГ проекты по развитию МУН развиваются слабо, но мировой опыт показывает, что изучение новых МУН имеет большое значение для отрасли добычи полезных ископаемых.
Так как изучение потенциально подходящего метода увеличения нефтеотдачи для данных условий пласта занимает много времени и ресурсов, то есть смысл использовать простые критерии отбора, которые помогут подобрать подходящий МУН. Далее будут приведены рисунки, содержащие разные параметры для определения самого эффективного метода.
Рисунок 1 – Отбор по вязкости и глубине скважины
На рисунке 1 представлен график скрининг методов увеличения нефтеотдачи на основе значений глубины пласта и вязкости нефти, который
включает метод закачки несмешиваемого газа, закачку полимеров, метод внутрипластового горения, закачка ПАВ, введение углекислого газа и закачка азота. При глубине изучаемой скважины (h=2200 ft) и вязкости нефти (μ=1417 cp) можно определить наиболее подходящий метод для условий пласта – закачка пара в пласт.
Рисунок 2 − МУН, ограничения по глубине
На рисунке 2 показывается лимит применимых методов увеличения нефтеотдачи по глубине скважины. Представлен метод закачки углекислого газа, закачка азота и дымовых газов, попеременная закачка полимера и ПАВ, закачка щелочей, пара и внутрипластовое
горение. Наиболее подходящий метод в соответствии с рисунком 1 – метод закачки пара в пласт при глубине (h=2200ft) находится в нормальном диапазоне и является оптимальным, когда как остальные методы применяются только при высоких значениях глубины скважины. При данном значении глубины также возможна закачка щелочи.
Рисунок 3 − МУН, ограничения по проницаемости
На рисунке 3 представлен выбор метода увеличения нефтеотдачи на основе проницаемости пласта. На основе представленных значений по проницаемости изучаемого месторождения (k=4400 mD), раннее выбранная закачка пара имеет самый узкий диапазон среди предложенных методов и входит в предпочитаемую зону для данной проницаемости. Так как параметр проницаемости очень высок, то все предложенные МУН подходят под данное значение. Но из-за других особенностей геолого-физических параметров пласта их практическое применение невозможно, но могло бы иметь положительный эффект при более детальном изучении пластовой зоны.
Рисунок 4 − МУН, вязкость
На рисунке 4 показывается выбор подходящего метода увеличения нефтеотдачи по вязкости нефти в пластовых условиях. На основе представленных данных (μ = 1417 cp) , закачка пара в пласт
Закачка полимеров, растворенных в воде увеличивает вязкость воды и снижает ее подвижность, вследствие чего повышается обводнение пласта, при этом расходуется небольшая часть реагента. Главный эффект полимерных растворов – это создание неоднородной среды в пласте и контраст вязкостей за счет сгущения воды, затрудняющий ее прорыв.
Низкая эффективность нагнетающей скважины, невозможность применения на поздних стадиях разработки и при высоком содержании солей в пласте, а также возможность разрушения полимера, снижающая его сгущающую способность, ограничивают широкое применение данного химического метода.
Закачка ПАВ в малых концентрациях с водой уменьшает поверхностное натяжение между водой и нефтью и увеличивает краевой угол смачивания в несколько раз, при этом оказывает очень малое влияние на процесс разработки месторождения. Раствор ПАВ должен закачиваться в нефтяную часть пласта в больших объемах, чтобы избежать последствия процесса адсорбции и для увеличения площади обводненности пласта.
К недостаткам ПАВ можно отнести его адсорбцию на поверхности горных пород, высокое межфазное натяжение и высокое влияние состава воды.
При закачке щелочного раствора понижается межфазное натяжение и возрастает смачиваемость пород водой за счет образования ПАВ в результате взаимодействия щелочи с кислотами нефти, образуется эмульсия «нефть в воде», которая хорошо вытесняется из
пласта в скважину. В процессе вытеснения повышается гидрофилизация поровой среды, повышается проницаемость.
Активность нефти, глинистость пород и качество воды играют большую роль и ограничивает распространенность данного метода, растет расход щелочи и уменьшается эффективность вытеснения.
Вытеснение нефти серной кислотой происходит за счет повышения процаемости минералов, увеличивается площадь дренируемой зоны. При этом серная кислота взаимодействует с углеводородами, из которых состоит нефть, и образует сульфокислоты, оказывающие похожее на ПАВ воздействие для повышения зоны обводненности пласта.
Физические методы относят к методам увеличения дебита скважин.
Гидравлический разрыв пласта осуществляется с помощью закачки вязкой жидкости в пласт при высоком давлении, которое приводит к образованию трещин в горных породах, близких к скважине. После образования трещин в пласт закачивается раствор с твердыми частицами, которые оседают на поверхности пород препятствуют смыканию этих трещин. Данный метод широко применяется в местах с низкой проницаемостью, увеличивается дебит за счет вовлеченности трещин в фильтрацию флюидов.
Электромагнитное воздействие на пласт высокочастотного электромагнитного поля сопровождается нагреванием, процессом деэмульсации нефти и созданием давления на пластовую жидкость. Зависит от электросвойств пласта.
Волновое воздействие на пласт создается с помощью упругих волн, возбуждающих низкпроницаемые зоны пласта, но не оказывающие влияние на высокопроницаемые
участки.
Такое воздействие ведет к увеличению интесификационной эффективности пласта и повышению нефтеотдачи. При этом данный эффект
может прослеживаться и в скважинах, расположенных в нескольких сотнях метров от источника воздействия
Коэффициент извлечения нефти тепловых методов составляет 15-35 %, газовых методов – 5-20 %, химических методов – 25-40 %, физических методов
– 9-13%, гидродинамических методов – 7-13 %.
Добыча нефти за счет МУН увеличилась в полтора раза за 30 лет с 80 млн. тонн до 120 млн. тонн. Также важно отметить, что в СНГ проекты по развитию МУН развиваются слабо, но мировой опыт показывает, что изучение новых МУН имеет большое значение для отрасли добычи полезных ископаемых.
- 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Применение тепловых методов на месторождении Сарыбулак
-
Определение оптимального метода увеличения нефтеотдачи
Так как изучение потенциально подходящего метода увеличения нефтеотдачи для данных условий пласта занимает много времени и ресурсов, то есть смысл использовать простые критерии отбора, которые помогут подобрать подходящий МУН. Далее будут приведены рисунки, содержащие разные параметры для определения самого эффективного метода.
Рисунок 1 – Отбор по вязкости и глубине скважины
На рисунке 1 представлен график скрининг методов увеличения нефтеотдачи на основе значений глубины пласта и вязкости нефти, который
включает метод закачки несмешиваемого газа, закачку полимеров, метод внутрипластового горения, закачка ПАВ, введение углекислого газа и закачка азота. При глубине изучаемой скважины (h=2200 ft) и вязкости нефти (μ=1417 cp) можно определить наиболее подходящий метод для условий пласта – закачка пара в пласт.
Рисунок 2 − МУН, ограничения по глубине
На рисунке 2 показывается лимит применимых методов увеличения нефтеотдачи по глубине скважины. Представлен метод закачки углекислого газа, закачка азота и дымовых газов, попеременная закачка полимера и ПАВ, закачка щелочей, пара и внутрипластовое
горение. Наиболее подходящий метод в соответствии с рисунком 1 – метод закачки пара в пласт при глубине (h=2200ft) находится в нормальном диапазоне и является оптимальным, когда как остальные методы применяются только при высоких значениях глубины скважины. При данном значении глубины также возможна закачка щелочи.
Рисунок 3 − МУН, ограничения по проницаемости
На рисунке 3 представлен выбор метода увеличения нефтеотдачи на основе проницаемости пласта. На основе представленных значений по проницаемости изучаемого месторождения (k=4400 mD), раннее выбранная закачка пара имеет самый узкий диапазон среди предложенных методов и входит в предпочитаемую зону для данной проницаемости. Так как параметр проницаемости очень высок, то все предложенные МУН подходят под данное значение. Но из-за других особенностей геолого-физических параметров пласта их практическое применение невозможно, но могло бы иметь положительный эффект при более детальном изучении пластовой зоны.
Рисунок 4 − МУН, вязкость
На рисунке 4 показывается выбор подходящего метода увеличения нефтеотдачи по вязкости нефти в пластовых условиях. На основе представленных данных (μ = 1417 cp) , закачка пара в пласт