Файл: Особенности разработки газоконденсатных месторождений.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 70
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Кроме того, применение силикатов возможно для глубокозалегающих высокотемпературных пластов, т. к. их свойства сохраняются даже при высоком давлении 30-95 МПа и температуре до 2000С. В качестве силиката щелочного металла может использоваться ортосиликат, метасиликат и пентогидрат натрия и калия, которые при взаимодействии с хлоридом кальция образуют гелеобразный осадок.
Для месторождений Западной Сибири, характеризующихся высокой послойной неоднородностью пластов и повышенной температурой, предложен способ воздействия на основе неорганических солей, который заключается на способности системы "соль алюминия-карбамид-вода" генерировать в пласте неорганический гель и СО2. Получаемый гель гидроксида алюминия является тиксотропным псевдопластическим твердообразным телом коагуляционной структуры. На основе лабораторных исследований показано, композиция снижает коэффициент проницаемости для воды до 70 раз. Композиция испытывалась на месторождениях Западной Сибири, удельная технологическая составила 40-60 т/т.
( При применении сульфат алюминия в терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов Татарии удельная эффективность достигает 100т/т.)
Технологии осадкогелеобразующих реагентов (КОГОР)
В последнее время находят применение комбинированные технологии осадкогелеобразующих реагентов (КОГОР) – композиции из силиката натрия, щелочей, алюмохлорида, глинопорошка.
Около 95% всех воздействий на пласты с помощью ОГОТ осуществляется через нагнетательные скважины. Условно можно выделить три вида воздействия на пласты через нагнетательные скважины:
- на призабойную зону с целью снижения проницаемости промытых пропластков;
- на межскважинную зону пласта с целью увеличения охвата пласта заводнением;
- на призабойную зону с целью селективной изоляции выработанного пласта.
На месторождениях применяется большое количество технологий и их модификаций, выбор которых зависит от ряда геологопромысловых факторов: обводненности продукции скважин; выработанности НИЗ; слоистости и неоднородности пластов; физических свойств нефти и пластовых вод и др.
К эффективным, хорошо зарекомендовавшим себя технологиям относятся гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). Эти методы сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат.
По выполнению и интенсивности воздействия гидродинамические методы ПНП делятся на две группы:
1). Осуществляемые через изменение режимов эксплуатации скважин, следовательно, режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием “нестационарное заводнение”. К ним относятся циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости, ступенчато-термальное заводнение, закачка минерализованной воды повышенной температуры из нижележащих горизонтов, ограничение и прекращение закачки воды в завершающей стадии разработки.
2). Методы, основанные на изменении первоначально принятого размещения скважин и системы воздействия. К методам второй группы относятся: перенос фронта нагнетания, создание дополнительных очагов заводнения и рядов нагнетательных скважин, разукрупнение эксплуатационных объектов, бурение боковых стволов (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС). Особое внимание заслуживает опыт внедрения горизонтальных скважин, так как число их с каждым годом растет.
В условиях истощения крупных нефтяных месторождений России главным становится разработка трудноизвлекаемых запасов. К этой категории относятся месторождения с высоковязкой нефтью, где используются тепловые методы ПНП, а эффективность других методов резко падает. Тепловые методы широко применяются на месторождениях Удмуртии.
При изучении настоящей темы следует обратить внимание на современные технологии вибросейсмического, микробиологического, теплоциклического и других методов воздействия. Волновые методы представлены гидровибровоздействием (ГВВ), дилатационно-волновым воздействием, вибросесмовоздействием. При осуществлении данных технологий используются различные источники возбуждения, которые создают упругие колебания и напряжения, воздействующие на пласт. Это приводит к увеличению степени извлечения нефти из месторождений, находящихся в поздней стадии разработки.
Задача 1
Нефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работы. Для каждого режима замерены дебит и забойное давление.
Определить коэффициенты продуктивности, гидропроводность, коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта.
Результаты исследования и данные по скважине данны в таблицах 2,3.
Таблица 2 Результаты исследования скважины
Строим индикаторную диаграмму.
и ΔР – Q
Берем произвольную точку точку и для нее определим Δ Pр ( hр)= 3 МПа и Qр=40т/сут.
По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности:
и
К=40/3=13,3 т/сут МПа
Зная коэффициенты продуктивности, можно определить гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из соотношения формул Дюпюи и уравнения притока:
где к – коэффициент проницаемости, мкм2;
h – эффективная мощность пласта, м;
μ – динамическая вязкость нефти, мПа·с;
b – объемный коэффициент нефти;
Rк – условный радиус контура питания, м;
rc – радиус скважины, м;
φ
Для месторождений Западной Сибири, характеризующихся высокой послойной неоднородностью пластов и повышенной температурой, предложен способ воздействия на основе неорганических солей, который заключается на способности системы "соль алюминия-карбамид-вода" генерировать в пласте неорганический гель и СО2. Получаемый гель гидроксида алюминия является тиксотропным псевдопластическим твердообразным телом коагуляционной структуры. На основе лабораторных исследований показано, композиция снижает коэффициент проницаемости для воды до 70 раз. Композиция испытывалась на месторождениях Западной Сибири, удельная технологическая составила 40-60 т/т.
( При применении сульфат алюминия в терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов Татарии удельная эффективность достигает 100т/т.)
Технологии осадкогелеобразующих реагентов (КОГОР)
В последнее время находят применение комбинированные технологии осадкогелеобразующих реагентов (КОГОР) – композиции из силиката натрия, щелочей, алюмохлорида, глинопорошка.
Около 95% всех воздействий на пласты с помощью ОГОТ осуществляется через нагнетательные скважины. Условно можно выделить три вида воздействия на пласты через нагнетательные скважины:
- на призабойную зону с целью снижения проницаемости промытых пропластков;
- на межскважинную зону пласта с целью увеличения охвата пласта заводнением;
- на призабойную зону с целью селективной изоляции выработанного пласта.
На месторождениях применяется большое количество технологий и их модификаций, выбор которых зависит от ряда геологопромысловых факторов: обводненности продукции скважин; выработанности НИЗ; слоистости и неоднородности пластов; физических свойств нефти и пластовых вод и др.
К эффективным, хорошо зарекомендовавшим себя технологиям относятся гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). Эти методы сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат.
По выполнению и интенсивности воздействия гидродинамические методы ПНП делятся на две группы:
1). Осуществляемые через изменение режимов эксплуатации скважин, следовательно, режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием “нестационарное заводнение”. К ним относятся циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости, ступенчато-термальное заводнение, закачка минерализованной воды повышенной температуры из нижележащих горизонтов, ограничение и прекращение закачки воды в завершающей стадии разработки.
2). Методы, основанные на изменении первоначально принятого размещения скважин и системы воздействия. К методам второй группы относятся: перенос фронта нагнетания, создание дополнительных очагов заводнения и рядов нагнетательных скважин, разукрупнение эксплуатационных объектов, бурение боковых стволов (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС). Особое внимание заслуживает опыт внедрения горизонтальных скважин, так как число их с каждым годом растет.
В условиях истощения крупных нефтяных месторождений России главным становится разработка трудноизвлекаемых запасов. К этой категории относятся месторождения с высоковязкой нефтью, где используются тепловые методы ПНП, а эффективность других методов резко падает. Тепловые методы широко применяются на месторождениях Удмуртии.
При изучении настоящей темы следует обратить внимание на современные технологии вибросейсмического, микробиологического, теплоциклического и других методов воздействия. Волновые методы представлены гидровибровоздействием (ГВВ), дилатационно-волновым воздействием, вибросесмовоздействием. При осуществлении данных технологий используются различные источники возбуждения, которые создают упругие колебания и напряжения, воздействующие на пласт. Это приводит к увеличению степени извлечения нефти из месторождений, находящихся в поздней стадии разработки.
Задача 1
Нефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работы. Для каждого режима замерены дебит и забойное давление.
Определить коэффициенты продуктивности, гидропроводность, коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта.
Результаты исследования и данные по скважине данны в таблицах 2,3.
Таблица 2 Результаты исследования скважины
| Режимы работы скважины | Пластовое давление Рпл, МПа | Забойное давление Рз, МПа | Депрессия  Р = Рпл – Рз | Дебит жидкости Qж, т/сут |
| Номера вариантов 1 – 5 | ||||
| 1 | 28 | 23,1 | 4,9 | 65,4 |
| 2 | 28 | 23,95 | 4,05 | 55 |
| 3 | 28 | 25,7 | 2,3 | 32 |
| 4 | 28 | 27 | 1 | 12,5 |
| Номера вариантов | Наименование исходных данных | ||||||
| Эффективная мощность пласта h, м | Условный радиус контура питания Rк, м | Диаметр скважины по долоту Dд , мм | Плотность жидкости pж, кг/м3 | Динамическая вязкость нефти µ, мПа·с | Объемный коэффициент нефти b | Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φс  | |
| 4 | 13 | 450 | 300 | 850 | 1,1 | 1,2 | 0,8 |
Строим индикаторную диаграмму.
и ΔР – Q
Берем произвольную точку точку и для нее определим Δ Pр ( hр)= 3 МПа и Qр=40т/сут.
По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности:
иК=40/3=13,3 т/сут МПа
Зная коэффициенты продуктивности, можно определить гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из соотношения формул Дюпюи и уравнения притока:
где к – коэффициент проницаемости, мкм2;
h – эффективная мощность пласта, м;
μ – динамическая вязкость нефти, мПа·с;
b – объемный коэффициент нефти;
Rк – условный радиус контура питания, м;
rc – радиус скважины, м;
φ